2023年煤炭行业年度策略：2024，中枢下移不改，阶段反弹仍存

2023：供求渐宽松，煤价中枢下移，但现阶段性反弹

我们在中国煤炭行业 2023 年展望报告《2023: 行业强α与宏观弱β的较量》中预测 2023 年中国煤炭行业将从 2021-22 年的由结构性、周期性、扰动性三大因素驱动的超级繁荣周 期下的供求极度紧张进入到 2023 年的供需一定程度的宽松化，煤炭价格中枢有所下移，北 港 5,500 卡煤炭均价将从 2022 年的 1,250 元/吨下移到 2023 年的 950 元/吨。北港 5,500 卡价格在 2022 年 10 月 24 日达到这波下行行情的最高点 1,636 元/吨，2023 年至今，北港 5,500 卡煤炭均价为 975 元/吨，并在 2023 年 6 月中达到今年以来的低点 751 元/吨的水平。 但从今年 8 月中下旬起，受到全国煤炭主产区晋陕蒙地区加强的安全检查力度影响，煤价 出现年内幅度最大的反弹，最高至 1,038 元/吨。全球煤炭弱需求下中国超预期的煤炭进口 量增加、国内产能核增以及新增产能投放带动的国内产量进一步增长以及非电用煤行业煤 炭需求的总体疲弱导致了 2023 年中国煤炭市场的供需宽松化。当然，由于煤炭行业是从极 度的供求紧张走向逐步宽松但过剩程度并不显著的状况，所以今年供给扰动和季节性需求 主导了煤炭价格的 3 次反弹行情。

供求渐宽松，煤价中枢有所下移

2023 年中国煤炭市场在 2021-22 年国内持续进行产能核增、海外经济疲弱驱动的中国煤炭 进口量大幅增加以及国内新增产能逐步释放的背景下，煤炭供需从 2021-22 年的极度紧张 （2021 年全球化石能源需求远超历史年度均值的大幅增加、俄乌冲突导致的全球能源供给 秩序破坏以及 2022 年全球北半球极端高温干旱）到 2023 年的逐步宽松，煤价中枢逐步下 移且阶段性低点触及 751 元/吨的水平。煤炭市场供需宽松的最直接表征就是国内的煤炭库 存长时间稳定处于历史高位。据金正能源数据，2023 年全社会库存从 1.72 亿吨起步，2 月 底到达今年内的最低库存水平 1.63 亿吨，之后全社会库存持续攀升至 7 月初的今年年内高 点 2.18 亿吨，随后一直保持在 1.88 亿吨之上的水平，最近又上涨到 2.11 亿吨的高位且预 计库存仍要继续增长 1-2 个星期左右。同时由于电厂长协全覆盖机制的推行，国家发改委 监测的全国统调电厂煤炭库存始终处于 1.9-2.0 亿吨左右的水平。国家从 2021 年开始建设 国家煤炭储备基地，我们统计国家已经在甘肃/广东/广西/贵州/河北/河南/湖北/湖南/吉林/江 西/内蒙/宁夏/山东/四川/重庆等地建设了或在建煤炭储备基地，虽然没有更具体的煤炭储备 数量，但我们认为这也是阶段性释放供给的一种手段。2021 年 9-10 月份煤炭价格的失控 式上行主要的原因就是极低的库存且淡季去库，引发市场对于即将到来的迎峰度冬需求旺 季的煤价强劲上行的预期。而目前一直处于高位的库存显示中国煤炭市场的供需相对宽松。 在煤炭供求逐步宽松下，煤炭价格中枢在 2023 年相比 2021-22 年显著下移，且在今年 6 月中触及今年以来的低点 751 元/吨，且中国煤炭价格的中枢下移和海外煤炭价格的中枢下 移是同步的。

强劲的煤炭进口量增长成为 2023 年超预期变量

2023 年煤炭进口量的强劲增长是中国煤炭市场最超预期的变量，这直接保证了中国煤炭供 应的充足。中国煤炭进口量强劲增长的原因主要有：1）2020-23 年期间，由于疫情的影响， 中蒙两国进口通关效率大幅下降从而导致蒙古国对中国的煤炭出口有产能而没产量。在疫 情结束后，蒙古国产量恢复且中国是蒙古煤炭几乎唯一的进口国同时蒙古将煤炭出口作为 提振经济的一个重要手段。2023 年前九个月蒙古国煤炭产量累计为 5,553 万吨，比上年同 期增加 3,618 万吨，同比增长 172.9%。1-9 月份中国自蒙古国进口煤炭 4,903 万吨，同比 去年同期进口量 1,858 万吨大幅增长 164%。2023 年蒙古国煤炭产量和煤炭出口量将创蒙 古国的历史新高，2024 年蒙古国煤炭产量或将进一步增长。2）全球经济增长低迷且新能 源快速增长对主要发达国家煤电发电造成的挤压。据 IEA 数据显示，OECD 国家 2023 年 1-7 月份发电量同比下降 3.2%，但新能源发电量增长 0.6%，燃气发电（相较煤电更环保且 调峰能力更强）量-0.3%，发电量降幅的绝大部分流向了煤电发电量，从而导致 1-7 月份 OECD 国家煤电发电量同比大幅下降 16.6%。Ember 数据也显示，2023 年 1-8 月份欧盟、 美国、日本、韩国发电量同比下降 4.6%/1.6%/14.1/11.4%，而煤电发电量同比下降 28.8%/20.3%/21.0%/13.6%。全球主要国家煤电发电量的下降推动了煤炭供需的宽松化从 而导致中国可以进口更多数量的煤炭。2023 年以来，海外煤炭价格持续低于国内煤炭价格 且海外煤炭价格的领先下跌推动了国内煤炭价格中枢的跟随下移。2023 年 1-9 月份中国进 口煤炭数量达 3.48 亿吨，同比去年同期增加 1.47 亿吨，我们预计 4Q23 月均进口量仍将保 持在 4,000 万吨左右的水平。中国 2023 年从澳大利亚和俄罗斯的煤炭进口量也大幅增加， 主要因为中澳煤炭进出口重启以及俄罗斯的煤炭贸易流向重构导致，但澳大利亚和俄罗斯 的进口增加更多的是贸易重构但总量意义不大，我们认为这并不是中国煤炭进口量可以大 幅增加的核心原因。从 2024 年来看，全球经济状况、全球新能源发电量增量以及印度/东盟国家强劲的煤炭需求量增长能否被自身的产量提升是影响中国煤炭进口数量的最关键因 素，我们总体预计中国 2024 年煤炭进口量可以保持 2023 年的高位水平。

供给扰动和需求季节性驱动阶段性反弹

2023 年煤价在供求宽松化的驱动下呈现中枢下移的走势，但发生过三次阶段性反弹。而煤 价反弹的原因主要是因为供给扰动带来的供给减量和季节性旺季需求带来的需求支撑。我 们认为中国煤炭行业处在从2021-22年的供求极度紧张到2023年的供求逐步宽松的过程中 但显然还没有出现绝对的过剩情形。

2023 年煤价的第一次反弹来自于 2023 年 2 月 22 日内蒙古阿拉善新井煤业发生特别重大坍 塌事故从而造成内蒙古地区煤炭的供给扰动，煤炭企业需要进行停产自检，然后政府检查， 通过后才能进行复产。北港 5,500 卡煤价在发生事故后的一周时间上涨约 150 元/吨，但随 着内蒙古煤矿的逐步复产，煤价开始缓慢下行。2023 年的第二次煤价反弹主要驱动力是迎 峰度夏驱动的传统季节性需求上升。北港 5,500 卡煤价在 6 月中触及今年以来的最低点 751 元/吨之后，在旺季补库和旺季需求提升的双重驱动下，煤价反弹了约 150 元/吨至 7 月 20 日左右的 882 元/吨。2023 年迎峰度夏期间的煤价反弹幅度总体有限，符合我们报告《迎峰 度夏：天气与库存的博弈》中的判断，抑制煤价旺季反弹力度的主要原因还是高企的库存。 在迎峰度夏旺季的后半段，由于高企的库存以及台风造成的夏季气温不及预期，煤价从 882 元/吨下降到 8 月 20 日的 801 元/吨的低位。因为迎峰度夏旺季即将过去，且 9 月份-11 月 上旬的传统需求淡季来临，市场普遍预测北港煤价将季节性的下跌到 700 元/吨的水平，然 而陕西新泰煤矿事故、贵州山脚树煤矿事故、山西代县精诚矿业事故瞒报调查结论公布、 内蒙古鄂尔多斯高压气体喷出事故造成了矿山生产安监形势的陡然升级。2023 年 9 月 6 日， 中共中央办公厅、国务院办公厅印发《关于进一步加强矿山安全生产工作的意见》。全国开 展的煤矿安全大检查对于煤炭产量产生了明显的阶段性抑制作用。据金正能源数据，9 月之 后样本煤矿停产比例从之前平均的 6%-7%上升到 15%左右的水平，CCTD442 家煤矿周度 产量数据也显示，9 月份之后周度产量一直低于年度平均的 2,750 万吨/周的平均水平。产 量的明显降低改变了供需关系和市场情绪，第三次价格反弹从 8 月中的 801 元/吨逆季节性 反弹到最高约 1,038 元/吨，反弹幅度约 240 元/吨。由于国家要求发电用煤和取暖用煤的长 协全覆盖，市场被划分为长协用煤市场和非电用煤市场的市场结构。由于长协用煤保供的 强制要求，市场总供给和总需求的变动就对非电用煤这个“小众市场”（港口价格的主要驱 动力）边际影响很大。同时，港口和产地的价格今年以来持续倒挂且港口市场的高卡煤结 构性短缺，又叠加 9 月份以来随着全球油价反弹而产生的煤化工用煤（主要是高卡煤）强 劲复苏，最终造成了今年以来幅度最大的一次反弹。但由于煤炭供给部分恢复且煤炭需求 未见显著改善，北港 5,500 卡价格从 10 月 9 日的 1,038 元/吨开始下降，目前为止已经下 跌约 100-120 元/吨左右。

从 2023 年煤炭价格的走势来看，我们认为中国煤炭市场处于宽松化但没有明显过剩的中枢 逐步下移阶段中，需求和供给的阶段性变化以及长协煤/非电用煤的市场分割状态都可能促 发港口煤炭价格的阶段性反弹行情，而影响总需求和总供给的因素又比较多，但市场显然 很难出现类似于 2021-22 年那样的供求极度紧张和价格持续高企的情形，因为市场持续高 企的库存显示出总体供需的矛盾并不大。

可再生能源强劲发展，对能源/电力增量需求满足日益增强

2020 年是全球可再生能源发展的分水岭，标志着全球可再生能源发展从政策驱动向市场驱 动的转变，主因可再生能源发电尤其是光伏和风电的投资成本持续下降到满足可再生能源 装机的经济可行性从而刺激装机量的强劲增长。全球碳中和碳达峰的远景一方面从用能端 驱动全球电气化的提升，从而带动用电量的增长；但另一方面，发电端需要更加绿色化， 大力发展可再生能源发电逐步降低化石能源发电的占比和数量是应有之义。2022 年俄乌冲 突的发生毫无疑问刺激了欧美发达国家加强对可再生能源发展的政策支持力度从而能够更 快的实现能源安全。而中国作为全球新能源产业发展的中心，在光伏/风电装机方面更是领 跑全球。2023 年全球光伏装机增量超预期，预计 2024 年全球光伏装机仍将保持强劲增长。

2021 年全球光伏/风电/生物质发电增量相比 2018-2020 年出现跃升，但当年全球异常强劲 的能源总需求增量掩盖了可再生能源发电量增量跃升的事实。但 2022 年当全球用电量增量 回归常态后，当年可再生能源发电量增量即可满足约 80%的当年用电量增量需求。而除中 国/印度之外的其他国家作为一个整体，可再生能源年度发电量增量已经能超额满足正常年 份用电量增量。我们认为可再生能源发展的趋势不变并进入了加速发展的阶段，煤炭作为 传统化石能源发电原料会越来越承受可再生能源发电替代影响的抑制。同时，从发电端来 看，全球水电和核电每年也会贡献一定的发电量增量，当然来水情况对每年的水电发电小 时数会产生显著的影响且可预测性相对较低。

2023 年全球可再生能源发展超预期，尤其是光伏产业

我们认为全球可再生能源行业发展从 2020 年进入发展阶段，标志着行业发展从之前的政策 驱动（补贴政策）进入到市场驱动（自我发展）的阶段，主因全球光伏/风电行业的平准化 度电成本（LCOE, Levelized Cost of Electricity）在过去十年持续下降。据 IRENA 数据， 2022 年全球新建光伏和陆上风电的加权平均 LCOE 分别为 0.049 和 0.033 美元/kWh，相 比 2010 年分别下降了 89%和 69%。我们认为这一趋势在 2023 年会进一步加强，基于中 国硅料和组件价格的大幅下跌从而导致投资成本的减少。在 2022 年度行业展望报告中，我 们提到随着中国硅料产能的强劲增长，2023 年预计硅料价格以及光伏产业成本显著下行。 当然 2023 年中国光伏产业硅料价格和组件价格的下行幅度还是超我们预期的，硅料和组件 价格较 2022 年的高点分别下降了 78.3%和 42.8%。展望未来，我们认为光伏/风电 LCOE 下行的趋势仍然会持续，虽然下行的斜率要远小于之前十年的走势。

2022 年俄乌冲突所造成的全球能源供应扰动极大的推动了能源价格的上涨，但同时也刺激 了主要发达国家尤其是欧洲加速能源转型尽快实现能源安全和独立的决心。2022 年 5 月欧 盟公布了 RepowerEU 的能源计划，该计划涉及未来五年内高达 2,100 亿欧元的资金规模， 包括增加可再生能源和液化天然气进口，降低能源需求，从而达到减少对俄罗斯能源依赖、 加快转向绿色能源的目的。美国 2022 年颁布了《通胀消减法案》，将提供高达 3,690 亿美 元补贴，以支持电动汽车、关键矿物、清洁能源及发电设施的生产和投资。我们预计欧洲 和美国未来几年光伏/风电装机量将持续增长，考虑到美国和欧洲全社会用电量处于达峰水 平且难以快速大幅增长，欧洲和美国新能源的快速增加将对煤电产生较大的挤出效应。

2023 年以来，在光伏组件价格持续下降以及全球各国大力推动可再生能源发展的背景下， 全球可再生能源装机尤其是光伏装机呈现强劲的增长。中国 2023 年前三季度光伏装机 128.9GW，同比去年同期新增 76.3GW，并且远超 2022 年全年新增装机量的 87GW。全 球光伏装机量也呈现强劲增长，我们预测 2023 年全球光伏新增装机量有望达到约 392GW， 同比去年 189GW 增长 107%。我们预测 2023 年全球风电新增装机量有望达到 104GW， 同比去年全年的 73GW 增长 41%。我们认为如果 2024 年没有风电/光伏装机成本的大幅上 涨，全球风电/光伏新增装机量预计将进一步保持强劲增长。

可再生能源发电增量对用电量增量覆盖率逐年提升，海外市场尤为显著

由于全球可再生能源从 2020 年开始的强劲发展，可再生能源发电量增量占全球年度电力需 求增量的比重逐步提升。据 BP 数据，2011 年以来全球年度平均新增发电量约为 6,313 亿 度，其中中国 3,868 亿度电，印度 767 亿度电（但 2021/2022 年印度新增发电量分别为 1,329/1,432 亿度电），全球其他地区 1,678 亿度电（东盟国家约为 400 亿度电）。全球光伏 /风电/生物质发电量增量 2017-2020 年分别为 3,323/3,057/3,120/3,578 亿度电，但 2021 年出现跃升达到 5,133 亿度电，2022 年继续增长到 5,397 亿度电。由于 2021 年全球经济 强劲增长且由于 2020 年疫情冲击造成的用电量低基数，2021 年全球发电量增长 1.53 万亿 度电，远超 2011 年以来的年度平均发电量增量，所以虽然 2021 年全球可再生能源发电量 增量出现跃升，但占当年全球发电量增量的比重仅达到 33.5%，剩余的用电量增量必须由 传统化石能源发电即燃煤发电和燃气发电来满足，这是 2021 年全球煤炭价格大幅上涨的周 期性因素。但 2022 年全球经济回归正常增长状态，当年可再生能源发电量增量占到当年全 球发电量增量的 83.7%。2023 年全球风电光伏装机量进一步大幅增长，我们预计 2023 年 可再生能源发电量增量预计可以基本覆盖甚至超过全球年度发电量增量。而考虑到全球风 电/光伏产业的持续增长，如果不出现类似 2021 年全球经济的强劲扩张，2024 年及以后全 球可再生能源发电量增量将逐年挤压燃煤发电趋于逐步减少，如果假设其他类型的发电增 量没有变化的话。分区域看，中国和印度之外的全球其他地区的光伏/风电新增装机量带来 的发电量已经可以满足正常经济增长情形下的年度用电量增量。

全球水电/核电发展也贡献一定的电量增量

全球水电和核电的发展没有如可再生能源行业发展这样的强劲态势，主要由于核电发展的 安全性考虑以及水电发展的地域限制。据 BP 数据，过去十年全球核电发电量几乎未增长， 这和 2011 年 3 月发生的日本福岛核事故有较大的关系。事故发生后，全球新建核电站大幅 放缓且由于部分核电站运营年限较长和部分国家处于运营安全考虑计划退出部分核电站， 全球核电发电量出现滞涨。未来全球新增核电站主要在中国，但中国新建核电站密集投产 要到 2026 年及之后，我们认为 2024-25 年全球核电发电量预计维持稳定。据 IEA2022 年 统计，目前全球在建的核电站产能为 54GW，其中中国在建 16.1GW，韩国 5.6GW，印度 4.2GW，俄罗斯 3.8GW，英国 3.3GW，其他国家 16.6GW。但新增的核电站产能将被一些 老旧的核电站服役结束或者部分国家主动关闭一些核电站而抵消。预计未来全球核电发电 量难有显著增加。全球水电发电量 2011 年以来的年度增量为 753 亿度电，水电发电量受到新增水电站以及降雨量的影响。2022 年全球北半球遭遇极端高温干旱天气，造成水电发电 能力减弱。据 IEA 预测，2021-2030 年全球水电装机量将增加 230GW，如果按照 3,500 小 时的年利用小时数计算，全球新增的水电装机量预计将能够提供 8,050 亿度电的发电量增 量。我们预计全球水电发电量未来每年将能够维持 700-800 亿度电左右的增量。

2024 年中国煤炭行业需要关注的 4 个重要变量

我们认为2024年中国煤炭行业需要关注的4个重要变量是：1）中国及海外经济增长状况 2） 中国水电来水量以及发电量 3）煤矿安全事故驱动的供给扰动频率及程度 4）中国 2024 年风电/光伏新增装机量发电的消纳比例。由于中国煤炭行业从 2021-22 年的供求极度紧张 开始逐步宽松化，但显然行业并没有明显的过剩，所以影响行业阶段性供求的变量较多。 且这些变量如果发生时间较长或程度较大的超预期表现，则会对煤炭行业的供需和价格都 会产生较为明显的影响。例如 2023 年两次安全事故引发的生产扰动对煤炭价格驱动了 150-250 元/吨左右的反弹行情。而天气、全球地缘政治、经济增长程度也都在过去几年全 球煤炭行业发展中产生了非常大的影响作用。

中国和海外经济增长力度决定了全球能源总需求的扩张程度，例如 2021 年疫情之后的全球 流动性宽松极大的推动了经济的扩张和能源总需求的增加，是 2021 年全球煤炭价格大幅上 涨的主要推动力。2024 年中国经济和海外经济的增长力度同样对 2024 年的煤炭需求有至 关重要的影响。中国的水电来水量及发电量或成为 2024 年影响煤炭价格的一个潜在重要变 量。2021-2023 因为来水不足以及高温干旱，尽管中国在此期间安装了约 57GW 的水电新 增产能，但相比来水充沛的 2020 年全国水电发电量几乎没有增长。如果 2024 年来水正常， 我们预计当年水电发电量将增长约 1,000-1,500 亿度电，当然天气是最难以判断的变量。 2023 年煤价趋势下行的过程中两次反弹都是由于煤矿安全事故导致的生产扰动。确实 2021 年国家对煤炭进行增产保供以来，煤矿生产的强度比较大，对安全生产提出了更大的挑战。 2024 年煤矿的安全生产状况以及相应的安监力度也会对全年以及阶段性的煤炭产量造成较 大的影响。最后，风电/光伏装机量强劲增长，但由于其发电的间歇性、非连续性以及西北 地区提升的装机比例，新能源发电的顺利消纳需要有较好的输出通道配合，2024 年光伏/ 风电新增装机预计仍将持续增长，新增发电量的消纳比例对于煤电发电量会产生间接影响。

2024 年全球经济增长力度决定能源总需求扩张程度

经济增长力度是能源需求扩张程度的最关键驱动力。2021 年全球经济在疫情之后流动性宽 松共振下强劲增长，直接拉动了全球能源需求的扩张。2021 年全球电力需求增长 1.53 万亿 度电，相比 2011 年以来的均值 6,313 亿度电大幅扩张，从而也推动了全球主要能源：煤炭、 石油、天然气的价格大涨。2023 年 OECD 国家经济增长乏力，也直接导致了发电量和用电 量的小幅负增长。2024 年中国经济和美国经济增长成色如何仍将决定全球能源总需求的扩 张程度，其次才是能源需求的结构性变化对不同种类能源的需求影响。2024 年全球经济或 继续弱增长表现，难以从总量上对能源需求起到太强的推动力。然而，如果美国经济成功 实现软着陆而中国经济也能出现强劲的复苏，那全球能源总需求有望再度强劲扩张，煤炭 需求也有望实现超预期表现。2024 年中国经济/美国经济的状况也是中国煤炭行业需要关注 的重要变量之一。

水电发电量或成为 2024 年的一个较大变量

我们认为 2024 年中国水电来水量以及发电量或成为一个潜在重要变量，但考虑到来水情况 的低预测性，全年最终影响程度还需要进一步观察。但毫无疑问，过去三年是中国水电装 机的大年但却是水电利用小时数的小年。2021-23 年我们预计全国新增水电装机为 57GW， 尤其是 2021 年和 2022 年随着乌东德、白鹤滩等超大型水电站的投产，装机量分别增长 2,349/2,387 万千瓦。但 2021 年全国来水不足，2022 年 8 月至 2023 年 5 月中国经历了较 为严重的干旱，尤其是西南地区，导致 2021-23 年全年水电发电量都小于 2020 年水电发电 量（2020-22 年全国水电发电量为 13,553/13,399/12,020 亿度电，预计 2023 年全国水电发 电量为 11,700-11,800 亿度电）。2020 年来水充沛，全国水电发电利用小时数创出 2000 年 以来的新高 3,827 小时，但 2021 年和 2022 年全国水电利用小时数下降到了 3,622 和 3,412 小时，预计 2023 年甚至低于 2022 年的水平。虽然 2023 年上半年全国来水量较往年大幅 降低，但 7 月起全国降水量大幅改善，水电站发电量和蓄水情况大幅提升，目前三峡电站 已经蓄水至 175 米的正常水平，比 2022 年同期蓄水量大幅改观，也为 2024 年发电创造了 一个较好的基础。2011 年以来中国水电平均利用小时数为 3,546 小时且最近几年投产的机 组都为大型水电机组，全国利用小时数每提升 100 小时，水电发电量将增加约 420 亿度电。 水电发电量的增加将挤压火电发电量的增长空间。

煤矿安全事故下的供给扰动仍对阶段性行情产生较大影响

2021 年下半年随着煤炭价格的失控式上涨，中国政府开始加速释放煤炭产量并加大煤炭增 产保供的力度。煤炭产量 2022 年同比增长 9%达到 45 亿吨，2023 年 1-9 月份全国煤炭产 量同比增长 3%至 34.4 亿吨。由于增产保供的要求，煤炭行业确实存在着一定程度的高强 度生产。而煤炭事故的发生会引起安监力度的增强从而对煤炭产量造成损失影响。2023 年 2 月底和 8 月底的煤炭价格反弹行情皆是由于煤炭主产区发生煤矿安全事故从而引起安监 力度增强导致阶段性的供求关系变化所致。据金正能源数据统计，8 月底样本煤矿停产比例 从 6%-7%上升到最高约 15%的水平。2024 年煤矿安全事故的频率和程度将决定供给扰动 的幅度大小，从而对供求关系和煤炭价格产生影响。

需要关注 2024 年新增光伏/风电发电量的消纳比例

中国光伏/风电装机强劲增长，尤其是光伏装机最近 2-3 年增长迅猛。今年以来中国光伏/风 电发电消纳情况良好，1-8 月份全国风电利用率达 97%，光伏发电利用率达 98.3%，预计 全年风电光伏发电利用率将保持在高位。但中国最近几年风电/光伏装机大幅增加，尤其是 西北沙漠戈壁荒漠风光大基地的开发建设，需要加大本地消纳力度以及加快建设特高压的 输出通道，否则有可能会引起新增风电/光伏发电的消纳比例下降。2023 年 6 月 11 日，我 国第一条以开发沙漠光伏大基地、输送新能源为主的特高压输电通道-宁夏至湖南±800 千伏 特高压直流输电工程全面开工，未来中国还将加大西北大基地的特高压工程建设以解决西 北风光大基地的电力输出问题。如果按照 2023 年光伏/风电新增装机量 180GW/60GW 测 算，每 10%的弃风弃光率将带来 2024 年新增装机量约 350 亿度电的发电量损失，弃风弃 光率的提升将减少新能源发电对煤电发电的挤压作用从而有利于煤电发电量的增加。

2024 中国煤炭价格中枢或将进一步下移，但阶段性反弹仍存

我们预计 2024 年北港 5,500 卡动力煤价格中枢继续下移。2023 年北港 5,500 卡动力煤均 价从 2022 年的 1,265 元/吨下滑到 975 元/吨，基本符合我们在 2022 年展望报告中的预测 值 950 元/吨。2023-24 年迎峰度冬需求旺季我们预计煤价将在 850-1,050 元/吨高位震荡， 高库存将抑制煤价反弹幅度，但传统需求旺季和供给扰动又支撑煤炭价格。2024 年我们预 计动力煤供需继续呈现边际过剩的状态，煤炭市场进一步宽松，煤价中枢进一步下移至 800 元/吨，当然 2024 年影响行业的 4 大核心变量如果发生较为明显的预期差，可能会对我们 的预测值产生一定的影响。预计 2024 年季节性需求和供给扰动仍将主导煤炭市场的阶段性 波动，尤其是预测性低的供给扰动。2024 年炼焦煤预计将表现相对优于动力煤，尤其是骨 架主焦煤，基于更强的供给面以及需求端相对稳健的表现，当然炼焦煤价格不会和动力煤 价格表现显著分化，基于动力煤和炼焦煤之间跨界煤的存在和流动。我们预计 2024 年动力 煤需求增加 2,421 万吨，但动力煤新增供给在新增产能以及产能核增的支持下足以覆盖需 求增量，如果不发生煤炭进口量的大的变化。

2024 年煤炭需求或小幅增加

2023 年中国全社会用电量在 2022 年低基数、政策刺激下的宏观小幅复苏以及以“电信基 站、数据中心和充换电”为代表的新动能行业用电持续增长的拉动下，有望同比增长 6.2% 或 5,393 亿度电。考虑到今年的地产弱复苏以及出口偏弱，今年的用电量增速表现是非常 强劲的，也反映了中国用电结构性变化所带来的用电量超预期增长。展望 2024 年，我们预 计在经济复苏以及新动能行业用电拉动下，全社会用电量预计增长 5.4%或 4,950 亿度电。 但电力供给方面，由于可再生能源强劲的装机增长带动的发电量增加以及潜在的水电发电 量增加，我们预计煤电发电量 2024 年将小幅下降 166 亿度电。非电用煤方面，我们预计取 暖用煤和化工用煤仍将保持 5%和 6%左右的增长，但钢铁和水泥用煤或将继续保持平稳。 总体我们预计 2024 年煤炭需求量将小幅增长 2,421 万吨。

2024 年煤炭供给仍有增长空间，关注全球海运煤市场的供需状况

我们预计 2024 年中国煤炭的总供给仍将进一步增长。影响国内煤炭供给的主要因素有：1）新 增产能 2）产能核增 3）煤炭进口量 4）供给扰动产生的减量 5）资源枯竭矿井产量减少 新增产能方面，自上而下看，虽然 2020 年煤炭开采行业固定资产投资同比下降 0.7%，但 2021 年和 2022 年同比增长 11.1%和 24.4%，2023 年前九个月同比增长 9.4%。且 2018 年起煤炭开采行业固定资产投资增速就扭转了 2013 年以来持续的下降趋势，2018 年和 2019 年同比增长 5.9%和 29.6%。从行业固定资产投资增速判断具体的产能增量会有一定 的不准确性，但其趋势显示了行业正在增加投资扩张产能。我们自下而上的统计显示，2023 年和 2024 年总计投产约 1.9 亿吨的新增产能，且我们预计 2025-2027 年年均能够增加约 8,000-10,000 万吨的新增产能。

产能核增是中国政府应对 2021 年煤炭供求紧张的主要应急手段之一，随着 2021 年以来核 增产量的大幅增加，2023 年以来产能核增量相比 2021-22 年大幅降低。据我们统计，2023 年初至今，共有 3,600 万吨的产能核增获得批准，相比 2021 年的 3.1 亿吨和 2022 年的 2.8 亿吨的核增量大幅下降。虽然中国煤矿产能核增量空间相比之前大幅减小，但我们 2023 年 2 月份晋陕蒙调研显示仍有部分煤矿计划申请产能核增，部分煤矿甚至是二次核增或三次核 增。我们预计 2024 年中国产能核增量预计能在 3,000-4,000 万吨左右。

煤炭进口量大幅增加是 2023 中国煤炭行业的超预期变量，2024 年中国煤炭进口量能否维 持高位取决于：1）欧美等发达国家经济增长状况及对煤电的需求 2）印度，作为仅低于中 国的全球第二大煤炭消费国家的煤炭需求量和产量变化情况。如我们之前所分析，剔除中 国和印度的全球其他地区作为一个整体，可再生能源的强劲发展已经能够满足正常经济增 长状况下的电力需求增量，且由于非电用煤在这些国家增长相对较低，我们认为除中国和 印度以外的全球其他地区 2024 年不会增加在全球海运煤市场的需求量。印度是未来几年全 球煤炭需求增量贡献的主要力量，基于印度经济的加速发展对能源需求的拉动。2021 年和 2022 年印度煤炭需求量分别增加 4,760 万吨和 1.2 亿吨，但印度煤炭产量也出现了较为明 显的增长，据印度煤炭部公布的统计数据显示, 2023年1-9月,印度全国煤炭产量累计为7.12 亿吨，比上年同期增长 11.8%。印度将 2023-24 财政年度的煤炭产量目标定为 10.1 亿吨， 高于 2022-23 年度的 8.9 亿吨。虽然最近煤炭电厂出现了库存快速下行，但我们认为印度 努力提升国内产量可以应对未来 2-3 年的煤炭需求增量。

在煤炭进口量保持稳定的前提下，2024 年中国通过煤炭新增产能和核增产能可以增加约 13,000-15,000 万吨的产能，考虑到供给扰动以及产能衰竭导致的产量减量，我们认为供给 净增量能够满足煤炭的需求增量并有边际过剩。

2024 年炼焦煤价格将相对优于动力煤价格但不会产生显著分化

2024 年我们认为炼焦煤价格将优于动力煤价格，尤其是炼焦骨架煤价格将更为坚挺，当然 炼焦煤价格和动力煤价格也不会产生显著的分化，基于炼焦煤和动力煤之前的跨界煤的存 在和流动。对动力煤而言，可再生能源对燃煤发电的挤压以及相对较多的新增产能是抑制 动力煤价格的主要因素。炼焦煤的需求钢铁虽然没有太大的增长空间，但由于印度以及东 盟地区的需求强劲增长，只要中国的钢铁需求不发生显著的下滑，全球钢铁需求有望稳中 有小幅提升。世界钢铁协会预测 2023 年全球钢铁产量增长 1.8%，2024 年将进一步小幅增 长 1.9%至 18.5 亿吨。更为关键的是，全球炼焦煤新增产能不足，而中国炼焦煤煤矿的开 采条件较差且产量提升能力不足，供给端是支撑炼焦煤价格的主要力量。

“中长期合同占比+分红率+估值”角度推荐“中国神华+中煤能源”

煤炭行业上市公司逐步收购集团优质同业资产在过去几年已经成为中国煤炭行业的一个特 点，其原因主要为：1）各个地方政府对于资产证券化比例提升的要求 2）煤炭上市公司资 产负债表大幅改善带来收购能力的提升 3）煤炭上市公司集团仍存在较多的煤炭资产且上 市规则要求消减同业竞争。2016 年供给侧结构性改革以来，煤炭行业的盈利能力相比 2012-15 年有了非常明显的提升；4Q21 至 4Q22 煤炭行业的超级繁荣周期更是加速了煤炭 上市公司资产负债表的修复。煤炭上市公司资产负债表的大幅改善无疑提升了上市公司整 合集团优质煤炭资产的能力，这是煤炭上市公司收购集团资产的内在动能。同时，各个地 方政府最近几年对于资产证券化比例提升的要求叠加煤炭上市公司历史形成的“小股份， 大集团”的格局，构成了煤炭上市公司整合集团资产的外在客观条件和驱动力。2016 年以 来，我们已经看到了很多的煤炭上市公司收购集团资产的案例，这些收购都驱动了上市公 司规模的扩张和每股盈利的增厚，虽然每个收购案例达到的幅度可能是不一样的。展望未 来，上市煤炭企业产量占集团总产量比例较低且集团拥有的煤炭资产质量优质的煤炭上市 公司通过收购集团优质煤炭资产扩张规模提升盈利的可能性更大。

2021 年中国政府推行煤炭中长期合同并要求实现电力全覆盖，由于中长期合同价格显著低 于市场价格，也就意味着中长期合同占比高的煤炭公司在现货煤价没有低于 750 元/吨之前， 其盈利的稳定性是相对显著的，虽然我们看到今年随着煤炭现货价格的下降，中长期合同 价格也有小幅的下跌，但调整幅度相对有限。中国神华和中煤能源作为煤炭央企，其中长 期合同销售占比都超过了 80%，从 2023 年前三个季度的盈利表现来看，中国神华和中煤 能源的盈利相对稳定性也要显著好于其他煤炭公司。煤炭公司随着资本开支的减少以及资 产负债率的大幅改善，最近几年分红率显著提升，我们认为煤炭公司的分红比例仍将有所 提升。从中长期合同占比、分红比例、估值水平三个维度，我们继续推荐中国神华和中煤 能源作为 2024 年中国煤炭行业的首选。

编辑：火腿肠