2023年煤炭行业年度策略报告：攻守俱佳，行业蕴含多重投资机遇

1. 2023 年煤炭 V 型走势，指数表现强于煤炭价格

1.1 煤炭价格全年坚挺，呈 V 型走势

2023 年煤炭价格呈 V 型走势，价格中枢较 2022 年有所下降。其中动力煤表现出较强韧性，炼焦煤年中反弹力度则更为强劲和持续。

动力煤方面 1-4 月：市场年初预计全年价格相对维持高位，但进口煤大幅增加导致价格持续缓降，在下降过程中出现多次反弹。 5 月：年初部分贸易商因错判供需关系大量囤货，并在动力煤淡季尾声大量甩货，对港口价格形成一定压力，市场进入快速出清阶段。 6-10 月：进入旺季后，市场止跌企稳并开始反弹。前期因高库存等因素，行情相对温和。8 月下旬，伴随安监扰动供给和非电需求改善等因素，坑口和港口长期倒挂，港口库存加速去化，港口价格持续上涨至 5 月快速出清前的水平。随后小幅回落。11 月-12 月：冬季气温相对温和，价格表现相对坚挺。寒潮来临后，价格开始向上反弹。

炼焦煤方面 1-6 月：海外进口煤冲击内地市场，需求端预期相对悲观，价格走低。6-12 月：安监持续升级扰动炼焦煤供给，需求端稳增长政策频出改善悲观预期，澳洲主焦煤价格坚挺，主焦煤港口价格反转。

1.2 煤炭指数表现强于煤炭价格

煤炭指数表现强于价格。煤炭指数全年走势也呈 V 型，其中指数在下行期相对平稳，部分高股息标的出现较大涨幅，与阴跌的价格背离。在价格快速出清的阶段，煤炭指数跌幅也较为有限。反弹阶段之中，煤炭指数震荡上行接近前高。整体来看，受益于市场对高股息品种的追捧、年中价格底部和 9 月价格反弹高度均超出市场预期等原因，煤炭指数表现强于煤炭价格变化。

子行业分化，动力煤和炼焦煤表现相对强势。从子行业走势来看，动力煤和炼焦煤较年初均有超过 15%的涨幅，无烟煤与年初变化不大，焦炭和其他煤化工存在结构性机会。

2. 保供之后的“疲惫”

2.1 保供潮后增量维持低位

保供潮之后，2023 年原煤增量维持低位。由于国内市场供需关系紧张，煤炭价格自2021年出现大幅上涨，之后一直维持高位。因此，发改委自 2021 年四季度开始倡导保供，主产区凭借年度中长期合同方案的机会完成了两次集中核增，而两次核增所涉及的矿井重叠度较高。以短期大幅核增的方式在一定程度上消耗了未来煤矿增量空间，并在表观数据上呈现出短期内产量大幅提升之后相对平稳的趋势。根据统计局数据，2023 年以来原煤当月增量呈现持续下降的趋势，并在下半年一直维持较低增量水平。

2.2 安监力度提升和保供形势放缓影响供给释放

保供积累安全隐患。2021-2023 年的保供潮呈现出“范围较广、强度较高、周期较长、核增为主”等特点。在极端情况下，保供上升到能源安全的高度，增产的重要性高于安全和环保。但经历长期高强度开采后，现有煤矿积累了诸多安全隐患，稳定保供能力面临快速下降。安全因素也对煤矿管理造成较大压力。随着保供不断推进，煤矿安全事故发生概率增大。2023 年重大事故和特大事故次数以及造成死亡人数明显多于往年。煤矿事故分为特大事故、重大事故和一般事故三个等级，其中特大事故是指造成30 人以上死亡或直接财产损失超过 3000 万元的事故，重大事故是指造成 10 人以上死亡或直接财产损失超过1000 万元的事故，一般事故是指不符合特大事故和重大事故标准但仍然对人员伤亡和财产损失产生一定影响的事故。根据煤矿安全网信息，2023 年发生 5 起特大事故以上事故，其中1 起重大事故，合计造成 118 人死亡。无论事故数量还是死亡人数均显著高于 2021 年和2022 年。2023年2月内蒙古阿拉善新井煤业（露天煤矿）发生边坡坍塌事故，造成53 人遇难，是近年死亡人数最多的事故，也是近年唯一煤矿重大事故。

安监重要性显著提升，供给释放面临挑战。阿拉善事件后，煤矿安监力度明显增强，也对保供增产形成一定限制。一方面，安全事故发生后或面临停产整顿。这不仅会影响涉事个体企业，也会扰动事故区域内的其他企业或存在相似风险隐患企业的生产。另一方面，打击超产。在保供形势最为严峻的阶段，部分煤矿为确保能源安全，存在适度超产的行为，但安监力度增强之后，超产行为被遏制。超产行为的减少在很大程度上降低了现有产能的供给弹性。保供形势缓和影响未来增量空间。在保供形势严峻的阶段，核增产能、新矿审批速度较快，但若保供形势缓和，则新增产量的释放速度也会放慢。2023 年保供形势呈现一定放缓趋势，预计 2024 年形势继续缓和。

2.3 未来安监升级或增加部分产区安全管理压力

晋陕蒙疆贵贡献主要产量，未来新矿多分布于新疆和内蒙产区。从区域角度看，近年中国产能呈现向主产区集中的趋势，其中晋、陕、蒙、疆等区域占比较大且贡献主要增量，主产区中新疆产量增速居前。考虑保供形势放缓等背景，预计山西和陕西2024 年增量空间相对有限；新疆和内蒙除产能核增外，也有部分新矿投产，因此具备一定供给弹性。

安监升级后山西等主产区安全管理压力或明显增加。2023 年初以来，山西增量贡献度最高。考虑到山西井工矿占比较高且部分矿井开采年限偏长，未来安监力度增强后，该区生产管理压力或有明显提升。

2.4 动力煤增速明显下降，炼焦煤增量持续偏低

保供潮对炼焦煤和无烟煤影响较小。分煤种来看，因电煤缺口较大，保供潮主要针对电煤供应，因此动力煤产量增速也明显快于其他煤种，占比也有所提升。2023 年以来随着保供形势缓和和安监力度增强，动力煤增速明显放缓。炼焦煤方面，因为资源禀赋的原因，其产量增速明显低于其他煤种，且增速变化相对平稳。除炼焦煤之外，保供潮对无烟煤的影响也较为有限，近年无烟煤的产量增速明显低于动力煤和褐煤，但 2023 年以来无烟煤的产量增速相对较高。

3. 需求分化不改增长趋势

3.1 需求分化

电力需求与非电需求产生分化。2023 年中国经济步入复苏阶段，并坚持向高质量发展转变。新常态下能源消费回暖，火电仍是主体能源，电煤需求保持增长。非电需求与地产关联度高，2023 年以来地产相关的煤炭消费增速表现弱于电煤消费。政策转向，非电需求结构变化，钢材需求或将维持高位。2023 年7 月政治局会议做出“我国房地产市场供求关系发生重大变化的新形势”的判断，并指出要适时“调整优化”房地产政策。2023 年 12 月中央经济工作会议提出 2024 年会多出有利于稳预期、稳增长、稳就业的政策。此外，2023 年以来汽车、造船等行业的钢材需求在逐步替代地产行业对钢材的消费。预计 2024 年地产政策仍有较大放松空间，悲观预期有望改善，钢材需求或将维持高位。

3.2 电煤的需求韧性

3.2.1 一产和三产用电增速居前，二产主要靠非高耗能制造业拉动

三产用电占比继续提升，二产用电占比仍然最高。2022 年一产用电占比为1.33%，二产用电占比为 66%，三产用电占比为 17%，居民用电占比为 15%。2023 年前11 月一产用电占比为 1.36%，二产用电占比为 64%，三产用电占比为 18%，居民用电占比为14%。

一产用电量增速最快。从用电量的角度看，一产增速最快，主要与近年来乡村生产方式转型升级、电气化水平持续提升有关。

二产用电增速相对坚挺。从细分行业来看，制造业用电增速居前；采矿业增速相对较快；电气水增速波动较大反映季节性特点，整体来看增速有所放缓；建筑业用电负增长。

非高耗能制造业增速相对较高，反映经济高质量发展趋势。非高耗能制造业2023年以来同比增速明显高于高耗能行业，同时具备更高的用电增速贡献率，反映经济高质量发展背景下的行业优化。

三产用电量增速较快，可持续性强。从细分子行业来看，批发和零售业、租赁和商务服务业、科学研究和技术服务业、装卸搬运和仓储业、信息传输/软件和信息技术服务业等子行业增速居前，支撑三产较高的增速。其中，随着中国电动汽车高速发展，充换电服务业（属于批发和零售业）用电量增速常年维持较高增速。从三产高增行业的分布和用电量占比的提升说明中国经济仍处于高质量转型阶段，相关用电量增速可持续性较强。

3.2.2 电力保供火电将启重要作用

近年来供需两端的原因致使国内部分区域频频出现缺电情况。从需求端看，一方面电气化水平提升增加电力负荷，另一方面极端天气不断挑战顶峰负荷。从供给端看，酷暑和严寒降低水风光出力效果。其中，枯水年和枯水期影响水电出力；风电方面，高温风力小、低温风机易覆冰；光伏方面，晚峰无光但冬季顶峰负荷多现于晚间。

新增火电为当前解决局部缺电的最优路径。除风光水在极端情况下出力受影响之外，核电建设周期偏慢、长时储能技术尚未突破，因此新增火电机组是当前解决电力保供难题的最有效方法。因此 2022 年 8 月后，新增火电装机增速开始持续走高。

“两部制电价”保障火电系统稳定运行。在火电低负荷的时候，煤电利用小时数下滑，单一的电量电价导致煤电企业陷入亏损。“两部制电价”制度下，容量电价政策可以回收机组固定成本、电量电价主要回收变动成本，这有利于煤电未来逐步从电量型电源转向基础保障型和系统调节型电源。

预计碳达峰之前电煤消费仍有较大增长空间。考虑电气化水平提升和通过可靠性更高的火电来完成电力保供，碳达峰之前煤炭（火电）作为主体能源仍将保持增长。

4. 进口煤存降速预期

4.1 进口创历史新高

2023 年进口煤量大超预期。2022 年因俄乌战争导致全球煤炭贸易格局重塑，中国的进口煤量明显下降至 2.9 亿吨，降幅为 9.2%。从煤种上看，俄乌冲突后，欧盟采用煤炭代替天然气的应急措施，全球动力煤供应相对紧缺，印尼电煤高低卡价差一度走扩。全球抢煤的背景下也导致 2022 年中国动力煤进口量明显下降，因此 2023 年初市场对全年进口煤数量持相对谨慎的观点。但由于 2022 年四季度和 2023 年一季度北半球暖冬，欧盟前期因恐慌情绪囤积的煤炭短时间难以消化。后续海外煤炭价格大幅下跌，欧洲市场的煤炭间接流入亚太市场，也导致中国进口煤数量大幅增加。2023 年 3 月 26 日，中国海关延长进口煤炭零关税至2023 年12月31日。政策放松也在一定程度上助推了全年进口煤维持较高水平。2023 年1-11 月，中国进口煤数量为 4.27 亿吨，年化测算全年进口煤量或将超过 4.6 亿吨，而这也是有史以来的最高水平。屡创新高的进口煤与年初市场的谨慎观点是明显背离的，因此进口煤是2023 年最大的预期差，也是导致年初以来煤炭价格下降的重要因素。

4.2 进口煤高增速料难为继

进口煤政策易“紧”难“松”。从价格机制来看，在进口政策环境宽松的阶段，进口煤数量主要由价差调节，若后续海外价格大幅反弹且国内价格下降会抑制国际煤炭进入国内市场。2023 年进口煤全年零税率，当前政策对进口煤仍持鼓励态度，但政策已无法继续放松。若收紧政策将在一定程度上抑制进口煤，尤其是炼焦煤的进口。

2024 年中国进口煤存在降速预期。从绝对量角度看，2023 年的增量有一部分是由欧洲市场间接转入，这部分增量预计无法在 2024 年延续。按当前海关数据年化测算，2023年进口煤数量大概率刷新历史新高，加上 2022 年进口煤低基数因素，预计2024 年进口增速将大幅下降。另一方面，考虑到 2023 年欧洲煤炭转运背景，2024 年中国进口煤数量或有均值回归动力。

主要供应国方面：

俄国：东向出口受限于运力同时出口关税有所提升，2024 年俄煤对华出口量或有收缩。2023 年 11 月，俄罗斯能源部预计 2023 年俄罗斯煤炭产量约4.40 亿吨，出口量将达到2.20亿吨，基本都与去年持平。2022 年俄国煤炭产量 4.44 亿吨，出口量2.10 亿吨。俄国出口量变化不大的主要制约因素在于东向运输瓶颈，该瓶颈短期料难被打破。2023 年10月起，俄国对煤炭实施弹性出口关税，其中对炼焦煤和无烟煤影响更大。考虑到运输瓶颈和出口关税提升，预计 2024 年俄国对华煤炭出口或将有所收缩。

澳大利亚：澳煤对华出口增量主要看焦煤。澳煤重启进口后，2023 年澳煤进口增速较快。但因为澳洲焦煤价格偏高的原因，2023 年澳洲对华出口主要为动力煤。澳大利亚煤炭贸易方向较为多元，其中日本占比最高，中国和印度所占其出口份额相仿。影响澳煤对华出口的主要因素为日本、印度和中国的需求博弈，另外焦煤价差也决定2024 年澳洲主焦煤对华出口是否放量。当前中国焦煤稀缺性凸显，不排除国内焦煤紧缺后增加对澳焦煤的采购。考虑到 2022 年低基数和 2023 年进口量快速恢复，预计 2024 年澳洲煤炭对华出口将会大幅降低增速，但从贸易份额角度看仍有增长空间。

印尼：政府鼓励印尼本国煤企对内销售，2024 年印尼煤对华出口量或小幅下降。印尼2023年煤炭产量目标 6.945 亿吨，预计超额完成并超过 7 亿吨。同时，2023 年煤炭出口量也创新高，但其对华出口的煤炭主要为热值偏低的褐煤，对口主要为广东和福建等地电厂，竞争力较弱，因此 2023 年进口印尼煤的增速低于整体增速。其他国家对华贸易增量和印度需求提升也会在一定程度上影响中国对印尼褐煤的需求。此外，因印尼本国煤炭需求也较强，当地政府一直鼓励本土煤炭企业向当地电力和国家其它工业消费者销售供应煤炭。整体来看，印尼作为全球动力煤第一大贸易商，未来对华出口或小幅下降。

蒙古：出口方向较为单一，未来对华出口仍有增长空间。蒙古国2023 年煤炭产量和出口量均连创历史新高，2023 年煤炭出口目标为 5000 万吨，预计目标将会达成。而蒙古煤炭出口方向主要为中国，贸易方向较为单一。考虑未来蒙古对华运输条件改善，后续蒙煤进入中国市场的规模主要取决于价差。当前蒙煤较国内煤炭仍有一些价格优势，因此预计未来蒙古国对华出口仍有增长空间。

4.3 未来印度或与中国“抢煤”

未来印度或与中国拉开“抢煤”大战。印度当前宏观数据特征与中国2002 年前后较为相似，未来将有较大规模人口红利释放和较强的城镇化需求，能源消费将有较大成长空间。印度的能源结构以煤炭为主，但本国煤炭产能相对落后且距离沿海消费地远，电煤消费对进口煤依赖度高。城镇化需求也将助推印度钢铁工业发展，但因资源禀赋问题，印度严重依赖进口炼焦煤。印度进口煤的主要供应国分别为印尼、俄国、澳大利亚等国家，与中国高度进口煤供应国高度重叠，未来或将出现与中国“抢煤”的现象。

5. 供需展望及关键价格点位的实践意义

5.1 供需展望：炼焦煤供需相对更紧

5.1.1 动力煤：2024 年供需关系有望改善

假设： 供给释放因保供放缓和安监升级等原因降速。 进口动力煤均值回归。 需求端平稳增长，其中电煤需求增速相对较快。 预计： 2024 年动力煤供需紧平衡，宽松形势较 2023年明显收缩。

5.1.2 炼焦煤：2024 年或将供不应求

假设： 炼焦煤稀缺性难以改变，国内精煤供给变化不大。 进口炼焦煤均值回归。若关税政策变化，预计对进口炼焦煤影响更大。 经济维持高质量发展和稳增长政策预期加强的背景下，需求端维持平稳增长。预计： 2024 年炼焦煤供需偏紧，或出现供不应求。

5.2 煤价低于 751 元/吨，长尾企业供给释放将面临挑战

751 元/吨具备较强支撑。2023 年 5 月快速出清阶段低点为751 元/吨。根据统计局数据测算行业亏损面（亏损面=亏损企业数量/全部煤炭企业数量，不对应产量），2023 年亏损面持续扩大，7 月煤炭行业亏损面达到 42.83%，仅次于 2020 年 4 月的42.90%。亏损率接近前高反映价格下降和成本上升对长尾企业盈利的冲击，而长尾企业又是产能弹性的重要变量之一。因此751 元/吨为 2023 年夏季压力测试的底部，具备较强支撑。

5.3 疆煤外运盈亏平衡点或在 600 元/吨附近

价格低于 600 元/吨，将明显压降疆煤外运利润。新疆煤炭市场是一个相对独立的市场，2022 年之前疆煤主要在本地消化，外运数量不大。新疆煤炭资源禀赋较好，是我国未来煤炭保供的主要来源之一。近年随着周边地区煤炭存在刚性缺口，疆煤外运量快速提升。目前新疆煤炭外运覆盖的市场为甘肃、宁夏、川渝等地，主要与陕西和内蒙的煤炭竞争。与竞品相比，新疆煤炭具备开采成本低但距运较远的特点，所以市场价格波动会影响疆煤竞争力。根据疆煤运至主要消费地距离测算吐哈矿区至宁夏银川的运费为 348 元/吨、吐哈矿区至甘肃兰州的运费为 307 元/吨、吐哈矿区至四川成都的运费为 482 元/吨。考虑疆煤成本因素，推测疆煤外运的盈亏平衡点大致为 600 元/吨。若市场价格低于 600 元/吨，则疆煤外运竞争力大幅降低，内地市场的弹性供给量显著收缩。

若价格大幅上涨，将增加疆煤外运量。根据环球网信息，截至2023 年11 月23日，疆煤外运量达 5170.9 万吨，运量同比增长 7.7%。从当前疆煤外运结构来看，主要还是由吐哈矿区贡献，假设 5170.9 万吨年化数据，推算吐哈矿区自用比例约为40%。以目标市场甘肃兰州为例，2023 年至今变动在 348-522 元/吨，对应坑口价+运费区间为655-829 元/吨，12月以来哈密地区动力煤月度均价为 348 元/吨，对应坑口价+运费区间为655 元/吨，较目标市场低95元/吨。若目标市场涨价 100 元/吨，则可覆盖准东矿区的运费+坑口价成本，该区域煤炭将倾向于向兰州地区外运。目前昌吉州在产产能约 1.5 亿吨，其中准东区域约1 亿吨。若目标市场价格大幅上涨，预计疆煤仍有较大外运潜力。

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