2023年煤炭行业中期投资策略 煤炭行业投资新产能意愿下降

煤炭、天然气为经济发展的基石，基础能源的中流砥柱。全球能源消费总量维持平稳 小幅增长态势，2010年以来全球能源消费增速维持在1%-2%左右。2021年全球能源 消费总量达到595 EJ的历史高位。其中，天然气消费占比2000年至今保持稳中有升的趋势，占比已经升至24%；而煤炭 消费占比2011年以来有所下降，但是始终保持在25%以上水平。总的来看，煤炭和天 然气合计占比持续稳定在52%左右，在全球能源消费中居重要地位。

近年来随着“ESG投资限制”和“碳中和政策”的加快推进，全球范围内对煤炭、天 然气的资本开支明显回落，导致供给边际增速收缩，而需求稳定增长，最终造成供需 失衡，出现2021年-2022年全球煤价、天然气价格大幅上涨的局面。2012年后全球煤炭产量进入平台期，基本维持在80亿吨左右水平。近年亚太地区煤炭 产量稳步大幅增长，2021年亚太产量占全球产量比例达到约76%的高位。2022年全球煤炭产量增长贡献主要来自于亚太地区，而亚太地区煤炭产量增量主要来 自于中国、印尼和印度三国，其中中国产量贡献最大，同比增长约4亿吨。而澳大利亚 受到降雨等天气因素影响，产量同比下降约3260万吨。

(资料图)

“碳中和”政策造成国内煤炭行业固定资产投资意愿大幅下降。国有煤炭企业投资侧重于转型，集中于新能源领域；而民营煤企受2020年内蒙古地区“腐败 倒查20年”影响，涉煤投资意愿同样减弱。新建矿井建设周期一般较长，而随着“双碳”背景下能源消费结构的转变，未来不确定性加 强、环保等方面的成本或将增加，煤炭行业投资意愿下降。2022年以来，虽然煤炭行业固定 资产投资增加，但主要集中于智能化改造、环保及安全提升等方向，而非大规模新建产能。 进入2023年，行业固定资产投资累计同比增速自3月开始显著下降至个位数。2022年下半年以来，国家能源局未有新批复产能公告。

在全球绿色低碳发展的大趋势下，国际矿商 煤炭产量2014年达峰后，至2022年已经下 降53%，预计到2023年产量绝对量预计小幅 回升至3.14亿吨，但是较2014年产量降幅仍 有50%。且国际矿商煤炭部门资本开支维持 低位，无新建产能计划。据各国能源局等官方网站披露，2023年，国 际上主要产煤国中，仅印度及哥伦比亚有较 大增产预期，但印度自用缺口较大、哥伦比 亚绝对产量较少。

近年全球天然气产量增长主要源于对北美页岩气的开发，但长期的油价低迷和短期疫情冲 击下，页岩企业现金流状况持续恶化，资本开支大幅减少。2020和2021年样本企业的合计 资本开支分别为451和449亿美元，是2005年以来最低水平。2022年样本企业资本开支回 升至584亿美元，同比增长30%以上，但距历史高点仍有较大差距。资本开支的大幅下降导致了新增钻井数的下滑。页岩气的产量衰减率较高，开发周期在2-3 年，其产量的稳定严重依赖于资金的不断投入，故2020年起页岩企业资本开支的下降使近 年新钻井数维持低位。近几个月页岩气产量的增长也主要源于对存量钻井库存的消耗， 2023年5月其数量仅为4834口，较近年来的高点20年6月的8797口，下降了45.05%。

故综合来看，海外煤炭、天然气等一次能源供给整体均呈现趋紧格局，2021年以来价 格相互支撑并大幅上行，虽然22年三季度以来价格回落，但当前仍处历史较高水位。欧洲天然气价格从2021年初的7.27美元/百万英热最高涨至22年8月的70.04美元/百万 英热以上均价，随后由于欧洲暖冬、库存高等原因，天然气价格回落至10.5美元/百万 英热左右；澳洲纽卡斯尔港动力煤指数价格从2021年初的80美元/吨左右涨至22年8 月的450美元/吨以上（折人民币约3150元/吨），2023年6月降至130美元/吨左右。

全球煤炭供给偏紧、煤价大幅上涨的同时，我国煤炭供给端同样出现相对紧缺情况。 国内动力煤价格自2021年中开始出现持续上涨，一度从700元/吨左右涨至2021年10 月2000元/吨左右的历史高位，后续价格有所回落。进入23年以来，由于进口煤大量 增加，港口煤价到2023年6月降至790元/吨左右，但仍处于历史较高水位。煤炭供给紧缺的情况下，尽管相关部门协调优先保障电力用煤供应，我国仍旧发生了 较大范围限电情形。2021年以来，我国出现两次缺电现象，分别发生在2021年8-9月 和2022年8月，分析认为，2023年夏季缺电压力仍较大，本质上是当前能源供给端存 在缺口、无法充分满足日益增长的用电需求的表现。

我国煤炭资源分布总体呈“西多东少，北富南贫”的特点，面对东部地区中小矿区资 源枯竭、落后产能退出的现状，西部地区尤其是新疆地区承担着稳固能源供给，保障 经济平稳运行的重要任务。我国煤炭储量前6位省份为山西、内蒙古、新疆、陕西、贵州以及河南省，截止2017 年，该六省煤炭资源量之和达1965亿吨，占全国总量的79%；山西、内蒙和陕西（统 称“三西”地区）煤矿查明资源储量占全国的63%。从产量看，90%以上的煤炭生产 能力分布在西部和北部地区。2022年三西地区产量占全国的72%左右。

政策加持下，我国正在稳步有序推进新疆煤炭供应保障基地建设。2022年5月新疆维吾尔自治区政府印发《加快新疆大型煤炭供应保障基地建设服务国家能 源安全的实施方案》。指出“十四五”期间新疆地区煤炭发展目标：1、总量方面：煤炭产能4.6亿吨/年以上，煤炭产量4亿吨以上；2、集约高效方面：大中型煤矿产能占比达到95%，煤矿采煤机械化程度达100%；3、安全绿色方面：煤层气开发利用量1亿立方米，煤矿瓦斯抽采利用量0.1亿立方米，煤矸石综 合利用率75%，矿井水综合利用率80%，土地复垦率60%，原煤入选率80%。根据上述方案：预计“十四五”期间新疆新增煤炭产能合计1.64亿吨，新疆地区煤炭资 源丰富，累计探明煤炭资源量为4500亿吨。

预计原煤和商品煤统计口径差异，导致表观产量居高不下：当前煤炭产量统计口径均 为原煤口径，区别于过去原煤洗选后的商品煤口径。另外受长协价格和现货价格价差 较大影响，存在煤炭销售掺配矸石，降低平均吨煤热值情况，综合导致原煤产量数据 偏高。按照煤炭市场网口径，2023年1-5月我国实际日均煤炭产量1193万吨。根据统计局数据，进入2023年以来，3月日均产量1346万吨，达到近年来单月产量新 高，但4、5月份已分别回落至1272、1243万吨，预计未来国内产量呈小幅回落趋势。22年以来行业供给偏紧，22年累计产销比93.24%；23年1-5月累计产销比93.61%。

中小煤矿产能加速退出，我国煤炭产能进入收缩期，煤炭供给弹性下降。根据2019年底的 统计数据，我国尚存在大量产能规模60万吨以下的矿井，该部分产能合计5.23亿吨；产能规 模60-90万吨矿井合计产能3.37亿吨。以上中小煤矿因资源枯竭等问题预计将加速退出。根据中国煤炭工业协会发布《2021煤炭行业发展年度报告》，2021年底全国煤矿数减少至 4500处，30万吨及以下的小型煤矿产能占比下降至约2%。

目前除新疆、宁、陕、晋、蒙等五省煤炭产量还有明显增长以外，其他绝大部分省份以老旧 煤矿为主。由统计局数据，2015-2021年除新疆、宁、陕、晋、蒙五省外其他省份煤炭总产 量逐年缩减。2022年在能源保供政策的影响下，中东部地区省份煤炭产量同比增加4.0%， 低于全国9%的产量增速；23年1-5月，中东部省份产量增长2.27%，低于全国4.8%的增速， 预计后续受落后产能退出影响，中东部地区产量下降问题不可避免。

2022年4月国常会提出今年新增煤炭产能3亿吨；2021年四季度发改委批复核增产能 3亿吨，但是实际兑现产量的产能的只有2亿吨。兑现产量的产能中，其中1亿吨可持续生产。另外1亿吨“明盘矿井”短期月贡献产量 1500-1800万吨，但该产能自2022年一季度开始陆续退出，4月份已经基本全部退出。 未来煤炭供给趋于紧缺。后续无大规模新增产能可能。受限于历史资本开支不足，导致无大规模新增产能可能， 煤炭供需错配将长期存在。近三年确定性累计新增产能约1.2亿吨，未来难现大规模产能增量。根据发改委公告和 各集团信评报告，目前在建的煤矿产能合计约为1.76亿吨，其中23-25年三年内确定 性新增产能约为1.2亿吨。

虽然我国煤炭资源丰富，但仍然有一部分依赖进口，2009年起便从煤炭净出口国转变为净 进口国。近几年煤炭的年净进口量维持在3亿吨左右。进入23年以来，国际能源价格回落导 致我国煤炭进口量同比大增。2023年1-5月，中国煤炭进口量1.82亿吨，同比增长89.6%。动力煤进口国中，俄罗斯及澳大利亚于23年增长显著。印尼为中国第一大动力煤进口国，占比 50%以上，2020年澳煤禁运后，印尼煤占比最高时达77%；23年1-5月中国进口俄动力煤2170万 吨，已达去年全年的59%；澳大利亚在限制取消后增加了对中国的动力煤出口，1-5月自澳洲进口 动力煤1092万吨，约为22年全年的13倍。

焦煤进口国中，21年以来蒙古及俄罗斯占据主导。蒙古和澳大利亚曾为最主要的两大焦煤进口国，2015-20年份额合计80%以上。但2020年澳煤限制进口政策下，澳大利亚进口量锐减，尽管进入 23年限制取消，但是由于价差较大，澳焦煤进口增长不明显。随着俄乌局势的变化，俄罗斯对中 国的进口增加，21、22、23年1-5月进口份额分别为20%、33%和31%，目前为我国第二大焦煤 进口国。

2023年中长期签订合同履约工作方案（征求意见稿），定价基准仍旧为675元/吨，较 2022年无变动。方案规定了年度长协价格定价机制，定价公式为：下月年度长协价格=675+（全国煤炭交 易中心综合价格指数+环渤海动力煤价格指数+CCTD秦皇岛动力煤综合交易价格指数）/3。同时设置价格区间为570-770元/吨。中长协制度，推动电厂煤炭采购价格大幅低于市场煤价。发改委要求煤企自有资源量80% 签订中长期协议，而供电部分100%签订中长期协议。最终导致电厂采购煤炭，央企购煤 45%-55%为年度长协，地方电厂购煤年度长协近40%。剩余比例采购价格均为现货限价。 各地现货限价政策执行较为严格。尤其是煤炭企业供电力企业现货部分，价格限价均严格 执行。

由于去年干旱导致蓄水偏低、叠加今年整体来水偏少，2023年4月以来水电发电量持 续低于历史同期水平。整体发电量增长、水电偏枯，导致23年5月以来沿海电厂日耗攀升，6月中旬左右达到 约215万吨/日的历史同期高点。由于年初以来进口煤炭数量剧增、沿海供给显著增加，沿海电厂库存攀升。电厂库存 攀升导致电厂采购意愿下降，现货价格承压下跌。随着下半年用电旺季到来，叠加水 电偏枯预期，火电需求有望进一步释放、将有效去化电厂库存，动力煤价格预计将气 温回升。2023年1-6月，年度长协价格在720元/吨左右波动，基本维持稳定。由于三个煤炭指 数编制以参考年度长协价格为主，而年度长协价格，又参考指数。 2023年年度长协价 格基本维持在720元/吨水平，仅6月价格降至709元/吨。

以广州港和长江下游港口库存为代表的非电力行业库存波动影响环渤海港口动力煤价 格。非电力行业需求疲软波动带来下游港口库存的波动，对北方环渤海港口动力煤现 货市场供需影响明显，非电库存与港口现货价格基本呈负相关。环渤海港口单位船舶载重量显示2023年上半年非电需求疲弱。 2023年上半年，环渤 海港口单位船舶载重量均值约为1.8万吨/船，于历史较高水位波动，印证下游用户以 中大型用户为主、非电需求较为疲弱。国内供给方面，23年焦煤月度产量同比小幅增长。1-5月焦煤原煤累计产量5.17亿吨， 同比增长5.45%；但1-4月的焦精煤产量为1.65亿吨，同比仅增长1.04%；精煤洗出 率约为40.4%，较去年同期下降1.2pct。

进口端，2019、2020年，我国焦煤进口量超过7000万吨，2021、2022年受澳煤限 制进口政策及疫情影响，进口量分别下降至5478、6384万吨。进入23年以来，随着 蒙古、俄罗斯等国焦煤进口量的增加，1-5月累计进口焦煤3787万吨，同比22年同期 增长约80%、同比19年同期增长27%。需求端，因具备成本优势，23年以来铁水产 量基本持稳，焦煤需求稳定。当前全社会焦煤库存处于历史低位。截至 2023年6月下旬，上海钢联统计的煤企、焦 化厂、247家钢厂焦煤库存合计约为1841万 吨，处于近六年绝对低位，较22年同期下降 20%，较19-21年同期降幅35%以上。其中， 上游矿商的库存较高，下游焦钢企业库存低。预期未来政策端“稳增长”的推动下，基建发力，有利于焦煤需求复苏。而供给端， 由于焦煤资源稀缺、中长期产量预计将下降，在国际焦煤无大幅增长预期的背景下， 预计整体焦煤供需将维持基本均衡状态。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）

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