煤炭行业策略报告：传统能源黄金时代，煤炭开启价值重估

（报告出品方：开源证券）

1、 基本面复盘：供需失衡引发能源危机，价格高位震荡

2022 年以来，受国际能源危机和疫情的叠加影响，煤炭基本面表现为供需失衡， 价格高位震荡。2 月底俄乌冲突致国际能源供需格局发生变化，俄罗斯能源遭到欧盟 禁运，海外能源危机持续发酵，国际煤价大幅上涨，进口煤缩量，带动国内煤价高 涨。4 月-7 月，疫情反复，需求转弱，煤价出现回落。8 月以来，高温天气致国内能 源结构局部错配，川渝地区水电出力不足，叠加长协比例提升，市场煤减少，现货 煤价上行。炼焦煤价格表现为先涨后跌，基本面仍受下游需求影响，当前库存维持 低位，待下游补库及稳增长政策真正落地后，炼焦煤价格有望重回升势。

1.1、 动力煤复盘：2022H1 价格先涨后跌，8 月开始上扬，11 月回调

2021 年，在疫情后经济快速复苏的背景下，煤炭需求快速增长，而煤炭供给仍 受供给侧改革、产地严控超产、安检力度加大影响，供需基本面严重失衡，煤价创 历史新高，后在发改委干预下，价格大幅下跌。2022 年以来，国际能源危机叠加疫 情反复，煤炭价格高位震荡。1 月，电厂库存高位且冬季日耗增长不及预期，动力煤需求走弱，煤价持续回落 至 800 元/吨，后因印尼限制煤炭出口，同时电厂日耗水平高位，叠加春节前夕集中 补库，动力煤价触底反弹，并于春节前冲破 1000 元/吨。2 月，2 月中旬，发改委再度加大限价力度，坑口/港口限价标准下调至 700/900 元/吨，且对涨价超标的坑口点名批评，煤价短期承压。3 月，俄乌冲突持续发酵，国际能源价格大涨，均创 2022 年新高，催化进口需 求转为内贸。天气转暖民电需求走弱，但工业用电与非电用煤需求持续释放，下游 补库力度不减。基本面对煤价形成强支撑，2 月下旬以来煤价持续攀升，并于 3 月中 旬突破 1600 元/吨。4 月，随着供暖季退出，居民用电转为淡季，受全国疫情影响工业用电尽显疲态， 电厂日耗处于低位，同时市场存在政策管控预期，下游电厂对于采购持观望态度， 煤价持续回落。

5-6 月，发改委紧急发文要求产能大省调度 1.8 亿吨应急保供长协煤来保证电煤 的有效供应。煤炭供给持续偏紧，港口煤价维持在 1200 元/吨，且发改委持续推进电 煤长协全覆盖，市场煤供应减少，市场煤价上行。7 月，发改委 100%电煤全覆盖压制现货价格，同时非电煤需求较弱，煤价短暂 下行。8 月，持续高温天气，电煤需求增加，干旱致水电出力减少，全国仍存局部能源 供需错配，煤炭基本面表现为供紧需增，价格稳步上行。9-10 月，金九银十，非电煤需求进入旺季，钢铁、化工开工率上行，保供状态 下现货紧缺，现货煤价上行。11 月，供暖季尚未开启，电厂日耗仍处低位，下游库存维持高位，非电煤需求 下降，煤价高位回调。

1.2、 炼焦煤复盘：2022H1 价格先涨后跌，8 月始需求改善价格有所回升

2021 年，疫情后经济复苏，焦煤需求增长，澳煤遭禁，蒙煤通关受疫情影响， 同时炼焦煤产地复产较慢，炼焦煤价格在 10 月达到高位，后因动力煤限价对焦煤产 生一定影响，煤企下调煤价，焦钢限产维持低开工率，焦煤需求持续走弱，炼焦煤 价格高位回调。2022 年以来，受大会限产及疫情反复影响，下游需求及运输仍受影 响，炼焦煤价格先涨后跌，下游需求改善仍是炼焦煤价格提升的主要影响因素。1 月，钢厂加速复产提振补库需求，高炉开工率大幅提升，产地安检产量释放有 限，供给偏紧，焦煤价格受支撑。2 月，冬奥会期间限产落实，钢厂开工率低位，需求偏弱，春节前集中补库结束， 短期供给略有过剩，焦煤价格承压下行。3 月，冬奥会、两会结束，下游开工率提升，叠加俄乌冲突，国际煤价高涨，国 内外煤炭价格倒挂，进口不足，焦煤价格反弹并维持高位。4 月，疫情多点散发，吉林、上海较为严重，地产基建开工率较差，钢铁销售遇 阻，开工率震荡，焦煤价格不再提升。

5 月，疫情尚未清零，梅雨季来临，下游需求不足，焦煤价格回调。6 月，经济数据边际改善，下游需求预期向好，焦煤价格回升。7 月，下游需求尚未恢复，焦炭-钢铁产业链处于亏损状态，倒逼焦煤降价，焦 煤价格大幅回调。8 月，高温天气下，动力煤需求旺盛对炼焦煤价格形成支撑，一揽子稳增长政策 支撑焦煤需求边际改善，炼焦煤价格企稳回升。9-10 月，金九银十，下游焦化、钢铁开工率维持高位，焦煤需求回升，炼焦煤价格稳中有升。11 月，地产风险尚未出清，下游需求转弱，钢铁价格持续下跌，焦煤需求承压， 焦煤价格再次回调。

1.3、 天然气复盘：2022 年俄乌冲突致价格大幅震荡，9 月始高库存价格 回落

2021 年，疫后经济复苏，需求持续增长，欧盟 2030 年温室气体减排目标由 40% 提高至 55%，碳排放配额价格上涨，电力公司推进煤改气，天然气消费量持续增长， 欧洲天然气价格逐步上涨。随着“北溪-2”天然气管道审批受阻，俄乌冲突持续演绎， 2022 年欧洲天然气价格出现了大幅波动。1 月，欧盟为降低对俄气的依赖，对美国的 LNG 进口量大幅增加，天然气价格 高位回落后维持震荡。2 月， 2 月末俄乌冲突发生，俄罗斯天然气供给存忧，欧洲天然气价格大幅上 涨。3-5 月，俄罗斯天然气供应量高于此前市场预期，暂时没有出现断供迹象，天然 气价格高位下跌至俄乌冲突前水平。6 月，俄罗斯暂停对部分欧盟成员国供气，并将逐步减少北溪 1 号输气，天然气 价格震荡上行。7 月，北溪 1 号进入年检，俄罗斯压缩机受加拿大制裁未归还，供给担忧，气价 上涨。8 月，欧盟制裁俄罗斯法案逐渐生效，同时自愿削减天然气用量 15%，为应对俄 罗斯天然气断供危机，欧盟持续补库，叠加高温天气，需求增加，天然气价格大幅 上涨并创新高。9-10 月，为应对供暖季需求，欧盟天然气补库达到高位，并于 10 月提前完成库 存目标，达到满库的 91%，而工业需求被抑制，供暖去库尚未开启，气价高位回调。11 月，天气渐冷，去库或将开启，市场对暖冬或冷冬存在分歧，气价震荡。

1.4、 能源危机成因：资本开支低位、能源结构失衡、俄乌冲突

西方国家提出碳中和以来，全球化石能源资本开支维持低位，新能源不稳定的 先天不足使能源结构失衡，2021 年以来能源价格持续上涨。2022 年 2 月底，俄乌冲 突发生，全球能源危机进一步加剧，石油、天然气、煤炭等化石能源大幅上涨。国 际原油价格从俄乌冲突前 90 多美元/桶一度上涨至 130 多美元/桶，欧洲天然气价格 亦成倍上涨，欧洲 ARA 港动力煤现货价从冲突前的 195 美元/吨冲高至 400 美元/吨 以上。全球化石能源资本开支持续低位，能源结构供需失衡造成能源危机，俄乌冲 突进一步扩大能源危机。全球化石能源资本开支低位。“碳中和”由西方国家提出并且已成为全球共识，：“碳中和”导致全球化石能源资本开支明显下台阶，更多的资本开支投向可再生能 源或非化石能源领域。根据 IEA 数据，2011-2015 年，全球化石能源资本开支中枢水 平约 1.2 万亿美元/年，而 2016-2022 年，全球化石能源资本开支中枢水平大幅下降 至 8000 亿美元/年附近，近年来，全球化石能源资本开支维持低位，化石能源供给无法大幅增加。西方对俄罗斯的全面制裁并抵制俄罗斯能源产品，俄罗斯能源供应受 阻，而 OPEC 的石油增产意愿不足，全球能源供应不足，能源价格大幅上涨。

欧洲能源对俄依赖且结构失衡。（1）欧洲化石能源对外依赖度高，尤其对俄罗 斯的依赖程度极高。2021 年俄罗斯占欧盟的煤炭/天然气/原油进口份额分别为 46%/38.6%/27%。2021 年欧洲共计进口天然气 477.3 十亿立方米，其中管道气 369.1 十亿立方米。管道气是俄罗斯天然气出口最主要的方式之一，2021 年俄罗斯占欧洲 管道气进口份额为 45.3%。（2）欧洲长期推崇清洁能源，但风力、光伏等新能源高度 依赖天气状况，这造成了能源供应稳定性下降，脆弱度上升，2022 年欧洲即面对了 炎热干旱天气，新能源出力不足，同时化石能源运输亦受阻。

国内能源结构存在局部错配。2022 年 8 月，川渝地区限电引发关注，该地区具 有丰富的水力资源而煤炭资源匮乏，能源结构中水电占比明显偏高。2021 年四川发 电结构中，水电占比 81.6%，远高于全国平均 16.0%，火电占比 15.3%，远低于全国 平均 67.4%。在极端干旱与高温天气下，社会用电需求激增，而水电站来水匮乏，火 电占比不足，无法弥补缺口，从而导致了用电危机。中国预计将于 2060 年实现碳中 和目标，届时非化石能源占比约为 80%，化石能源占比约为 20%，四川目前的能源 结构或是 2060 年中国碳中和的缩影，非化石能源占比提升将会带来能源结构的不稳 定性。俄乌冲突加速能源危机的发生。俄乌冲突导致欧盟与俄罗斯之间政治与军事对 立，双方对化石能源发起了制裁与反制裁，导致煤油气的供需基本面严重失衡。根 据 BP 数据，2021 年，俄罗斯为仅次于沙特阿拉伯的第二大原油出口国，第一大管 道气出口国以及第三大煤炭出口国，俄罗斯是能源大国，在全球能源供给中具有重 要地位。俄乌冲突限制了俄罗斯能源对欧洲的出口，欧洲能源供应严重短缺，能源 危机被进一步放大。

2、 动力煤：全球能源短缺而需求将提升，价格高位运行

2.1、 海外：供需失衡及替代性需求提升，海外煤价大幅上涨

2.1.1、 供给端：煤炭新增产能有限，俄乌冲突加剧供应短缺

长期低资本开支，煤炭新增产能增速下滑。2015 年以来，全球范围内化石能源 资本开支增速下行趋势明显，IEA 预计 2022 年全球化石能源资本开支为 8340 亿美 元，同比增速仅 7%，仍未回到疫情前水平（2019 年），相较于 2015 年过万亿的水平 更是有明显的降幅。根据 IEA 对海外主要煤矿项目梳理，预计 2022-2025 年新建煤 矿投产产能分别为 4100、7390、4535、6460 万吨，相较于 2021 年的 1.44 亿吨有明 显回落。

俄煤遭受欧盟禁令，加剧全球煤炭供应短缺局面。俄乌冲突发生之后，欧美对 俄罗斯采取多轮制裁，其中包括对俄能源的制裁。2022 年 8 月 11 日，欧盟禁止进口 俄罗斯煤炭的法案正式实施，此举将直接影响全球煤炭供给。2021 年欧盟进口煤炭 约 1.1 亿吨，其中约 5100 万吨进口自俄罗斯。俄罗斯出口至欧洲的煤炭大部分产自 俄罗斯最西部且靠近乌克兰的顿涅茨煤田，因运距问题短期内很难找到替代国，这 部分煤炭供给预计在全球供给中消失。因欧盟禁令，预计 2023 年将减少 5000-6000 万吨。

2.1.2、 需求端：欧盟另辟传统能源渠道，加速抬升煤炭需求

另辟煤炭需求将加剧市场抢购，油气替代性需求转向煤炭。天然气：北溪 1 号 和 2 号管道被被炸以后，天然气供应将大幅下滑，预计 2023 年供给减少 61.1 十亿立 方米，我们测算预计 2023 年将新增煤炭需求 6600 万吨。原油：2022 年 6 月，欧盟 公布对俄罗斯第六轮制裁措施包括部分石油禁运，制裁措施立即生效，到 2022年底， 欧盟从俄罗斯进口的石油将减少 90%。2021 年，欧洲发电结构中，原油发电 47.9TWh， 占比 1.2%，我们预计部分燃油发电的燃料需求也将转向煤炭，假设燃油发电全部转 为燃煤发电，则 2023 年欧洲新增煤炭需求为 1890 万吨。欧洲重启燃煤发电厂进一 步增加海外煤炭需求。欧盟禁止俄煤后的供给缺口，将转向其他产煤大国寻求供应， 比如澳洲、印尼、美国、哥伦比亚等。短时间内这些产煤国也难有新增供应满足欧 盟的需求，且多数订单已被长期客户签订，抢煤现象已经出现。

2.1.3、 海外煤价：供需失衡及替代性需求将推升煤价

供需失衡致煤价大涨。欧盟的能源禁令已产生效果，在全球新增供应不足情况 下，抢购现象已让煤炭价格出现大上涨，尤其是欧洲煤炭，欧洲 ARA 动力煤现货价格 11 月 18 日报价 325 美元/吨，相较于 2 月 24 日俄乌冲突发生时价格上涨 66.7%。替代性需求加速煤价上涨。“油气煤”历史价格表现为正相关，背后存在着热值 性价比导致的能源替代，根据 IEA 数据，美国发电结构与天然气价格有较高的联动 性，当天然气价格高涨时，天然气的热值性价比下降，燃煤发电占比也会大幅提升。此外，对于欧盟来讲，除了热值性价比的考虑，因其发电严重依赖俄罗斯天然气， 如切断俄气，发电也将转而寻求更多的煤炭。

2.2、 国内：煤炭基本面维持紧平衡，动力煤仍具向上动能

2.2.1、 供给端：国内新增产能是主要制约因素，且受安监疫情影响

新批产能有限，且短时无法贡献产量。新建矿是增加供应的最主要形式。2020 年煤价处在发改委的政策管控区间，煤炭供需基本平衡，政策层面对于新增煤矿项 目持谨慎态度，新批建煤矿项目大幅减少；2021 年提出碳中和政策，煤企面对 2030 年的碳达峰目标，投建新矿井的意愿明显减弱，资本开支主要用于矿井的维护以及 机械化、智能化的更新替代；此外，新矿从建设到投产基本为 3 年左右，短期无法 供应更多产量。2020 年以来更多批复产能位于新疆，新疆煤炭大多就地消化，对内 地煤炭供需影响不大。核增产能增量有限，且同样需要时间。核增产能是增加供应的一种辅助形式， 可以通过两种方式：一是对之前已生产但证照不全的产能进行核增，可立刻释放产 量；二是对原有矿进行改扩建或技改，但释放产量仍需要一定时间。2021 年四季度 的保供基本以第一种方式为主，合计增加产能约 2.2 亿吨，但此类核增基本已是最大 限度的挖潜，后续继续核增将以第二种方式为主。2022 年以来发改委多次提到全国 要增加产能 3 亿吨，但投产时间尚不确定，今年以来并未见新产能释放。2022 年安监及疫情，产能释放受约束。2022 年安全事故时有发生，且 9 月以来 疫情多点扩散，煤炭的运输和生产也都受到了严重影响，当前开工率仍处于全年低 位。

2.2.2、 进口煤：大幅下滑且挑战持续，热值下滑明显

年初以来进口大幅缩量。2022 年 1-10 月进口煤累计同比下降 10.5%，进口大幅 下滑。主要原因：一是欧盟对俄煤禁令，导致抢购煤炭现象加剧；二是海内外煤价 倒挂，导致沿海终端用户采购意愿不强。进口褐煤占比大幅提升。截至 2022 年 10 月，进口煤中褐煤占比为 44.7%，2021 年同期仅为 37.6%。考虑到进口煤热值的下降，且数量同比下滑，进口端收缩对沿海 电厂煤炭供应的实际影响更大。俄煤受制运力增量有限。2021 年从俄罗斯进口煤炭 5500 万吨，其中动力煤 3300 万吨。2022 年 1-10 月俄罗斯动力煤进口量 2089.1 万吨，同比下滑 24.8%，未来增量 受制于运力及结算等相关问题。

2.2.3、 需求端：供暖季&稳增长提升短期需求，火电装机&新兴产业贡献增量需求

供暖旺季抬升需求，冬储有望持续。立冬已至，全国陆续进入供暖季，11 月份 全国有望实现全面供暖，当前电煤日耗水平已触底反弹，后续有望持续走高。从当 前全球面临的能源危机而言，目前最稳妥的策略即是加大冬季的库存储备，冬储有 望进一步提升需求。

稳增长政策有望加速落实。2022 年 11 月 11 日，国务院发布进一步优化疫情防控措施的通知，强调要科学精准做好疫情防 控各项工作，最大限度减少疫情对经济社会发展的影响。此外，在全球面对通胀压 力且经济放缓的背景下，我国仍有充足的稳增长工具来保持经济运行在合理区间。

新增火电装机支撑动力煤需求增长。受极端天气影响，新能源发电稳定性不足， 火电成为兜底能源安全的最终屏障。2022 年 8 月底，国家给各省的新增煤电规划建 设项目指标下达，煤电项目开始扎堆核准，其中广东省发改委连续核准 7 台煤电机 组（合计 6.7GW），并且根据国家要求，这些机组必须在 9 月底之前开工，2024 年 底前投运。今年川渝限电已经暴露出新能源在快速发展过程中的种种问题，预计未 来火电装机仍将平稳增长，从而提升对煤炭的需求量。新兴产业快速发展有望接力增长。2022 年 1-10 月全社会用电量 7.18 万亿千瓦 时，同比+4.0%。其中第二产业用电 4.71 万亿千瓦时，同比+1.7%；第三产业用电 1.25万亿千瓦时，同比+4.2%；居民用电 1.12 万亿千瓦时，同比增长 12.6%。

2.2.4、 煤价判断：动力煤价格实行双轨制，长协维持高位&非电煤仍具弹性

预计 2023 年供需仍有缺口，动力煤仍有向上动能。基于供需基本面关键假设， 我们对 2023 年煤炭供需平衡进行测算，预计 2023 年全煤炭口径或存在 7000 万吨供 给缺口，而动力煤口径或存在 5000万吨供给缺口，煤炭基本面仍将表现为供不应求， 煤炭价格仍有向上的动能，电煤有政策约束会贴近管控上限，非电煤仍具有向上弹 性。

电煤年度长协价格有望高位运行。2022 年新版年度长协定价机制实行，动力煤 中长期交易价格（年度长协）合理区间为 570—770 元，基准价为 675 元。在发改委 大力推动下，电煤年度长协的实际比例已经大幅上调。2022 年 11 月年度长协价格上 调 9 元至 728 元/吨，再次体现出了与市场价格的联动。此外，10 月底发改委下发文 件确定了 2023 年的年度长协基准价维持不变，仍为 675 元/吨，间接表明 2023 年价 格仍将保持高位。电煤现货限价 1.5 倍年度长协。2022 年国家发改委以文件的形式对电煤现货进 行价格管控，价格上限为不超过年度长协的 1.5 倍，即港口不超过 1155 元/吨，此外 对主要产煤省份的坑口现货售价也明确了价格上限。非电用煤仍具有一定价格弹性。对于水泥、化工、冶金等用煤，发改委文件也 明确了其在一定程度上不受限价管控。当前港口价格远超 1155 元/吨，更多体现出的 是非电煤的价格弹性。

3、 炼焦煤：供给偏紧及地产稳增长落实，价格有望上行

3.1、 国内炼焦煤供给无明显增量

未来炼焦煤新增产能非常有限。一是炼焦煤主要用于“煤焦钢”产业链，成本 可以向下游传导，政策层面对炼焦煤供给没有太多的支持倾向，自 2019 年以来能源 局和发改委几乎没有批复过新产能，且煤炭保供核增等也只作用于动力煤，政策层 面对炼焦煤新批产能支撑较少；二是炼焦煤资源相对稀缺，且由于煤化程度和地质 等原因，矿井多为埋藏较深的井工矿，新资源较少，国内优质炼焦煤资源相对稀缺；三是在碳中和大背景下，煤企对井工矿新投产意愿较弱。由于炼焦煤开采矿井深， 投资额相对较大，建设时间长，在碳中和政策稳妥推进，煤企对新建炼焦煤矿井亦 持谨慎态度。

未来炼焦煤可能存在减量。一是动力煤供给紧张时，为了动力煤保供，炼焦煤 企业受到政策的指导会降低洗选率，从而多产动力煤少产炼焦精煤；二是炼焦煤因 为煤质好埋藏深，更容易出现安全隐患，各地仍在对高危、冲击地压煤矿进行淘汰 关停的现象，如山东省要求省内涉及到千米以下采面的相关矿井全部暂停生产；三 是部分煤矿资源已经枯竭，煤炭生产存在接续难题，出煤量逐渐减少。产量增速明显低于动力煤。2021 年国内炼焦煤产量 4.9 亿吨，同比+1.0%（同期 动力煤+6.9%）；2022年1-9月，炼焦煤产量3.7亿吨，同比+2.4%（同期动力煤+12.3%）。能源紧缺背景下，保供政策主要针对具有能源属性的动力煤，具有原料属性的炼焦 煤增量并不明显。

3.2、 炼焦煤进口仍面临挑战

澳煤被禁缺口难以完全弥补，量仍下滑。2016-2020 年，澳煤被禁前，澳洲炼焦 煤进口量占我国炼焦煤总进口量均在 40%以上。2020 年 10 月澳煤被禁后，2021 年 我国炼焦煤总进口量同比下降 24.7%。2022 年随着蒙煤和俄煤进口量增加，炼焦煤 进口有所恢复，1-10 月我国进口蒙古炼焦煤 1914 万吨，俄罗斯炼焦煤 1731 万吨， 蒙、俄炼焦煤占我国炼焦煤进口总量的 70.5%。1-10 月我国炼焦煤累计进口量 5168 万吨，同比+31.1%，但与 2020 年相比，仍下跌 20.9%，蒙、俄炼焦煤虽弥补部分澳 煤缺口，但炼焦煤进口总量仍下滑。即使澳煤再度放开，我们预计也难对中国市场 造成影响，主要原因为：一是中国煤炭进口有仍有配额限制；二是中国禁止澳煤后， 澳洲煤炭主要出口到印度、日韩以及欧洲，已形成稳定的销售渠道，我们预计澳洲 没有更多煤炭供给到中国；三是澳洲高卡煤炭价格明显高于国内价格，日韩、欧洲 对澳洲煤炭的采购价格亦高于国内，澳洲煤炭在国内并不具有明显的价格优势。

蒙煤单月进口量高位回调，未来增量有限。随着疫情影响减弱，2022 年蒙煤通 关量呈现逐渐恢复态势，甘其毛都口岸 10 月日均通关已达 617 车高位。2022 年 9 月，塔矿-嘎顺苏海图铁路通车，但嘎顺苏海图口岸与中方甘其毛都口岸仍有最后 10 公里需要买方通过公路运输进行短倒，同时，蒙古国的宽轨铁轨与中国标准铁轨的 轨距不一致，即使铁路完全连通，货物在两国边境仍需进行换装，铁路通车后带来 的煤炭增量非常有限。9 月蒙煤单月进口已达高位，10 月我国蒙煤进口量 279 万吨， 环比-13.0%，未来铁路运输带来的增量不宜期待过高，未来蒙煤通关量难有大幅提 高。俄煤进口大幅提升后，已遇运力瓶颈。欧盟禁运俄煤后，俄煤出口中国炼焦煤 持续增加，10 月中国进口俄罗斯炼焦煤 243 万吨，环比-0.8%，进口俄罗斯煤炭总量 610 万吨，环比-0.9%。9 月以来，俄罗斯铁路运输出现拥堵，大量运煤车滞留铁轨， 受制于俄罗斯远东地区铁路运力和相对落后的基础设施，9 月-10 月，俄罗斯出口中 国的煤炭总量环比均出现下滑。由于俄东部地区运输基础设施相对落后，以及海运 船只等问题，预计俄煤进口量已达高位，难再有提升空间。

3.3、 炼焦煤需求有望受地产等稳增长政策催化

炼焦煤短期需求回落等待政策催化。近期焦煤终端需求较弱，钢厂盈利不佳， 焦化厂和钢厂开工率都有所回落，下游钢铁价格下降倒逼炼焦煤价格下调，短期炼 焦煤需求仍有待提振。但 2022 年地产稳增长政策频出，炼焦煤需求预期有望改善。此外钢厂及焦化厂的炼焦煤库存处于历史低位，需求预期改善与补库需求有望对炼 焦煤价格形成支撑，稳增长政策有望逐步落地，从而催化炼焦煤需求。

房地产仍是稳增长的重要选项。9 月 30 日央行、 财政部出台多项稳地产政策，包括居民换购住房可享受个人所得税退税、下调首套 房公积金贷款利率等。11 月以来，房地产利好政策密集出台，遏制房地产风险进一 步暴露，稳步推进保交楼工作。11 月 1 日，中债增进公司推进十余家房企的增信发 债，涉及金额约 200 亿元。11 月 8 日，由人民银行再贷款提供资金支持，委托专业 机构按照市场化、法治化原则，通过担保增信、创设信用风险缓释凭证、直接购买 债券等方式，支持房地产民营企业发债融资，预计可支持规模约 2500 亿元，后续可 视情况进一步扩容。11 月 11 日央行和银保监会对房地产的融资及“保交楼”金融服 务再次做了部署，发布《关于做好当前金融支持房地产市场平稳健康发展工作的通 知》，被称为“金融支持房地产 16 条”，首次就房地产金融问题出台专门性文件。11 月 28 日，中国证监会恢复涉房上市公司并购重组及配套融资；恢复上市房企和涉房 上市公司再融资；调整完善房地产企业境外市场上市政策，与境内 A 股政策保持一 致；进一步发挥 REITs 盘活房企存量资产作用；积极发挥私募股权投资基金作用。政策组合拳从房企信贷、债券、股权三个融资渠道着手，房地产企业融资“三支箭” 齐发，房地产支持政策力度加大，地产仍是稳增长的重要选项，房地产投资有望筑 底回升。

基建投资增速有望维持较高水平。基建仍是稳增长的重要抓手，政府多次强调 全面加强基础设施建设，基建投资增速一直维持较高水平。9 月 7 日，国务院常务 会议指出，基础设施投资空间大，要继续用好专项债补短板，依法盘活地方 2019 年以来结存的 5000 多亿元专项债限额。2022 年以来国务院已多次召开会议强调基础设 施建设对拉动经济建设的重大作用，为落实政策要求， 7700 亿基建项目获批或即将 开工。2022 年 1-9 月，累计使用地方政府专项债 3.51 万亿元，其中 2.29 亿元专项债 应用于基建领域，占使用总额的 65.2%。地方政府专项债券发行后，财政部门将债券 募集资金拨付至项目单位，项目单位施工形成实物工作量，因此从基建投资到实物 工作量落地存在时滞性，而基建投资对上游需求的拉动主要体现在实物工作量中， 基建实物工作量落地存在时滞，基建投资对需求的拉动作用有望延续。

3.4、 煤价判断：需求预期改善，煤价有望再度走强

2023 年供需紧平衡，价格有望再度走强。考虑到地产需求改善预期，我们预计 2023 年炼焦煤需求同比增长 5%，而国内炼焦煤产量几乎无明显增量，炼焦煤进口量 预计仍有增长，经供需平衡测算，2023 年全年炼焦煤仍存 2000 万吨缺口，基本面或 整体表现为供需紧平衡，随着政策落地，煤焦钢产业链向上游传导，炼焦煤价格有 望再度走强。

四季度无需悲观，需求预期改善煤价有望修复。政策利好持续发力，需求存在 修复预期，一揽子政策逐渐落地，若地产投资需求改善，基建投资需求持续发力， 四季度煤焦钢产业链环比有望改善，需求预期改善带来价格修复。在当前需求较弱 情况下，炼焦煤价格有所回调，但价格中枢依然维持高位，2022 年 1-11 月，京唐港 炼焦煤均价 2852 元/吨，相比 2018-2021 年已经大幅上调。同时，海外炼焦已触底反 弹，炼焦煤当前需求已处最悲观阶段，四季度需求环比有望改善，需求预期改善煤 价有望修复。

4、 碳中和：积极稳妥推进，能源转型开启第二增长曲线

4.1、 积极稳妥推进碳中和，新建产能意愿受约束

碳中和政策方向不变。2021 年 10 月，《关于完整准确全面贯彻新发展理 念做好碳达峰碳中和工作的意见》、《2030 年前碳达峰行动方案》两份纲领文件发布， 文件明确了“十四五”时期将严控煤炭消费增长，“十五五”期间将逐步减少煤炭消 费，2025 年非化石能源消费比重预计将达到 20%左右，2030 年非化石能源消费比重 预计达到 25%左右，2060 年非化石能源消费比重预计达到 80%以上。我们测算，煤 炭预计于 2025 年-2030 前后触及需求天花板，峰值煤炭消费量或约为 29.4 亿吨标准 煤，双碳政策限制未来煤炭消费预期。

煤企新建产能意愿明显减弱。碳达峰、碳中和已成行业共识，远期煤炭需求的 大幅下降必将对现在煤企新建产能产生负面影响。一般煤矿开采期限为 50 年以上， 新建矿井达产后将很快迎来“碳达峰”，可以预计在“碳达峰”后煤炭消费量将逐渐 下滑，投资新矿或已达不到煤企设计的开采年限，新建煤矿已不是煤企的最优选择。2020 年以来，我国新批煤炭产能数量明显减少，煤企新建产能意愿亦大幅减弱，煤 企更愿意将资金投入新能源、新材料等成长性领域，煤企能源转型大幕已经开启。预计未来新批产能依然受限。国家能源局明确力争到 2025 年国内能源的年综合 生产能力达到 46 亿吨标准煤，2022 年约为 44.1 亿吨，2023-2025 年复合增长率仅为 1.4%，由于我国油气资源严重依赖进口，预计能源生产能力增量主要在于油气，且 煤炭新建产能基本都需要产能置换，未来煤炭新建产能或将非常有限。

4.2、 高盈利下煤企能源转型开启第二成长曲线

煤企开启高盈利，现金流充沛。2016 年以来，随着煤炭行业供给侧结构性改革， 煤炭行业盈利稳步提升。当前煤炭行业高景气，碳中和政策带来的供给约束以及俄 乌冲突下出现的全球能源紧张，煤炭供给有望持续偏紧，行业高盈利有望长时间持 续。2021 年，重点煤炭上市公司归母净利达 1600 亿元，同比+75.6%，经营性现金 流量净额 3575 亿元，同比+72.8%，货币资金 4842 亿元，同比+44.8%。2022 年前三 季度，重点煤炭上市公司归母净利 2058 亿元，同比+71.3%，经营性现金流量净额 3169 亿元，同比+37.6%，货币资金 5954 亿元，同比+38.0% 。由于煤企新建产能意 愿减弱，2021 年重点煤炭上市公司用于购建固定资产、无形资产和其他长期资产支 付的现金为 887 亿元，同比仅增长 0.2%，经营活动产生的现金流入与投资活动产生 的现金流出，呈现明显的背离，煤企现金流充沛。

能源转型是煤企意愿与能力的匹配。煤炭行业景气上行，煤企盈利稳步提升， 碳中和背景下，煤企煤炭主业资本开支意愿减弱，手握大量现金，行业高盈利持续 支撑传统能源转型，为确保未来市场地位与竞争优势，能源转型已成煤企共识。同 时，煤企能源转型亦受到政策大力支持，能源转型是大势所趋，是煤企意愿与能力 的匹配。《“十四五”现代能源体系规划》、《“十四五”可再生能源发展规划》明确要 加快推动能源绿色低碳转型，大力发展风电、光伏、水电、生物质等可再生能源，提高可再生能源的存储、消纳和外送能力。传统能源与新能源结合、传统煤化工与 高端新材料结合成为煤企的主要转型方向，煤企的转型路径与政策匹配，主要包括 风光绿电、储能电池、氢能、高端新材料等。

4.3、 四种能源转型路径——绿电转型或成主要途径

能源转型是“双碳”目标的要求。推动能源结构调整与转型、发展可再生能源 是实现“双碳”目标的关键。我国具有“富煤贫油少气”的资源禀赋，根据统计局 数据，2021 年我国煤炭消费占一次能源消费的 56%左右，同时煤炭也是能源消费碳 排放的主要来源，煤炭利用产生的二氧化碳排放量约占能源消费排放的 70%左右。煤企将向零碳、低碳方向转型，同时煤炭行业将推进煤炭的清洁高效利用，实现高 碳能源低碳化利用，从而如期实现碳达峰、碳中和目标。

四种能源转型路径。（1）风光绿电。风光绿电转型为运营型转型路线，是煤企能源转型的主要路径之一，该路径具有投资额较小、项目可分解、技术门槛相对较低、风险成本低等特 点。风光绿电建成期短并可分批建设，建成即能形成稳定的现金流。由于大部分煤 企具有坑口火电厂，煤炭下游客户主要为电厂，煤企具有一定的电力运营能力，风 光绿电转型具有明显优势，是煤企转型初期的主要路径。

（2）储能电池。储能电池转型为技术型转型路线，储能技术目前尚处于发展初 期，具有前期投资额大、风险成本较高、建成周期较长、短期无收益、后期投资回 报率高等特点。由于煤企没有储能技术和管理经验，通常需要与技术团队合作，需 要持续的技术创新投入。

（3）氢能。灰氢（或副产氢）转型一般需要煤化工或气头化工产业链，副产氢 综合运用发展氢能产业链具有先发优势和成本优势。

（4）高端新材料。高端新材料转型为化工产业链延伸路线，煤企需配备煤化工 产业链，具备煤化工运营能力，下游延伸发展高端新材料，从传统能源企业向科技 型企业转型。

5、 投资分析

低估值&高股息率，板块有望整体提估值

高分红成为趋势。随着煤价中枢抬高，且煤企未来没有太多新建矿的资本开支， 越来越多的煤炭企业加入高分红行列，并提高三年或五年的最低分红承诺，如中国 神华 2022-2024 年度现金分红比例由 2019-2021 年的不低于 50%提高至不低于 60%， 陕西煤业分红比例承诺从不低于 40%提升到不低于 60%。高分红致股息率高企，众 多公司股息率在 10%以上，价值投资凸显。低估值安全边际高。煤企未来伴随着长期价格高位，盈利能力明显增强。根据 对煤企 2022 年盈利预测，众多公司估值仅为 4-5 倍，安全边际高，且有望整体提估 值。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议）

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