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供需紧张局面短期难以缓解，煤价中枢上行，行业价值重估。 本刊特约作者李赟/文 5月19日，国家发改革委微信公众号发布煤炭价格（国产动力煤，下同）调控监管政策系列解读之五——不得通过不合理提高运输费用或不合理收取其他费用等方式，变相大幅度提高煤炭销售价格。这已是国家发改委一个月内第5次发文聚焦煤炭价格。 煤电在中国总发电量中的占比约60%，2022年以来动力煤价格一直处于高位运行，做好煤炭保供稳价工作具有重要意义。 据国家发改委微信公众号消息显示，近期，山西、陕西、内蒙古等产煤大省部分企业煤炭销售价格可能超出合理空间，当地发展改革委员会对涉事企业进行约谈，阐释了国家和地方关于煤炭价格调控监管政策的主要内容和有关要求，敦促企业立即将价格调整至合理区间内。 为促进煤炭价格理性回归，2022年2月，国家发改委出台《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（下称“《通知》”），在坚持煤炭价格由市场形成的基础上，提出了煤炭中长期交易价格合理区间。其中，特别强调遏制资本过度投机和恶意炒作，及时查处市场主体捏造、散布涨价信息及囤积居奇等哄抬价格违法行为。 根据国家发改委明确指出的监管红线，哄抬价格的具体表现形式包括煤炭经营者捏造、散布涨价信息，囤积居奇，无正当理由大幅度或者变相大幅度提高价格。 国家发改委称：“下一步，国家发改委将密切关注煤炭市场供需形势和价格变化，加强煤炭中长期合同签约履约监管，采取有力有效措施保障煤炭价格运行在合理区间。当发现价格超出合理区间时，将立即进行提醒约谈，必要时通过调查、通报等手段，引导煤炭价格回归合理区间，对于存在涉嫌哄抬价格行为的，将移送有关部门依法查处。” 除了对煤炭价格保持持续监管之外，国家财政也一直在行动保证煤炭供应。5月4日，经国务院批准，人民银行增加1000亿元支持煤炭清洁高效利用专项再贷款额度，专门用于支持煤炭开发使用和增强煤炭储备能力。此次增加1000亿元额度后，支持煤炭清洁高效利用专项再贷款总额度达到3000亿元，有助于进一步释放煤炭先进产能，保障能源安全稳定供应，支持经济运行在合理区间。 但在供给不足、需求回升的背景之下，叠加地缘冲突事件带来的供需重构，煤市将如何演绎？ 中金公司认为，短期来看，煤价或受三种因素推动：夏季用煤高峰期来临，需求或将走强；疫情逐步解封和稳增长逐渐发力，需求有望复苏；上游原料出口有望提振，对需求形成支撑。中长期来看，地缘冲突事件引发的全球能源供需格局重构，不仅导致短期内煤价高位运行，还可能抬升全球中长期煤炭使用成本，造成中长期煤价中枢上移。 开源证券认为，进入2022年，煤炭价格受到国际政局和疫情的叠加影响，基本面出现多次反转。2月底地缘政治冲突导致国际能源供需格局发生变化，海外煤价大涨带动国内价格上涨，4月因各地疫情多点散发致使需求转弱，价格出现回落。当前动力煤已开始反映需求恢复预期，价格有所上行，炼焦煤或等待稳增长政策真正落地。后期短期供给偏紧难改善，煤价中枢有望上行。 中信证券表示，按照各煤种2022年一季度均价情况及煤价季节性特征，预计动力煤价格4-5月份因淡季或略有走弱，但二季度均价依然高于2021年平均水平，后续季度均价或逐季升高，全年均价同比有望上涨10%-12%。焦煤价格在二三季度还会有10%左右的提价空间，加之2021年上半年的价格低基数，预计全年煤价涨幅在20%-25%。 供给紧张难改 随着2021年下半年以来“保供”政策的持续推进，2021年四季度开始，全国煤炭产量同比增速明显加快。2021年12月份，单月产量已升至3.8亿吨。2022年一季度原煤产量同比超过10%，统计数据大超市场预期，其中3月份单月产量3.94亿吨，同比涨幅超过14%，创历史新高。 超预期的原因，中信证券认为一方面地方政府在“保供”层面较为积极，特别是内蒙等露天矿较多的地区，产能核增规模大，也有相当一部分煤炭产量统计从“表外”转入“表内”；另一方面，由于2021年四季度保供增产中大部分新增产能为露天矿，因此新增产煤热值普遍偏低，满足同样热值的保供需求下，所需的原煤产量也会更多，因此产量也容易高于预期。 但2022年4月份，全国原煤产量出现环比下降，单月原煤产量3.6亿吨，环比下降8.6%；同比增长10.7%，增速比上月放缓4.1pcts，但基本与一季度同比增速持平，日均产量1209万吨。
中信证券表示，4月份统计数据说明，3月份3.9亿吨的新高产量并不能持续，增产依然存在瓶颈。预计瓶颈来自于新增产能有限、局部疫情以及限价政策的影响等等。这些因素目前看很难有改观，有助于维持市场对行业供给偏紧的预期。 按照CCTD公布的数据，2022年4月，国有重点煤矿产量同比增速约为3.4%，运销协会分企业煤炭产量同比增长8.94%，均小于统计局公布的增速。从不同口径数据比较，说明原煤产量增长依然缺乏弹性。 但是国内增产保供也在继续推进。4月20日及5月初的国务院常务会议，都提到了2022年能源保供增供举措，继续提升能源对经济社会发展的保障能力，提出“发挥煤炭主体能源作用。优化煤炭生产、项目建设等核准政策，落实地方稳产保供责任，充分释放先进产能。通过核增产能、新投产等，2022年新增产能3亿吨。”从数字上看3亿吨的目标并不超预期，之前国家发改委等相关部委也提出过增产目标。但上升至国常会层面，预计未来安监、环保、国家发改委等部门的部际协调会加强，增产保供政策的推进或更加积极。 随着2008年“四万亿”投资计划的推出，中国工业产能进入大扩张时代，煤炭行业投资规模在“十二五”期间持续加速，产能不断增加，至2015年底全国煤炭总产能达到57亿吨，产能过剩状况愈演愈烈，煤炭行业资产负债率居高不下。为应对煤炭行业产能严重过剩问题，2016年2月1日《国务院关于化解煤炭行业过剩产能实现脱困发展意见》发布，煤炭行业去产能工作全面展开，随着“十三五”期间各地区的不断努力，全国煤炭企业在5年内退出过剩及落后产能9.6亿吨，并置换释放优质产能近3亿吨。根据国家能源局公布数据，截至2018年底，全国煤炭行业有效生产产能35.3亿吨，建设煤矿产能10.4亿吨；而根据天风证券的推算，截至2021年底，全国煤炭行业有效生产产能已达到41.5亿吨。煤炭行业大幅去产能的时代基本告一段落，未来的产能将逐渐进入相对稳定的时期。 天风证券表示，2021年以来，全球正遭受能源紧张的困境，但这不代表中国会再次重新掀起煤炭行业大幅扩产能的序幕，经过“十二五”的无序化扩产能以及“十三五”的大幅去产能，中国煤炭行业经历了一轮极为惨痛的经历，也为投资者留下了较为不利的印象。正是因为这十年的循环往复，才奠定了中国煤炭行业未来不可能再去经历一次大幅扩产能与去产能的轮回，进而选择以绿电替代、清洁能源发展转型的能源路径。这是当前能源困境之下中国煤炭行业不会继续大幅扩产能的核心背景。 不进行大幅扩产能，并不代表不增加产能。国家发改委于3月18日印发的《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知》要求，主要产煤省区和中央企业全力挖潜扩能增供，年内释放煤炭产能3亿吨以上，其中1.5亿吨来自新投产煤矿，另外1.5亿吨增量则通过产能核增、停产煤矿复产等方式实现。 中信证券表示，从目前的预期看，新投产煤矿的1.5亿吨增产过程相对较长，因为新建矿井的完工进度还存在一定的不确定性。后者的1.5亿吨，在3-6个月的周期内则有增产的潜力，预计露天矿产能核增后，产量释放较快，但前提是需要环保监管放松，另外还有一部分停产的煤矿可能涉及安监、环评约束在整改，或者是前期矿权取得有瑕疵，这部分产能在相关部分的监管协同下，有可能会在2022年内先期释放产能。 不过，在目前进口减量的背景下，“保供”政策还很难改变煤炭供给紧张的格局。相关资料显示，从目前的存量产能看，2022年产量增长还可来自于两部分：2021年四季度“保供”新增的产能，预计2022年前三个季度同比还可新增1-1.2亿吨产量；新建矿井投运可以新增3000万吨产量。 中信证券表示，目前国内的煤炭存量产能原本可以实现供需平衡，但2022年地缘冲突下海外能源价格高位造成进口煤减量，进口煤量可能会缩减20%-25%，即6000万-8000万吨，需要国内额外增产才能弥补。因此，若实现供需平衡的政策目标，国内进一步增产势在必行。
中金公司表示，2022年以来煤矿安全事故接连发生，各产地相关部门陆续开展安全生产专项整治行动。安全事故频发也反映出在产能大幅投放下，由于安全治理需求增加等，煤矿安全风险一定程度提升。此外，在目前高煤价的诱导下，违法违规生产、持续超能力生产也是导致安全风险增加的重要因素。煤矿事故以及相应的问题整治仍将是扰动产能释放的不确定性因素。 进口减量制约 天风证券表示，作为中国最大的能源消费体，煤炭的进口依赖度仅有8%，进口量约3亿吨，但由于全球煤炭贸易体系只有13亿吨左右，因此这3亿吨在全球仍具有举足轻重的地位，这也就导致了很多情况下，是中国的煤炭市场在左右着全球煤炭贸易市场，中国煤炭供需的变化决定了整个全球煤炭价格的走向。 中金公司报告显示，2000-2020年，全球煤炭产量由47.1亿吨增加至77.4亿吨，20年复合增长率为2.5%，其中，2010年全球煤炭产量较本世纪初产量增幅达58.5%，10年复合增长率为4.7%，而随着产量增长较快的亚太等地增幅放缓以及欧美等地煤炭需求下行，2020年全球煤炭产量较10年前的产量水平仅增加3.8%(剔除疫情影响，2019年产量较2010年也仅增加9%)，10年复合增长率仅为0.4%。 过去10年中国以外地区的煤炭产量下滑。2000-2020年，中国以外地区的煤炭产量由33.2亿吨增加至38.4亿吨，20年复合增长率仅0.7%，最近10年的产量更是出现下滑，10年复合增长率为-0.5%。 全球煤炭贸易市场中，主要出口国包括印尼、澳洲、俄罗斯、美国及南非等，2021年前五大出口国出口量合计占全球煤炭总出口量的比重约为87%。近年来，印尼、俄罗斯出口地位提升，占全球出口量的比重由2000年的14.3%、6.9%提升至2020年的26.8%、17.8%。具体来看，2021年动力煤出口中，印尼、澳洲、俄罗斯、南非和哥伦比亚为前五大出口国，占比分别为41%、20%、18%、7%、5%。澳洲、美国、俄罗斯、加拿大和蒙古为前五大焦煤出口国，出口占比分别为53%、14%、12%、8%、7%。
2021年前五大煤炭进口地区进口量合计占全球总进口量的74%。过去20年，虽然欧洲煤电需求下行，煤炭产量下滑，但仍保持对煤炭的刚性进口(2020年欧洲进口量较2000年下滑13%；剔除2020年疫情影响，2019年欧洲进口较2000年增加了14%)。值得注意的是，中国则由本世纪初的煤炭净出口国逐渐变成了净进口国并跃居为全球最大的煤炭进口国，作为全球最大的消费国，进口成为了中国煤炭供给的重要补充。
由于可再生能源发电受到极端天气扰动，欧洲需要其他更稳定的能源补足缺口，化石能源的保障作用凸显。化石能源消费方面，欧洲主要依赖天然气，但在天然气供给紧张下，气价飙涨，气价较煤价的溢价进一步拉大，导致欧洲部分地区不得不选择重启煤电机组缓解气电成本压力，煤炭需求边际提升，推动库存去化。但由于长期以来煤炭供给增量不足，煤炭供需矛盾加剧，推升煤价上涨。 在供需本就偏紧的情形下，地缘冲突是导致煤价进一步上行的导火索。俄罗斯是全球第三大煤炭出口国，近年来在国际贸易煤市场中的重要性逐渐提升，煤炭出口量由2012年的1.3亿吨逐渐提升至2021年的2.2亿吨。在俄罗斯煤炭的出口目的地中，中国大陆所占比重近年来持续提升，2021年占俄出口煤总量的24%，其次为欧盟(21.8%)、日本(9.8%)、韩国(9.6%)及土耳其(6.0%)。由于地缘冲突影响，欧盟及日韩等地计划停止采购俄罗斯煤炭，转向印尼、澳洲、南非、北美等其他地区寻求进口渠道，但由于多年以来海外煤炭产量基本平稳、煤炭投资偏少，其他地区的供给也难以在短期内满足突然新增的需求，导致全球煤炭供需偏紧的局面进一步加剧。 2021年下半年以来，受制于海外产能周期维持低谷、全球能源需求扩张，海外煤价价格开始大幅反弹。叠加2022年2月下旬开始的地缘冲突，在俄罗斯煤炭供给受限、海外油价上涨的带动下，海外煤价一路大涨。 相关数据显示，澳大利亚纽卡斯尔港（6000大卡）煤价2021年均价为139美元/吨，2021年10月初高点为280美元/吨，但2022年4月下旬高点已升至370美元/吨，一季度均价为240美元/吨，较2021年均价上涨73%。欧洲、南非等区域的煤价也出现了大幅上涨。而国内煤价上涨则相对温和，一季度均价较2021年全年均价仅上涨15%。 中信证券认为，海外煤价高位使得进口煤价格的竞争优势消失。 在2021年9月之前，进口动力煤平均折价50-100元/吨，2021年9月开始，国际煤价大幅上涨，进口动力煤开始出现溢价，之后10月份随着国内煤价高位再度出现折价。2022年以来，地缘冲突下，海外煤价再度大涨，广西、广东地区港口印尼煤报价，2月底折价从100元/吨迅速收窄至50元/吨，3月中上旬均是进口煤溢价的状态，其中3月上旬印尼煤最高点较国内煤价高400元/吨，随着3月下旬进口煤价的回落，至4月中上旬，印尼煤又呈现显著折价的状态。而4月下旬开始，随着印度补库下海外煤价的大涨，印尼煤在4月最后一周又开始出现持续溢价，较国内煤高50-100元/吨。5月上旬，印尼煤报价在折价平衡线附近波动，但也很难吸引贸易商增加进口。整体而言，5月份进口动力煤并未出现有效折价，预计进口量环比或下滑。 焦煤而言，以进口煤到岸价格衡量，并没有明显的进口煤溢价现象出现，只是进口煤折价的显著收缩，从年初500-600元/吨的折价水平，收窄至4月下旬的100-200元/吨左右，主要是海外焦煤价格跟原油和能源价格联动较弱，焦煤高价的时间较短，在3月份价格高位时期，国内贸易商也很难采购到海外高价焦煤，因此海外焦煤的高价并没有体现至国内的到岸价。 此外，国务院关税税则委员会决定，自2022年5月1日至2023年3月31日，对煤炭实施税率为零的进口暂定税率。但从目前的关税减免水平及人民币汇率波动情况看，关税减免还很难起到显著降低进口煤成本的效果。 传统上，国内焦煤主要的进口来源国为澳大利亚（2021年以来除外），动力煤主要进口来源国为印尼。这两个国家与中国都有自由贸易协定，因此，相应的进口关税税率为零。而其他进口来源国对应的税率在3%-6%不等。对于中国目前的进口煤到岸价格，动力煤关税金额大部分在30-50元/吨的水平，焦煤大约在100元/吨的水平。此外，考虑4月下旬以来美元汇率上升等因素，进口煤零关税的政策效果很可能被汇率波动部分抵消。 中信证券以南非理查兹港价格为例，取关税实施前，2022年4月29日离岸价格215.90美元，按当日的人民币汇率计算的1422元/吨，6%关税税率对应的关税水平为85元人民币。若按目前人民币汇率计算，同样离岸价格对应的人民币价格为1467元/吨，汇率波动使人民币计价的价格增加45元，即便关税水平下降，效应还是被汇率波动抵消一部分，进口煤成本仅能下降40元左右。 中信证券表示，进口煤价折溢价的反复变动，一方面降低了进口煤价格竞争优势，导致进口煤减量；另一方面，也增加了贸易商的进口风险，导致进口贸易商操作意愿较低。对应到国内进口煤量上，也出现了进口煤的大幅减量。3月单月，国内进口煤炭1642万吨，同比-39.9%。一季度单季，进口煤炭同比下降24.2%，但焦煤进口同比增长8.56%，这也与不同煤种溢价、折价的幅度相匹配。4月进口煤炭2355万吨（同比、环比分别增长8.4%、43%），虽然有显著增加，但在5月印尼煤价差优势消失的影响下，预计还会出现减量。 总体而言，2022年进口将成为影响国内供给的不确定因素，若海外煤炭价格持续倒挂，中信证券预计中国进口煤全年减量或在20%-25%的幅度。 中金公司也认为，煤价可能伴随地缘冲突的结束而回调，但回调幅度可能有限。地缘冲突的结束，短期内可能压制煤价，主要是冲突引发的供需紧张情绪有望得到缓解。但是，即便在冲突发生之前，海外煤价也处于高位运行，这也反映了长期以来供给不足和刚性需求边际提升之间的现实矛盾。 此外，中金公司还认为地缘冲突也可能改变中长期全球能源供需格局，而由此导致的供需重构、资源的时空错配也将深远地影响全球煤价中长期的走势。 在经历2021年能源危机以及2022年地缘冲突影响后，欧洲主要国家可能更加审慎地考虑自身的能源安全和稳定性。目前，欧盟已制定加速能源转型的计划，这有助于其加强能源自给自足，摆脱对俄能源的依赖，但短期内仍难解决其自身能源供给存在一定不稳定性的问题。考虑到欧盟计划摆脱对俄罗斯天然气的依赖，预期欧盟天然气发电占比可能会出现一定程度下滑，其他能源供给或有进一步补足。同时，若欧盟考虑加速摆脱对俄天然气依赖，基于煤电的稳定性以及偏强的调峰能力，未来一段时间也许会看到欧洲部分地区的火电需求出现边际修复。 供需格局重构下，生产地和消费地恐难以最优方式配置，进而抬升中长期能源流通和使用成本。受地缘冲突影响，欧盟、日韩等地计划停止进口俄罗斯能源产品，或将破坏多年以来形成的稳定的供需格局和资源的最优化配置。例如，因运距增加导致的物流成本提升、因供需两方重新匹配导致的配套基建需求的增加，均可能变相提升能源流通和使用成本。 资源和资本脱钩，供给释放阻力可能加大。资源开采行业通常需要较大规模的资本投入，受地缘冲突影响，部分资本陆续撤出俄罗斯当地的资源开发项目，同时俄罗斯资源开采企业可能也将面临融资不畅的问题，这都将影响俄罗斯境内资源的开发进度，从而阻碍未来一段时间的供给释放。 需求改善在即 2021年，由于全社会用电量大幅提升，用电增量的弹性只能靠火电去满足，因此火电同比增速也达到了8.4%的水平，创10年来的新高，使得2021年动力煤需求超预期。在高基数的基础上，2022年火电同比增速大概率会放缓，3月单月火电同比增速为-5.7%，4月叠加局部疫情的影响，火电同比降幅进一步扩大，4月单月火电发电量增速为-11.80%，而4月总发电量同比-4.3%，火电降幅远大于总体发电量，显示用电量下滑背景下，优先保证清洁能源电力消纳。 数据显示，中国2022年1-4月发电量同比增长1.3%至26029亿千瓦时，增速较上一期(1-3月)收窄1.8ppt.其中火力发电同比下滑1.8%至18635亿千瓦时，增速较上一期(1-3月)收窄3.1ppt。水电、核电、风电、太阳能发电累计同比分别增长14.3%、5.4%、6.8%、14.8%。 单月看，4月发电量同比、环比分别下滑4.3%、9.2%至6086亿千瓦时，火电同比、环比分别下滑11.8%、14.5%至4008亿千瓦时，水电、核电、风电、太阳能发电同比分别增长17.4%、0.9%、14.5%、24.9%，环比增长14.0%、-6.5%、-6.6%、9.9%。 中金公司认为，在疫情、传统淡季和来水情况较好三重因素的作用下，4月火力发电量明显回落。此外，目前沿海电厂日耗已低于过去几年同期水平，库存不同程度回升，也反映出目前需求整体仍偏疲弱。随着疫情逐渐受控，各地逐步解封，下游复产复工将稳步进行，需求有望逐渐回暖。此外，考虑到煤炭传统消费旺季逐渐来临，届时煤炭需求回升可期。 中金公司表示，考虑到疫情等因素对经济的拖累，稳增长将更为紧迫，随着稳增长政策效果的逐步显现，需求有望得到进一步支撑。此外，目前上游原料出口存在套利机会，海内外钢材存在明显价差、沪伦铝比价处于相对低位。考虑到海外能源供需更为紧张，若海外原料企业在能源成本压力下进一步收缩供给，国内上游原料产品的出口需求有望得到进一步提振，从而支撑国内能源需求。 中信证券表示，从高频数据看，沿海八省电厂煤炭日耗基本与国家统计局发布的火电增速保持一致的变动节奏，沿海八省日耗4月平均同比下降10.86%，但5月以来的日耗同比降幅在8%左右，显示需求已呈现边际改善。后续随着局部疫情的逐步缓和，全社会用电量同比也有望结束负增长的态势。而火电在发电上升的过程中，预计也会再次显示增长的弹性。再考虑6-7月为动力煤需求旺季，因此对后续电煤需求并不悲观。 对于焦煤、焦炭而言，4月底以来价格调整较为明显，主要是受到产业链利润的压制，下游钢铁及成材需求增长因局部疫情放缓，难以提价，利润收缩，也拖累了上游焦煤、焦炭价格。按照我们模拟测算，螺纹钢及焦炭依然处于亏损状态。 而焦煤、焦炭需求主要对应生铁的产量，生铁产量主要又与地产新开工面积相关。目前房屋新开工面积同比降幅还在20%以上，景气度还在持续下滑中，生铁的需求也面临压力。从高频数据看，粗钢日均产量环比呈现明显扩张，但同比仍是负增长。 目前虽然房屋新开工面积还看不到确定的企稳或回暖预期，但是从需求逻辑推演看，随着地产政策放松力度的不断加大，地产销售回暖或逐步向上传导，新开工同比降幅在趋势上有望逐步收窄。短期看，钢铁库存自4月下旬开始，也呈现全面去库的节奏，所以中信证券预期后续钢铁需求扩张和产量增加是大概率事件，也有望有效带动“双焦”需求回暖。 中金公司表示，展望后市，需求端，随着疫情逐渐解封和复产复工的进行，叠加夏季用煤高峰期临近，需求有望逐渐回暖。此外，随着稳增长政策逐步奏效，需求有望迎来支撑。同时，钢铁、电解铝等上游原料的出口有望提振，从而拉动能源需求。供给端，国内供给有望增加，但考虑到产能释放进度以及产出煤炭的平均热值存在下滑，国内供给增量对缓解供需偏紧的边际效果仍有待观察。进口方面，在海内外煤价持续倒挂等因素作用下，煤炭进口仍然存在压力。综上所述，在需求有望得到支撑、供给存在一定不确定性的情况下，煤炭供需偏紧的情况可能再度出现。 盈利逐季提升 2月24日，国家发改委印发的《通知》明确了煤炭中长期交易价格的合理区间，其中秦皇岛港下水煤（5500千卡）价格合理区间为每吨570-770元，山西、陕西、蒙西煤炭（5500千卡）出矿环节价格合理区间分别为每吨370-570元、320-520元、260-460元，蒙东煤炭（3500千卡）出矿环节价格合理区间为每吨200-300元。《通知》自5月1日起实施。 国家发改委4月30日发布《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》，明确四类行为属于哄抬价格：捏造涨价信息、散布涨价信息、囤积居奇、无正当理由大幅度或者变相大幅度提高价格。 公告中明确，“大幅度提高价格”的行文，可以根据国家及地方有关文件规定、经营者主观恶意和社会危害程度等因素，结合实际情况综合考量。其中，存在下列情形之一，且无正当理由的，一般可视为哄抬价格行为：（1）经营者的煤炭中长期交易销售价格，超过国家或者地方有关文件明确的中长期交易价格合理区间上限的；（2）经营者的煤炭现货交易销售价格，超过国家或者地方有关文件明确的中长期交易价格合理区间上限50%的。 以港口5500大卡煤价为例，2021年年度长协、月度长协、市场煤价分别为645、920、1030元/吨，因此在新的中长期合同煤限价区间（港口570-770元/吨）下，年度长协距离限价上限依然有上涨空间，不受限价政策的影响；月度或者高价长协大概率价格会回落到770元/吨以内，影响负面；市场价格2022年均价也有上涨空间，但根据最新的政策，如果超过1155元/吨（即770元/吨的中长期上限的1.5倍），也有可能被认定为哄抬煤价。但是上述限价只针对电力用煤，冶金、化工及建材用煤等预计不受影响。 中信证券表示，如果这一政策在旺季继续严格执行，煤价上涨的背景下，长协上限不可能调涨，意味着电力用煤现货价格的天花板就是1155元/吨，虽然与5月初港口成交的市场价大致相等，但未来旺季的电力用煤现货价格也很难超过1155元/吨。短期利好陕西、山西的坑口价格，因为春节之后坑口很多现货价格被限制在700元/吨，目前按照新的政策，山西现货价格上限或升至855元/吨，陕西价格上限可升至780元/吨，内蒙维持700元/吨附近的水平。也就是说，山西、陕西前几个月被限价的坑口电煤现货价格，有10%-20%左右的提涨空间。 经过5月以来的短期实施，新的限价政策对整体定价体系环比并未造成冲击，后续随着旺季的到来，非电力用煤的市场价格有进一步上涨的空间，上市公司的综合均价也有望一定程度上涨，依然存在业绩弹性。 按照中信证券的测算，假设2022年需求回到中性水平，即全社会4%的发电量增速，对应火电发电增速或降至2%-2.5%左右。考虑生铁、水泥建材等行业的减排压力，需求增速或同比持平。进口减量幅度如果在25%左右，国内煤炭依然有4000万吨的供给缺口。 展望2022年，中信证券预计港口5500大卡动力煤均价或在1200-1250元/吨，同比上涨20%。焦煤价格承接2021年四季度的高基数，因此即便2022年中间出现波动，均价也有望抬升，特别是后续地产政策放松若带来新开工企稳回暖，焦煤价格大概率继续上涨。预计2022年产地主焦煤价格在3150-3200元/吨左右，同比依然有近30%的增长。 煤炭价值重构 天风证券表示，煤炭行业作为大宗资源品行业，传统的投资估值逻辑是基于其商品价格周期的运行，而价格周期的核心是产能扩张周期：即周期初始阶段需求弹性大于供应弹性，价格上涨利润增长，进而驱动资源品企业增加资本开支投入产能建设，由于煤矿的建设周期一般在3-5年之间，因此传统的煤炭企业投资回报高盈利期大约在3年左右，之后随着建设产能进入生产期，供应弹性超过需求弹性盈利期基本结束，随着供应绝对值超过需求绝对值，供需宽松价格下滑，行业亏损期到来，持续亏损下倒逼过剩产能大量退出，而产能退出一般属于“矫枉过正”式的无序化恐慌关停潮，这也为下一波盈利周期奠定了基础。 以产能周期作为基础估值逻辑的煤炭及能源资源品行业，其实有一个默认的共识就是每一次产能扩张都可以随着资本开支的增加而大量提升，进一步的深层逻辑就是认为“资源是无限的”或者“资源枯竭前是可以无限挖掘的”。但是这显然与化石能源属于有限资源的自然属性完全相悖，“有限资源”的自然属性意味着周期估值的应用总有尽头。目前，全球主要经济体先后宣布“碳达峰碳中和”的长期发展战略其实就意味着传统化石能源扩张周期的结束，同样更意味着再用传统意义的周期估值理论来评判能源资源行业的投资回报可能已经有些失效。 具体到中国能源行业而言，由于煤炭在中国一次能源中占比高达60%，因此能源短缺的情况高度体现在煤炭行业，其实这与欧洲能源危机高度体现在油气上是一个道理，短期内寻求产能或化石能源的增加只是权宜之计，长期来看只有提升可再生能源的利用才能解决对化石能源的依赖困境，并进而破解资源终将枯竭的困扰。 以中国煤炭资源而言，探明储量高达万亿吨级，数量的确惊人，但可高效利用的探明储量只有不足20%，按照年产量40亿吨来计，中国煤炭的可高效开采利用年限只有不到40年，也就是如果没有“3060双碳”战略，中国煤炭到2060年就只有超千米超高难度开采的煤层可供利用，其能源利用的性价比大幅下降。 天风证券认为，我们将看到本轮煤炭周期的进程必然会发生明显的变化：即不再是煤炭价格的上涨驱动煤炭本身产能的大幅扩张，而是驱动替代化石能源的新能源产能快速增加。这也就意味着本轮煤炭行业价格周期的核心是新能源的产能周期而不是化石能源的产能周期，而新能源产能周期依赖于能源体系的总体平衡，这需要至少做到让化石能源消费达峰，也就是负增长，只有新能源装机发电量提升到足以替代燃煤发电装机发电量之时，才是真正的化石能源消费达峰之际，也是“碳达峰”之际。无论中国还是全球，最后的技术路径基本都是通过替代性新能源发展方能做到真正的达峰，靠技术升级与高效利用的时间跨度可能遥遥无期。 因此，当市场投资者认为新能源发展进入快车道之时，其实也就认识到了传统化石能源的开发周期已经临近尾声。“碳达峰碳中和”带来的能源变革受益的不只是新能源设备行业，更包括传统化石能源开采行业。只是新能源设备行业的投资回报来源于需求弹性的快速扩张，属于政策支持下的显性因素，而传统化石能源开采行业的投资回报来源于供应弹性的持续低迷。 天风证券认为，未来的碳达峰10年，或许也是传统化石能源企业最后的辉煌10年，中国化石能源开采企业绝大多数就是煤炭开采企业，煤炭能源供需的持续紧平衡带来的是煤炭价格的持续高位与企业利润率的持续高位。高利润强现金流之下，煤炭行业的盈利周期更长，资本投入后的回报也更加稳定。 |
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