煤炭开采行业2023年度策略-周期淡化估值重塑

煤炭开采行业2023年度策略：周期淡化，估值重塑2022年价格及行情复盘：向上周期的极致演绎动力煤：价格一以贯之，逻辑三重演绎自2021年以来，煤炭板块经历了两年景气周期，然而这两年不同阶段导致煤炭价格景气的原因其实是不一样的，整体可分为三重逻辑：1）第一阶段（2021年1月-2021年9月）：总量缺口逻辑。2）第二阶段（2022年1月-2022年7月）：海外逻辑。3）第三阶段（2022年8月-10月）：结构性紧缺逻辑。1）第一阶段（2021年1月-2021年9月）：总量供需缺口。2021年1月，受澳煤进口限制影响、产能释放不足叠加国内经济复苏和出口超预期，煤炭供需总量紧缺，2021年1-9月动力煤供需缺口达到7610万吨。受此影响，煤炭价格快速上涨，从3月最低价570元/吨左右一路上涨至10月超过2500元/吨。然而随着限价政策和核增产能释放，10月煤价迅速回落，总体供需缺口也在保供下迅速回补，最终2021年1-12月动力煤供需盈余262万吨。2）第二阶段（2022年1月-2022年7月）：海外煤价高位拉动我国煤价上涨。2022年1月，印尼禁运导致我国进口煤量出现快速下降，2月俄乌冲突加强矛盾，海外煤价高涨使得我国煤及褐煤进口量1-7月累计下降18%左右。海外煤价较高也拉动了我国煤价，2022年1-7月我国煤价整体在1000元/吨以上高位震荡，2022年3月一度超过1500元/吨。3）第三阶段（2022年8月-10月）：非电结构性紧缺。2022年8月，受高温天气叠加保供持续推进影响，我国煤价自8月中下旬止跌向上；2022年9月，虽然电煤进入消费淡季，但受电煤保供履约执行力度加强，非电供给受到压缩，以致煤价淡季不淡；10月，受产地及运输线路沿线疫情影响，港口库存低位震荡，10月煤价一度超过1600元/吨。四季度以来，在大秦线检修及疫情影响下，10月港口库存快速下降，带动市场煤价继续上涨；然而随着疫情影响逐渐减小叠加淡季用煤量有限，11月港口市场煤价出现下跌趋势。从供需来看，动力煤供应量方面，受产能核增、新增产能等因素影响，2022年1-9月动力煤供应量远高于往年同期；进口量则整体处在往年同期低位；动力煤耗煤量受疫情影响，4-5月耗煤量处在近年来低位，虽然8月明显回升，但随着高温天气在9月逐步缓解，供需盈余在9月再现。整体来看，今年1-9月动力煤供应量27.32亿吨，同比提升2.98亿吨（+12%）；1-9月动力煤净进口量1.53亿吨，同比下降4123万吨（-21%）；

1-9月动力煤耗煤量27.49亿吨，同比增加4530万吨（+2%）；1-9月动力煤供需盈余1.34亿吨。展望后市，近期疫情影响有加深迹象，后续随着全国供暖范围扩大，冬储及用煤采购需求逐步释放下，需求后期或有边际抬升可能；而长时间保供下供给或难大幅突破前高，叠加地缘政治局势仍欠稳定、海外冬季仍存在能源紧张风险并有望提振市场信心，传统旺季动力煤价格有望维持高位震荡运行。今年以来（截至11月4日），我国动力煤市场价均价为1250元/吨，预计我国全年动力煤中枢价将落在1200-1300元/吨之间。此外，长协煤参考价格指数11月出现上行趋势，后市长协煤价有望向港口煤价上限770元/吨靠近。炼焦煤：蒙煤进口带来增量，供需双弱价格高位波动焦煤方面，自2021年煤价高位主因一直为澳煤进口限制影响，而需求端变化则是导致2022年焦煤价格景气向上的主因。第一阶段（2021年1月-2021年9月）：澳煤进口限制叠加需求较强使得焦煤缺口持续。2021年1-9月，澳煤进口限制下我国焦煤净进口量同比下跌超过2000万吨。不过2021年10月以后港口澳煤卸货导致供给总量攀升叠加能耗双控下需求减量，焦煤供需缺口迅速减小。第二阶段（2022年1月-2022年4月）：稳增长预期推动焦煤需求提升。2022年，稳增长政策刺激下我国焦煤需求预期较强，日均铁水产量在1-4月快速爬升，焦煤库存持续下行且远低于往年同期。受此影响，我国焦煤价格再次进入上行通道。第三阶段（2022年9月-至今）：地产政策预期好转促使焦煤价格高位震荡。随着5年期LPR下行、金融十六条等政策推进，地产预期好转使得焦煤价格高位震荡。不过考虑到当前钢厂利润、焦化厂利润较弱，因此此段时期焦煤价格上涨空间有限。今年以来

（截至11月4日），我国山西吕梁主焦煤市场价均价为2494元/吨。从供需来看，焦煤2022年1-9月供需依旧偏紧。供给方面，2022年1-9月我国焦煤国内有效供应量为3.71亿吨，同比提升882万吨（+2%）；2022年1-9月净进口量为4518万吨，同比提升1019万吨（+29%），但仍较2020年下降超过1300万吨。需求方面，2022年1-9月我国焦煤总需求量为4.17亿吨，同比提升289万吨（+1%）。供需缺口方面，2022年1-9月焦煤供需缺口102万吨。展望后市，焦煤价格上行空间则主要取决于地产需求是否得到实质性改善。一方面在季节性环保限产要求下，焦钢厂生产和原料采购需求可能会边际减弱，另一方面鉴于终端焦煤库存偏低、上游话语权较强，结合去年底粗钢减产对应焦煤价格走势，预计届时焦煤价格或高位震荡，焦煤价格上行空间主要取决于地产需求是否得到实质性改善。不过预计全年价格中枢仍有望实现同比提升，全年焦煤中枢价或将落在2400-2500元/吨之间。2023年展望：总量供需改善，结构性紧张有望主导价格高位震荡产能：2023-2025国内年化增量约1.5亿吨产能是影响煤价最重要的因素。受“十三五”期间煤炭资本开支及核准矿井较少、退出落后产能较多影响，2021-2022年市场煤价站上千元大关。虽然自2021年10月以来，我国大量核增煤矿产能，煤矿产量出现明显提升，然而后续我国煤矿产量是否还具有可持续提升能力仍然备受争议，我国煤矿产能数据披露的滞后性与分散性也加大了产能研究的难度。为了厘清我国未来煤矿产能增量，本篇报告我们从“十四五规划”视角以及主产区核准、在建及核增视角交叉验证，对我国未来可能实现在建投产以及核增的产能进行研究。研究发现，2023-2025年我国煤炭产能/产量增量约有3-4亿吨，主要集中在蒙新地区。视角一：从各地十四五规划看煤炭产能空间2022年我国原煤产能大致增加4-5亿吨。2022年，经过增产保供，主要煤产地煤炭产能/产量均出现了明显提升，估计2022年末我国原煤产能大致在48-49亿吨，相较2021年原煤产能约增4-5亿吨左右。分省份来看，煤炭产能/产量增幅较多的为晋蒙新地区，与2021年相比，预计内蒙古、新疆2022年产能增量分别约为2亿吨、1亿吨，山西产量增量也将达到1亿吨。分煤种来看，预计2022年相较2021年商品煤产量大概净增超过2亿吨。目前我国煤炭结构中动力煤、焦煤、无烟煤占比分别为86%、12%和2%。2023-2025年预计我国原煤产能仍将有3-4亿吨增量。不过，与各省十四五期间煤炭产能规划相比，预计2023-2025年我国煤炭产能/产量增量仍有3-4亿吨，其中动力煤大致在3亿吨左右，焦煤大致在4000-5000万吨左右。分省份来看，内蒙古、新疆有望分别约增1亿吨，山西、贵州有望分别增5000-7000万吨，甘肃有望增2000万吨左右。视角二：从主产区现有规划看煤炭新增产能空间一般来说，煤矿从勘探到竣工所需时间一般为5-10年，投产周期较长。以小保当煤矿为例，2012年编制矿区总体规划和方案，2016年进行选址审查，2017年国家发改委核准项目，2019年开工备案，2020年一号矿井竣工验收。由此看出，十四五期间有希望投产的煤矿主要在已处于核准阶段及以后的煤矿，若该矿井仍处在取得探矿权或采矿权期间，难以在近3年内完成投产。核增产能有望在半年至一年内完成。除了处于新建阶段的煤矿，产能核增也是煤炭保供和未来产能增量的重要来源。2022年8月，发改委印发《关于加强煤炭先进产能核定工作的通知》，且对露天煤矿、一级安全生产标准化煤矿或者智能化采煤的煤矿不进行限制，可随时核增。因此2022年以来，产能核增也成为了煤炭主产区快速实现保供的重要手段，当前已公布的拟核增产能均有望1年后完成核增，在十四五期间贡献产量增量。内蒙古：2022年2月以来，内蒙古拟核增/已核增产能约1.4亿吨，核准及在建矿井产能约1.4亿吨；据内蒙古能源局资料，内蒙古2022年已完成新增产能2亿吨左右，则2023-2025年仍可新增产能约8000万吨-1亿吨左右。新疆：2022年以来，新疆拟核增/已核增产能约1.3亿吨，核准及在建矿井产能约0.8亿吨；据我们估计2022年新增约1亿吨左右，则2023-2025年仍可新增产能约1亿吨左右。山西：2022年3月以来，山西拟核增/已核增产能约1.2亿吨，核准及在建矿井产能约0.7亿吨；据估计2022年约新增1亿吨左右，则2023-2025年仍可新增产能约1亿吨左右。陕西：2022年以来，陕西拟核增/已核增产能约0.3亿吨，核准及在建矿井产能约0.5亿吨；假设2022年新增2000万吨左右，则2023-2025年新增约6000万吨左右。由此可预计，2023-2025每年产能大致提升1.5亿吨以内。因此，在供给能源战略储备增强、电煤和非电煤的结构性缺口仍存下，若需求出现复苏，我们认为“十四五”期间市场煤价中枢或将在高位震荡。进口：2023年海外煤价中枢下跌进口或有增量从煤炭进出口来看，我国煤炭出口近乎为零，进口煤炭总量在历年来则总体稳定在3亿吨左右。然而自2022年以来，受俄乌冲突加剧全球能源危机、极端天气频发、全球煤炭贸易竞争激烈影响，海外能源价格高涨，欧洲ARA港6000大卡煤价、澳大利亚纽卡斯尔港高卡煤现货煤价最高都曾超过400美元/吨。受此影响，我国2022年前10月煤及褐煤进口量仅2.3亿吨，同比下跌10.5%。然而随着海外能源库存累积、极端天气影响减弱叠加经济增速放缓，9月以后海外煤价高位回落，截至2022年11月11日澳大利亚纽卡斯尔港高卡煤现货煤价、欧洲ARA港6000大卡煤价分别为324美元/吨、325美元/吨，相较最高位回落幅度超过20%。中低卡煤价格降幅虽然不如高卡煤，不过广州港印尼煤5500大卡到港也从高位1470元/吨（8月）回落到1290元/吨（截至11月18日）。受海外煤价高位回落而我国港口煤价因市场煤资源结构性短缺等因素影响，我国港口市场煤价高于海外，海外煤炭进口量有所增多。自2022年9月以来我国煤及褐煤进口量已恢复到往年同期水平。预计2022年煤及褐煤进口量同比下降约5500万吨。若以2022年1-9月煤及褐煤进口情况年化，我们预计2022年全年煤炭进口量约26789万吨，相较2021年约下降约5500万吨。分国别来看，今年以来我国煤炭进口量下降主要与印尼进口量减少有关。2022年1-9月我国从印尼进口的煤及褐煤仅11519万吨，若年化，比2021年下降超过4000万吨。2023年煤炭总进口量或相较2022年略有提升，但增量不大。自2020年11月澳煤进口限制以后，我国煤炭进口格局已重塑：2022年前9月我国煤炭进口已从澳洲转向印尼和俄罗斯，两国进口将近占我国煤及褐煤进口总量的80%。2023年来看，若澳煤进口限制不放开，考虑到海外煤价中枢整体上或低于2022年中枢，我们预计煤及褐煤进口总量相较2022年或有增量。但由于全球地缘冲突常态化，煤炭贸易竞争加剧，即使海外煤价有所下跌，海外动力煤400-600元/吨的低价煤时代或将不再出现，未来海外煤价或也将进入千元时代。因此即使2023年煤及褐煤进口总量或相较2022年有所提升，增量依然不大。动力煤方面，若假设所有褐煤都为动力煤，则我国今年前9月动力煤进口依存度为4.5%左右，其中印尼、俄罗斯动力煤进口量占总进口的76%、15%。若以今年前9月进行年化，2022年我国动力煤进口总量将相较2021年下降约3500万吨，其中印尼、俄罗斯相较2021年或约分别下降1000、800万吨。由于动力煤对煤种品质要求不高，当前澳煤进口限制对我国动力煤进口造成的影响基本已解除，动力煤进口格局已重塑，未来来看，动力煤进口或再度回归成为调节国内煤价的工具。展望2023年，即使澳煤进口限制放开，考虑到长协合约和新渠道已形成，预计即使澳大利亚动力煤进口有增量但依旧有限，动力煤进口增量更多来源于海外煤价中枢相较2022年下降带来的增量，预计动力煤进口增量在1000-2000万吨左右。炼焦煤方面，我国今年前9月动力煤进口依存度为10-11%左右，其中蒙古、俄罗斯焦煤进口量占总进口的36%、33%。若以今年前9月进行年化，2022年我国焦煤进口总量将相较2021年提升约600万吨，但仍相较2020年下降超过1000万吨。分国别来看，今年贡献焦煤进口增量的国家主要为蒙古和俄罗斯，预计2022年两国焦煤进口量相较2021年或约分别提升800、900万吨。由于炼焦煤属于稀缺资源，高品质炼焦煤无法像动力煤一样通过转移进口补足，而国内焦煤资源有限，因此澳煤进口限制后我国焦煤进口缺口明显。展望2023年，若澳煤进口限制放开，考虑到截至11月18日国内外焦煤价格不分伯仲，且澳煤以主焦煤为主、硫分较低、运费较低，较具有性价比，因此澳煤进口限制若放开或将快速弥补焦煤进口缺口；即使澳煤进口限制不放开，考虑到外蒙古疫情好转，公路通车数提升或也将带来蒙古国焦煤进口量进一步提升，叠加外蒙古塔本陶盖勒至甘其毛都铁路的建成可能带来的运量提升，预计2023年焦煤进口量或将再度提升400万吨左右。需求：电力需求稳中有升，纾困政策助力地产链降幅放缓我国原煤消费量中，发电、建材、冶金用煤占比较高，其下游需求大部分与地产基建需求息息相关。因此对地产基建走势的未来判断，一定程度也可以印证未来的动力煤需求。地产链：纾困政策助力钢铁水泥需求降幅放缓，PVC增速由负转正房地产需求或将跨过周期顶点，原煤需求增速或进入下行通道。当前我国新房需求中枢或已跨过大周期顶部并步入下行趋势，这主要和我国购房适龄人口（25-49岁）群体占比持续下降且未来适龄购房人口（24岁及以下）占比有关。此外，随着我国城镇化率逐渐向70%靠近，城镇化率提升速度预计将有所放缓，可见商品房销售面积顶部或将在今年达到，未来商品房销售面积或呈现下行趋势。在地产纾困政策促进下，即使开工端仍难以得到明显增量，但竣工端需求或得到明显恢复。11月8日，中国银行间市场交易商协会在人民银行的支持和指导下，继续推进并扩大民营企业债券融资支持工具，支持包括房地产企业在内的民营企业发债融资；随后，人民银行、银保监会发布《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》，出台了十六条措施支持房地产市场平稳健康发展。地产纾困政策加码下，保交房下建材等需求或有明显恢复，拿地和新开工预期或也将有所好转。据长江地产组估计，预计2023年地产投资增速在-5%~0%以内，地产销售面积在-10~-5%之间，相较2022年投资增速（-10%~-5%）和销售面积增速（-20%~-25%）将有明显好转。开工端方面，虽然地产端预期好转，然而在双碳政策巩固钢铁去产能大背景下，钢铁产量同比难以得到很大幅度提升，根据长江金属组预测，2023年钢铁产量同比下降约1000-2000万吨，对应粗钢产量降幅大致在1-2%左右。竣工端方面，受益于保交房一系列措施，预计水泥行业2023年产量降幅将明显放缓，PVC产品2023年产量同比由负转正。根据长江建材组估计，预计2023年我国水泥产量降幅将放缓至-5%；根据长江化工组估计，预计2023年我国PVC产量同比提升5%。尿素：需求平稳增长需求端方面，尿素下游可粗略地分为农业需求和工业需求。农业需求即指氮肥的需求，占比约为52%；复合肥需求占比15%；工业需求中人造板占比13%，三聚氰胺需求占比6%，其它需求合计占比14%。今年前9月我国尿素消费量同比提升12%，主要和国内保障粮食安全政策不断推出有关，粮食种植面积及产量稳中有增，对尿素的需求也呈现增加趋势。此外，今年前9月尿素低社会库存也使得尿素消费量整体偏高。展望2023年，随着尿素补库完毕，预计2023年尿素消费量或下降至5%以内。据长江化工组预测，2023年我国尿素需求同比提升5%以内。电力：2023年电力用煤稳中有增我国电力消费增速与国民生产总值增速的比值长期来看较为稳定，2010-2021年我国电力弹性系数均值为1.01。根据长江宏观团队测算，2022-2023年我国GDP增速或将在3.5%、4.8%左右，根据2003-2021年GDP与电力弹性系数的关系，可推测出我国电力弹性系数在2022、2023年分别为0.88，0.91，则2022-2023年全社会用电量同比提升3.1%、4.4%。2022年1-10月，我国发电量同比提升2.2%，疫情导致发电量增幅明显较2021年有所回落。虽然2022年7-9月汛期水电明显出力不足，然而由于水电装机同比提升叠加火电在所有电源结构中最后消纳，因此2022年1-10月水力发电量同比仍提升2.2%，而火力发电量同比仅提升0.8%。展望2023年，根据长江公用组预测，预计我国火电/水电/核电/风电/光伏新增装机2550/886/60/6000/10000万千瓦。考虑到2023年极端天气影响或有减弱，来水和风光机组利用小时同比提升情况下，预计火电机组利用小时或将出现下降，最终2023年火电发电量同比仅提升1%左右。结构性紧张有望推动2023年价格高位震荡动力煤方面，从总量上我们对明年动力煤下游电力、冶金、建材、化工等行业增速进行假设，并以此计算悲观/中性/乐观情况下动力煤需求增速。电力：展望2023年，虽然疫情政策放松下GDP增速或整体提升，然而考虑到2023年水电出力挤压、火电消纳顺序在电源结构中排名相对靠后，预计中性假设下2023年火电发电量增速为1%，悲观/乐观假设下，火电发电量增速为-2%/4%。冶金：受双碳政策及地产周期下行影响，中性假设下，预计2023年粗钢产量相较2022年仍下降1000-2000万吨，则2023年冶金行业耗煤量中性假设下降1.5%左右。而悲观/乐观假设下，2023年冶金行业耗煤量产量增速为-5%/+2%。建材：受益于地产纾困政策对竣工端的影响，中性假设下，2023年水泥产量较今年同比下跌-5%，较2022年-10%的产量增速明显放缓；悲观/乐观假设下，2023年水泥产量增速为-10%/0%。化工：受益于竣工端PVC消费量的提升和尿素消费量稳健增长，中性假设下2023年化工行业耗煤量同比提升5%；悲观/乐观假设下，明年化工行业耗煤量增速为0%/+10%。供热：中性假设下，2023年供热行业耗煤量较今年同期+2%；悲观/乐观假设下，明年供热产量增速为0%/+4%。其他：假设其他行业耗煤量和今年总体持平。综上所述，2023年中性假设下我国电力/冶金/化工/建材/供热/其他行业耗煤量增速为1%/-1.5%/5%/-5%/2%/0%。供给方面，1）国内：若2023-2025年新增煤炭产能约3-4亿吨，则每年新增产能大概在1.5亿吨以内；考虑到每年退出落后产能及新投产矿井产量爬坡情况，假设2023年国内供给增量均为7000万吨；2）海外：考虑到地缘冲突持续，我国煤炭进口量或相较2021年明显缩量；然而随着冲突常态化，国内外煤价倒挂程度或逐渐缓解，假设2023煤炭进口增量为2000万吨。3）库存：今年以来，我国煤炭库存明显相较往年提升，若2023年我国煤炭库存储备继续提升2000万吨，则将整体减少供需盈余。整体来看，我们预计十四五期间动力煤价中枢将明显高于十三五期间，预计2023年中枢价或在1100-1200元/吨。焦煤方面，行业供需格局或主要取决于地产政策。若2023年地产疲软，需求或仍延续相对弱势表现，而国内供给端整体变化不大，进口端或因蒙煤和俄煤带来增量，因此明年供需整体或较今年偏宽松，但大概率不会出现大幅供过于求。中性假设下，我们预计2023年钢铁产量相较2022年下降1000万吨（-1%），进口量假设提升400万吨，国内供给提升200万吨，则明年焦煤供需盈余783万吨。悲观预期下2023年产量同比下降2000万吨（-2%），乐观预期下钢铁产量整体平控，则焦煤供需分别盈余1316万吨和251万吨。然而，考虑到今年焦煤库存明显低于往年同期将近500万吨，则经调整2023年悲观/中性/乐观情况下我国焦煤供需分别为+816万吨/283万吨/-249万吨。展望明年价格中枢或小幅下行；若地产政策超预期，焦煤中枢有望高位维稳甚至出现提升，预计2023年焦煤中枢或落在2200-2400元/吨。长协政策的严格推进或导致结构性紧张作为保供稳价的核心政策，今年以来煤炭中长期合同相关政策不断演进和提前布局，包括：明确港口及主产区合理价格区间、要求煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的80%以上、尽快达到三个“100%”的目标要求、印发《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》的通知。具体而言：2016年11月，国家发改委联合多部门组织召开了“推动签订中长期合同做好煤炭稳定供应工作电视电话会议”，确定从12月1日起，按照“基准价+浮动价”的定价模式、5500大卡动力煤535元/吨的基准价格水平执行，改变了以往定量不定价的做法。为了保证合同执行，还突出强调了违约条款和监管内容，有关政府部门、铁路方面也将给予相应的政策和运力支持。这种“基准价（535元/吨）+浮动价”的定价模式一直平稳运行至2021年。2021年由于下游需求超预期、水电发力较差、煤炭供给侧产能释放低于预期等多方面因素，煤炭价格大幅上涨。2021年9月，国家发展改革委办公厅向各地方和有关企业发出通知，就抓紧做好发电供热企业直保煤炭中长期合同全覆盖工作做出安排，要求推动煤炭中长期合同对发电供热企业直保并全覆盖；发电供热企业和煤炭企业在今年已签订中长期合同基础上，再签订一批中长期合同，将发电供热企业中长期合同占年度用煤量的比重提高到100%。随后有关煤炭中长期合同推进的工作不断细化，2022年7月1日，国家发改委《关于做好2022年电煤中长期合同补签换签和履约监管工作的通知》表示，确保煤炭生产企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量80%以上，去年9月份以后和今年新核增产能的保供煤矿核增部分要全部签订电煤中长期合同，自有资源量原则上不得低于去年产量水平，发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期合同全覆盖，尽快达到三个“100%”的目标要求：发电供热企业全年用煤量签约100%，电煤中长期合同月度履约率100%，执