环球简讯:煤炭产业有望重新复苏，全球能源供给带来新黄金时代

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。

欧盟禁俄煤致供应短缺。 2022年8月11日，欧盟禁止进口俄罗斯煤炭的法案正式实施。2021年欧盟进口煤炭约1.1亿吨，其中约5100万吨来自俄罗斯。欧洲进口的俄煤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将在全球供给中消失，预计2023年将减少5000-6000万吨。

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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。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，测算预计2023年将新增煤炭需求6600万吨。原油：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%，测算预计新增煤炭需求为1890万吨。

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4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%。

“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。

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。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9月，进口煤中褐煤占比为45.2%，去年同期仅为38.3%。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1-9月俄罗斯动力煤进口量1817.7万吨，同比下滑26.8%，未来增量受制于运力及结算等相关问题。

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。

9月30日央行、财政部出台多项稳地产政策，房地产支持政策力度加大且仍是稳增长的重要选项。2022年11月11日，国家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。2022年1-9月全社会用电量6.49万亿千瓦时，同比+4.0%。其中第二产业用电4.24万亿千瓦时，同比+1.6%；第三产业用电1.14万亿千瓦时，同比+4.9%；居民用电1.03万亿千瓦时，同比增长13.5%。

一方面，随着美国通胀见顶回落，加息节奏放缓，海外需求预期改善，同时二十大强调“把实施扩大内需战略同深化供给侧结构性改革有机结合起来”；另一方面，随着新能源汽车渗透率、新能源设备投入，新兴产业快速发展促使用电实现高增长。

电煤年度长协价格有望高位运行。今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。2022年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。基于供需基本面关键假设，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。

未来新增产能非常有限。一是炼焦煤用于“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；二是炼焦煤资源相对稀缺，且由于煤化程度和地质因素，矿井多为埋藏较深的井工矿,新资源较少；三是碳中和大背景下，煤企对井工矿新投产意愿较弱。

一是动力煤供给紧张时，炼焦煤企业受到政策的指导会降低洗选率，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，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；三是随着部分煤矿资源已经枯竭，出煤量逐渐减少。

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%）。保供政策主要针对动力煤，炼焦煤增量并不明显。

澳煤被禁前，澳洲炼焦煤进口量占我国炼焦煤总进口量的40%以上，2020年10月澳煤被禁后，2021年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，1-9月我国进口炼焦煤累计4548万吨，同比+29.8%，但与2020年相比，仍下跌23.5%。

随着疫情影响减弱，2022年蒙煤通关量逐渐恢复，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。

从10月蒙煤通关量看，蒙煤单月进口已达高位，未来铁路运输带来的增量不宜期待过高。俄煤进口大幅提升后，已遇运力瓶颈。欧盟禁运俄煤后，俄煤出口中国持续增加，9月中国进口俄罗斯炼焦煤高达245万吨，环比+29.0%，但进口俄罗斯煤炭总量616万吨，环比-21.5%。9月以来，俄罗斯铁路运输出现拥堵，大量运煤车滞留铁轨。

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