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要
来源 | 中金点睛
今年以来，俄乌冲突的背景下，海外动力煤市场的供需紧张进一步加剧。一方面，俄罗斯是全球第三大动力煤出口国，仅次于印尼和澳大利亚。自冲突爆发后，包括物流、贸易结算等因素都对俄煤供应造成了不小扰动，并且长远来看，西方对俄罗斯煤炭的进口禁令将重塑全球海运煤的贸易格局。另外，极端天气(譬如澳大利亚东部煤矿主产区的洪灾)、资源国的出口限制或禁令等也是不容忽视的供应风险。但囿于过去几年全球范围内煤炭产能的低固定资本投入，供给冲击下煤炭供应缺乏弹性。
另一方面，俄乌局势导致欧洲天然气与电价大涨，发电侧紧张形势更加严峻。虽然过去二十年煤炭在欧洲发电来源中的占比不断减少，但高昂的天然气价格意味着在短期内可能仍需煤炭来缓解一部分燃眉之急。同时，在印度、东南亚等发展中国家，煤炭依然是可靠的电力来源，因此我们预计在中短期维度内海运煤的需求仍有增量。但煤炭供应释放依然落后于需求，我们看到西欧、印度等地的煤炭库存均呈现了下降的趋势，而低库存也强化了煤炭价格的波动，煤价波动率在去年Q4和今年Q1都创下了历史新高。
在国内，自去年四季度以来煤炭增产增供持续加码，原煤生产强度一直保持在日均1200万吨以上，有效缓解了煤炭紧缺的情况。面对近来外部风险持续升温，国常会要求保能源安全，落实地方煤炭产量责任，调整煤矿核增产能政策[1]。国家积极引导中长期合同煤炭价格运行在合理区间[2] ，并着力提升长协覆盖度与执行率，避免了煤炭价格出现大幅波动，取消进口关税也在一定程度上缓解了人民币贬值带来的进口成本上升。
欧洲高气价触发气煤转换，支撑煤炭需求与价格
我们预计欧洲的高天然气价格或将继续支撑动力煤的需求和价格。(详见《欧洲天然气：LNG弹性不足，补库挑战仍存》)从气-煤转换平价和天然气价格的远期曲线看，在短期内煤炭发电成本相对于天然气仍将更具经济性。基于我们对天然气价格的预测推出的煤炭发电的平价价格为238-412美元/吨，我们预计下半年海外煤炭价格将跟随天然气价格在高位波动，并向成本平价收敛。
俄乌冲突爆发后，俄罗斯煤炭价格处于大幅折扣的状态。在8月禁运落地前，我们预计欧洲将加速对俄罗斯煤炭的进口。随着欧洲加大煤炭进口量以尽可能补充库存，我们预计其煤炭库存在消费淡季将有所上行。因此我们预计在这段时间内基本面压力可能会有所释放，主导价格的因素可能更多取决于西方对俄罗斯能源进口的政策风险。
中长期来看，欧洲等地可能将加速去煤，以摆脱对俄罗斯化石能源的依赖…
在近期提出的RePowerEU计划中，欧盟将其2030年可再生能源占其一次能源结构中的目标从40%提升到45%，并通过绿电与大力发展氢能来替换部分工业与运输部门中的化石能源需求。
…但印度、东南亚等地，煤炭消费仍有上升空间
随着经济与发电量的持续增长，我们预计印度、东南亚等地的煤炭需求在中期内仍有上升空间。对发展中国家来说，相比于天然气和可再生能源，煤炭依然是更为稳定且更具经济性的电力来源。印度、印尼等国也有相对充裕的煤炭资源。印度、东南亚叠加中国自身的煤炭消费增量将对冲欧美等地区的下滑，我们预计全球煤炭消费在2025年前可能仍将有小幅的增长。
对国内，外部风险加大，供应增长主要依赖于国内产能的挖掘
我们预计煤炭产量将保持在高位。但我们认为安全事故、环保以及长协煤对市场煤供给量与运力的挤压等因素仍不容忽视。热值高于6000卡的无烟煤供应可能仍较紧张。我们预计今年原煤产量将在1200-1300万吨/天的区间波动。
疫情缓解后，电力与工业用煤需求或将触底回升
对于下半年，随着疫情后工业生产复苏与经营活动反弹，我们预计煤炭需求将触底回升。考虑到夏季水电预期较强，今年火力发电可能将落后于总发电量增长，全年来看或仅有小幅正增长。而冶金、建材等工业领域的煤炭需求全年将同比小幅下滑，但下半年随着疫情好转，稳增长下基建投资逐步转为实物工作量，工业领域的用煤环比有改善预期。但需求恢复高度可能将掣肘于地产供给端较为有限的改善幅度与海外经济放缓对出口增长的拖累。
当前25省终端用户库存回升至近22天，较去年同比增加约7天的水平。从基本面看，我们预计今年国内供需将较去年有一定改善。但海外能源价格仍在高位波动的情况下，供给侧保供压力仍存，国内煤炭产能的释放仍需时间，供需短期内难言大幅放松。局部地区与部分时段煤价可能存一定上行压力，譬如对进口电煤依赖度较高的沿海地区，以及在疫后需求恢复期叠加夏季用电高峰等时段。
正文
今年以来，俄乌冲突的背景下，海外动力煤市场的供需紧张进一步加剧。一方面，俄罗斯是全球第三大动力煤出口国，仅次于印尼和澳大利亚。自冲突爆发后，包括物流、贸易结算等因素都对俄煤供应造成了不小扰动，并且长远来看，西方对俄罗斯煤炭的进口禁令将重塑全球海运煤的贸易格局。另外，极端天气(譬如澳大利亚东部煤矿主产区的洪灾)、资源国的出口限制或禁令等也是不容忽视的供应风险。但囿于过去几年全球范围内煤炭产能的低固定资本投入，供给冲击下煤炭供应缺乏弹性。
另一方面，俄乌局势导致欧洲天然气与电价大涨，发电侧紧张形势更加严峻。虽然过去二十年煤炭在欧洲发电来源中的占比不断减少，但高昂的天然气价格意味着在短期内可能仍需煤炭来缓解一部分燃眉之急。同时，在印度、东南亚等发展中国家，煤炭依然是可靠的电力来源，因此我们预计在中短期维度内海运煤的需求仍有增量。但煤炭供应释放依然落后于需求，我们看到西欧、印度等地的煤炭库存均呈现了下降的趋势，而低库存也强化了煤炭价格的波动，煤价波动率在去年Q4和今年Q1都创下了历史新高。
在国内，自去年四季度以来煤炭增产增供持续加码，原煤生产强度一直保持在日均1200万吨以上，有效缓解了煤炭紧缺的情况。面对近来外部风险持续升温，国常会要求保能源安全，落实地方煤炭产量责任，调整煤矿核增产能政策。国家积极引导中长期合同煤炭价格运行在合理区间，并着力提升长协覆盖度与执行率，避免了煤炭价格出现大幅波动，取消进口关税也在一定程度上缓解了人民币贬值带来的进口成本上升。
图表： 去年下半年以来，国内外动力煤价格普涨，煤价波动率不断攀升
资料来源：万得资讯，彭博资讯，中金公司研究部
欧洲：高气价触发气煤转换，支撑煤炭需求与价格
过去20年，欧洲一直处于“脱煤”进程。数据显示，2020年欧洲煤电装机量与发电量较2000年分别下滑了约27%和56%，在总发电量中的占比也从2000年的30%下滑至2020年的13%。但自去年四季度以来，欧洲电力危机愈发严峻，天然气价格高企的情况下，欧洲煤炭消费则逆势上涨，今年前五个月德、法、荷三国煤炭消耗合计同比增长约14.5%。
图表： 过去20年煤炭在欧盟装机量和发电量中的占比均持续下滑
资料来源：BNEF，中金公司研究部
天然气与煤炭在发电与供热系统中互为替代，因此煤炭消费与天然气的价格息息相关。我们通过测算气-煤转换平价来衡量天然气与煤炭发电的经济性，所谓气-煤转换平价，是基于动力煤与天然气各自不同的热值与发电效率，根据当前动力煤价格与碳价测算的天然气平价价格。理论上在该价格下，天然气与煤炭的单位发电成本相同。去年四季度开始，天然气价格一直大幅高于欧洲平均气-煤转换平价之上，意味着天然气的发电成本相对于煤炭更加高昂，短期内也促进了发电和供热侧煤炭需求的增加。
图表： 欧洲天然气消费随着价格不断攀升出现下滑，煤炭消费则有所上升
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
图表： 欧洲天然气价格长期保持在气-煤转换平价之上
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
往前看，在地缘风险可能仍将延续的情况下，我们预计欧洲LNG进口的弹性较为有限，天然气库存的修复仍面临较大挑战。因此我们判断天然气价格中枢或将处于高位，在下半年或将处于20-30美元/百万英热区间(详见《欧洲天然气：LNG弹性不足，补库挑战仍存》)。我们认为欧洲的高天然气价格将继续支撑动力煤的需求和价格。从气煤转换平价和天然气价格的远期曲线看，在短期内煤炭发电成本相对于天然气仍将更具经济性。基于我们对天然气价格的预测推出的煤炭发电成本平价价格为238-412美元/吨，我们预计下半年欧洲煤炭价格将跟随天然气价格在高位波动，并向其成本平价价格收敛。
俄罗斯煤炭进口禁令重塑全球海运煤贸易格局
自俄乌冲突爆发后，俄罗斯煤炭价格一直处于大幅折扣的状态，当前俄煤(波罗的海，6000Kcal)相比与同热值的南非理查德湾煤炭便宜约60%。欧盟已宣布对俄罗斯煤炭进口实施禁运，但在8月禁运落地前，我们预计欧洲将加速对俄罗斯煤炭的进口。煤炭海运数据显示，今年5月欧洲煤炭到港较4月环比增长了约27%，其中俄煤贡献了增量中约46%，另外澳煤贡献了约37%，其余的增量主要来自于哥伦比亚、南非、美国等。
图表： 欧洲加大其煤炭进口量；俄罗斯煤炭出口出现回升
资料来源：汤森路透，中金公司研究部
随着欧洲加大煤炭进口量以尽可能补充库存，我们预计其煤炭库存在消费淡季将有所上行。我们预计在这段时间内基本面压力可能会有所释放，主导价格的因素可能更多取决于西方对俄罗斯能源进口的政策风险。
图表： 欧洲煤炭库存企稳回升；面对高价，美国煤炭产量缺乏弹性
资料来源：WoodMac，EIA，彭博资讯，中金公司研究部
除此之外，欧洲或将通过挖掘自身产能，或通过寻求其余地区的进口以替代俄煤，这也将加剧全球范围内的煤炭紧缺程度，带动出口煤价格，并加速重塑全球海运煤市场的贸易格局。在欧洲对俄罗斯煤炭禁运落地后，我们预计俄煤出口则将流向更远的印度以及中国，而欧洲将更多从澳大利亚、美国、南非、哥伦比亚等国进口。但囿于过去几年煤炭行业疲软的固定资本投入，我们预计这些地区的供给弹性依然较弱，这可能意味着更高的价格弹性。从上图可以看出，过去20年美国煤炭产量呈阶梯式下降的态势，面对近来大幅上涨的价格，美国煤炭产量的增速显得有些乏力。并且，面对融资条件中严格的ESG要求以及“碳中和”下的偏悲观的煤炭需求前景，我们认为未来煤炭产能或并不会受益于近来煤炭生产商的高额利润。
印度：电煤库存告急，热浪或加剧煤价上行压力
作为全球第二大煤炭消费国，印度电厂的煤炭库存自去年四季度陷入紧张之中，库存天数在去年10月一度跌至5天以下。今年以来，其煤炭库存有些许改善，但在俄乌事件的冲击下，其煤炭供需紧张的格局并没有得到有效的缓解，印度电力部(Ministry of Power)的报告显示，173家电厂中有107家的煤炭库存处于“严峻”水平(critical)，即小于正常库存水平的25%，全国平均库存水平仅为正常值的31%[3]。
今年1季度印度煤炭产量同/环比分别增长了4.1%和23.5%，但海运煤炭价格大涨对国内电厂补库与价格都造成了不小的压力。在需求侧，印度近期的热浪袭击意味着在这个夏天或将有超预期的火力发电需求(详见《印度热浪或加剧全球农产品供给担忧》)，在低库存下，煤炭价格可能面临着较大的上行压力。
图表： 印度电厂煤炭库存仍然处于低位；印度煤炭产量继续增长
资料来源：印度电力部，中金公司研究部
中长期来看，欧洲等地可能将加速去煤，以摆脱对俄罗斯化石能源的依赖…
在俄乌地缘风险与欧洲电力危机的背景下，短期内欧洲可能需要通过加大煤炭消费以缓解部分压力，但中长期来看，我们预计欧洲将加速去煤进程，以尽可能减少对俄罗斯化石能源的依赖。
在近期提出的RePowerEU计划中[4]，欧盟将其2030年可再生能源占其一次能源结构中的目标从40%提升到45%，并通过绿电与大力发展氢能来替换部分工业与运输部门中的化石能源需求，其计划到2030年实现可再生氢产量和进口各1000万吨的目标。2020年欧盟一次能源中可再生能源消费(包括水力)中的占比约为18%，在电力结构中，可再生能源的发电量和装机量的占比分别为38.7%和52.2%。但计划同时提出部分煤炭产能的退出时间可能会延后，德国近期一份法令草案也显示，德国计划将一部分原定停运的总计超1万兆瓦的燃煤与燃油电厂置于备用状态，以备俄罗斯天然气供应中断等不时之需，这些电厂的运营或将延续至2024年[5]。
图表： 2020年欧盟一次能源中可再生能源消费(包括水力)中的占比约为18%
资料来源：BP，中金公司研究部
随着气候政策的进一步加强与煤电的逐步淘汰，欧洲的煤炭消费将在中长期范围内持续收缩。据不完全统计，当前已有7个欧盟成员国计划在2025-2030年前淘汰燃煤电厂。波兰作为欧盟成员国中的煤炭产量最大的国家，对退煤的态度较为谨慎，但其也同意在2049年前逐步淘汰煤炭开采。在2023年以后，煤电成本亦或将失去对天然气的短暂的成本优势。IEA预计[6]2024年欧盟煤炭消费较2021年将下滑27.9%(1.06亿吨)，在俄乌冲突发生后，我们认为欧盟的煤炭消费下滑或将进一步提速。除欧盟外，IEA预计美国的煤炭消费在2024年亦将比2021年下滑15%左右(7600万吨)。另外，日本、韩国、土耳其与澳大利亚等地的煤炭消费在2024年前或将保持不增或小幅下滑的态势。
...但印度、东南亚等地，煤炭消费仍有上升空间
随着经济与发电量的持续增长，我们预计印度、东南亚等地的煤炭需求在中期内仍有上升空间。对发展中国家来说，相比于天然气和可再生能源，煤炭依然是更为稳定且更具经济性的电力来源。印度、印尼等地也有相对充裕的煤炭资源。印度、东南亚叠加中国自身的煤炭消费增量将对冲欧美等地的下滑，我们预计全球煤炭消费在2025年前可能仍将有小幅的增长。IEA预计印度和东南亚的煤炭需求在2021-2024年间保持约3.9%和4.3%的年化增长率。气候政策依然是煤炭消费增速最大的下行风险，譬如我们看到中国承诺将停止投资境外煤电项目[7]，这将抑制南亚与非洲等地的煤炭需求增长。
在供给侧，在中长期内，印尼、澳大利亚、俄罗斯等国将是国际海运煤市场的主要供给增量，以满足需求的增长。印度煤炭产量也将提升，以满足国内需求为主。但我们提示气候政策、资源保护主义、地缘政治等供给风险仍存。
印尼：作为全球最大的煤炭出口国(以吨计)，在全球煤炭紧张的情况下，2021年印尼动力煤出口表现强劲，增长了约9%。我们预计其出口量与产量在中短期内都将保持在高位，以满足主要来自于中国、日本、韩国、印度等地的进口需求。但其煤质较差，热值较低的特点可能会制约其出口增长的空间，譬如欧洲等地的煤电机组对煤质要求较高，这也限制了印尼向欧洲出口的机会。东亚地区进口国煤电机组的升级也会降低对印尼煤的需求。另外，印尼自身的政策可能增加其未来煤炭出口的不确定性。今年1月印尼以DMO(domestic market obligations)为由短暂地实施了煤炭出口禁令，对国际海运煤市场造成不小扰动[8]。
俄罗斯：在西方对俄罗斯实施煤炭禁运后，我们预计其煤炭出口流向将更多去往更远的印度与中国，但这也意味着更高的运输成本。随着中、俄间铁路运力等基础设施在未来有所提升，我们预计中俄间煤炭陆路贸易量或将得到提振。
澳大利亚：作为全球最大的高热值煤炭出口国，我们预计未来几年澳煤出口仍有上升空间，以弥补欧盟和日本对俄罗斯煤炭禁运后的供应缺口。但澳洲新当选的工党 *** 较前任对气候政策更为积极的态度可能对长期的煤炭供给造成一定不确定性[9]。
图表： 全球海运动力煤贸易情况
资料来源：WoodMac，中金公司研究部
对国内，外部风险加大，供应增长主要依赖于国内产能的挖掘
今年4月我国进口煤炭出现一定回升，当月煤炭进口2354.9万吨，较前月环比增长约43.4%，显示在全球煤炭趋紧的情形下，煤炭进口力度有所提升。分国别来看，5月环比进口增量的主要来源是印尼，贡献了约83%的增量，蒙古与俄罗斯进口也有小幅提升。
今年以来，国内外煤价长期处于倒挂之中，进口成本大涨，外部风险加剧了国内保供稳价的压力。自2022年5月1日起至2021年3月31日，煤炭进口实施税率为零的进口暂定税率。我们认为这在一定程度上将缓解高昂进口煤炭以及近期人民币对美元汇率下行带来的进口成本压力。但当前海外煤、气库存均处于低位，且欧洲对俄天然气政策尚不明朗，我们认为海外能源价格可能维持在高位波动，国内外价差可能将持续。另外，俄煤与蒙煤进口下滑可能是价差之外的因素导致，譬如俄乌局势与疫情对运输的扰动，往前看亦有一定不确定性。
外部风险升温的同时，国内稳价力度也不断加码也不断上升。国家积极引导煤炭中长期合同价格运行在合理区间，并提升长协覆盖度与执行率。国家发改委要求煤炭企业的覆盖度不低于80%，并且要求不得通过关联方、提高流通费用、长协捆绑销售现货等途径变相提价[10]。
图表： 国内外动力煤价差保持在高位；煤炭产量和进口走势出现一定分化
资料来源：国家统计局，海关总署，万得资讯，彭博资讯，中金公司研究部
进口煤价大涨使得今年的供应增长主要依赖于国内产能的挖掘。今年以来，我们看到原煤基本延续了去年四季度的产出强度。今年前四个月原煤日均产量1204万吨，同比去年增长近13%，显示煤炭产出保持在相对高位。分省份看，山西与内蒙古是增产的主力，今年前四个月产量分别同比增长了14.1%和16.9%。
往前看，我们预计煤炭产量将保持在高位。国常会要求落实地方煤炭产量责任，调整煤矿核增产能政策，加快办理保供煤矿手续。国家发改委要求年内再释放3亿吨的有效产能，全国日产量维持在1260万吨以上。
我们认为，今年煤炭产能释放的关键在于新产能的释放与已有产能的挖掘。分省份来看，我们预计新疆、内蒙古等地仍有产量潜能，在下半年可能是增产的主力。但我们认为安全事故、环保以及长协煤对市场煤供给量与运力的挤压等因素仍不容忽视。热值高于6000卡的无烟煤供应可能仍较紧张。我们预计今年原煤产量将在1200-1300万吨/天的区间波动。
疫情缓解后，电力与工业用煤需求或将触底回升
需求方面，受局部地区疫情反复拖累，今年至今煤炭消费与去年同期出现了小幅的下滑。分行业看，截至五月上旬火力发电量下滑了约2.2%。今年一、二月份在供暖与发电等需求的带动下，煤炭消费仍实现了正增长。但自3月中旬疫情反弹以来，全国火力发电量就进入了同比收缩区间。四月当月全社会用电量同/环比分别下降了1.3%和8.4%，其中第二与第三产业的同/环比下降幅度分别为1.4%/6.7%和6.8%/7.9%，显示疫情下除制造业生产活动被显著拖累外，服务业的经营活动也受到了较大影响，并且第三产业受影响幅度较二产更甚。4月制造业出口增速放缓也拖累一部分电力需求。另外，最近水力发电超预期，也挤占了一部分火力份额。5月上旬火力发电占比回落至65%左右，而去年同期约为72%。我们看到5月以来煤炭日耗与去年同期差距有拉大的趋势，除了需求环比仍未见明显好转外，今年五月气温偏低，对煤炭需求也是利空因素。在工业领域，水泥、冶金等行业的煤炭消费下滑也较为明显，1-4月水泥与生铁产量分别同比下滑14.8%和9.4%。我们认为主要是受到了地产新开工与施工下滑的拖累。
图表： 发电量受疫情拖累，但是水力发电超过预期；疫情期间制造业生产活动与服务业经营受到较大拖累
资料来源：CCTD，万得资讯，中金公司研究部
对于下半年，随着疫情后工业生产复苏与经营活动反弹，我们预计煤炭需求将触底回升。考虑到夏季水电预期较强，今年火力发电可能将落后于总发电量增长，全年来看或仅有小幅正增长。而冶金、建材等工业领域的煤炭需求全年将同比小幅下滑，但下半年随着疫情好转，稳增长下基建投资逐步转为实物工作量，工业领域的用煤环比有改善预期。但需求恢复高度可能将掣肘于地产供给端较为有限的改善幅度与海外经济放缓对出口增长的拖累。
当前25省终端用户库存回升至近22天，较去年同比增加约7天的水平。从基本面看，我们预计今年国内供需将较去年有一定改善。但海外能源价格仍在高位波动的情况下，供给侧保供压力仍存，国内煤炭产能的释放仍需时间，供需短期内难言大幅放松。局部地区与部分时段煤价可能存一定上行压力，譬如对进口电煤依赖度较高的沿海地区，以及在疫后需求恢复期叠加夏季用电高峰等时段。
图表： 沿海八省动力煤日耗与终端用户库存
资料来源：CCTD，中金公司研究部
图表： 内陆17省动力煤日耗与终端用户库存
资料来源：CCTD，中金公司研究部
