煤炭开采行业：需求短期扰动不改上行趋势

本周行情回顾： 中信煤炭指数报收2853.64点，下降3.61%，跑输沪深300指数2.67pct，位列中信一级板块涨跌幅榜第28位。 重点领域分析： 动力煤：季节性淡季来临，市场盘整。截至本周五，港口Q5500主流报价1500元/吨左右，周环比下降300元/吨。 产地方面，主产地积极响应保供稳价号召，大部分煤矿生产稳定，少数煤矿由于换工作面停产或减产，整体供应正常，煤矿产能利用率整体处于较高水平；因疫情大范围反弹、油价抬升，汽运效率下降，汽运成本明显提高，但铁路运力基本达到满发，并且向长协煤倾斜，致使主产地运输瓶颈显现，坑口快速累库。港口方面，上游产地供应，产地严查中长期合同履约情况，铁路运量增加，大秦线日维持在满发状态，港口调入持续改善。因大风大雾天封航，影响船舶作业，叠加疫情形势较为严峻、淡季将至，市场观望情绪渐起，电厂采购以刚需为主，调出量下降。整体来看，调出不及调入，北港库存持续增加，但同比仍处于偏低的水平，蓄水池功能较差。下游方面，日耗小幅增长，电厂持续去库。本周，多地迎来降温、降雪天气，拉动供暖用电增长，日耗小幅增长；基于电厂供煤量下降，电厂仍处于去库状态。进口方面，主要进口国需求下降，采购积极性差，进口动力煤市场整体保持冷清，海外煤价小幅回落。整体而言，产地发运港口利润扩大致港口调入增加，而随着采暖季步入尾声，政策调控力度加大，电厂采购需求稍有转弱，外加封航导致调出受限，港口库存被动累计，煤价亦是先跌后稳。短期看上下游博弈，市场属于调整阶段，后期仍需关注国内政策及需求端变化情况。动力煤市场的主要矛盾点仍在沿海，港口动力煤库存处于近几年低位，蓄水池功能减弱；同时进口煤成本较高，且国内煤价随时面临政策风险，或导致进口数量减少，进而影响沿海动力煤供应。若沿海的低库存问题不能得到解决，即使步入淡季，煤价在阶段性下跌后仍会再度上涨，中短期700-800元/吨应该是沿海煤价的底部区域。 焦煤：价格稳中偏强，后市仍有提价空间。本周，炼焦煤市场稳中偏强运行，经过前两周价格大涨后，市场恐高情绪渐起，市场情绪降温，竞拍开始出现流拍和降价成交现象，但部分煤矿因库存低位、价格暂稳，部分煤矿仍有涨价现象。截至本周五，京唐港山西主焦报收3350元/吨，周环比持平。本周，受两会期间环保政策影响减产的煤矿，已逐步恢复正常生产，产地整体开工有小幅提升。进口蒙煤方面，因蒙古国疫情形势继续好转，甘其毛都口岸通关数持续增加，据sxcoal数据，本周（3.14-3.17）通关3天，日均通关191车，较节前一周同期日均增加17车；通关量虽有所提升，但可售资源有限，且国内焦煤价格稳中偏强，蒙煤本周报价持续上涨，目前蒙5原煤主流报价主流报价2400-2430元/吨元/吨，蒙5精煤主流报价2950-3000元/吨左右。需求端，焦钢企业厂内原料煤库存多处中低位，对原料煤需求较好，然部分焦钢企业因利润持续收紧，且成本端价格相对较高，对原料煤采购相对谨慎。短期内，钢厂自采暖季结束后，已步入复产周期，铁水日均产量提高为主流趋势，叠加焦钢企业低库存，下游主动补库动力充足，待疫情好转后，焦煤价格仍将强势上涨。 焦炭：第四轮提涨落地，后续钢焦博弈加剧。本周，焦炭第四轮提涨落地，本轮提涨200元/吨，累计提涨800元/吨。供应端，随着两会、冬残奥会结束，各地环保限产逐步宽松，叠加焦炭经多轮提涨后利润有所修复，焦企生产积极性提高，短期焦炭供应端压力稍有缓解；同时，第四轮提涨落地，吨焦盈利持续改善。需求端，华北区域钢厂高炉逐步复产，高炉开工及铁水产量大幅回升，刚性需求增加，叠加疫情影响运输不畅，钢厂库存处于低位，补库力度加大。综合来看，钢厂复产力度强于焦化厂，短期需＞求，且疫情影响下运力受阻、钢厂到货不及预期，钢厂已连续四周降库。而焦企多即产即销，库存低位运行，短期供需紧张矛盾难以化解，加之原料成本继续高位支持焦炭偏强运行，短期市场仍有提涨预期，但考虑到钢厂利润快速压缩，以及疫情影响下致需求恢复不及预期，后期钢焦博弈或将加剧。 投资策略。我国仍将立足以煤为主的基本国情，传统能源不会过快退出，在新增产能及存量挖潜空间有限的背景下， 煤价中枢抬升，有助于煤炭企业业绩的稳定释放和估值修复。此外，我国动力煤、焦煤、焦炭价格均为全球价格洼 地，价格倒挂下将显著影响我国进口数量，甚至部分品种加工产成品后存在出口套利空间，均将对我国煤价形成强 支撑。坚守核心资产，看好高长协占比、高分红煤企的估值修复，重点推荐：中国神华、中煤能源、陕西煤业、平 煤股份。重点推荐直接受益稳增长的：平煤股份、山煤国际、潞安环能；受益于煤化工发展的无烟煤标的兰花科创。 此外，“双碳”目标下传统能源企业转型值得期待，重点推荐电投能源（绿电）、华阳股份（储能）、淮北矿业（新材 料、绿电），兖矿能源（新材料、绿电）、美锦能源（氢能）、中国旭阳集团（氢能）。积极布局山西国改，重点推荐 有资产注入预期的晋控煤业、山西焦煤。 风险提示：国内产量释放超预期，下游需求不及预期，上网电价大幅下调。 重点标的 股票代码 1.本周核心观点 1.1.动力煤：季节性淡季来临，市场盘整 1.1.1.产地：产地运输瓶颈显现，运力向长协煤倾斜 本周，煤矿产能利用率居高位，产地运输瓶颈显现。产量方面，主产地积极响应保供稳价号召，大部分煤矿生产稳定，少数煤矿由于换工作面停产或减产，整体供应正常，煤矿产能利用率整体处于较高水平。销售方面，产地严查中长期合同履约情况及哄抬煤价的情况，晋陕蒙主产地煤矿供电煤严格执行限价；因疫情大范围反弹、油价抬升，汽运效率下降，汽运成本明显提高，但铁路运力基本达到满发，并且向长协煤倾斜，致使主产地运输瓶颈显现，坑口快速累库，部分煤矿甚至出现了顶库现象，短期产地价格有小幅下跌压力。截至3月18日（wind采集数据稍有滞后）， 大同南郊Q5500报865元/吨，周环比持平，同比偏高402元/吨； 陕西榆林Q5500报775元/吨，周环比持平，同比偏高315元/吨； 内蒙鄂尔多斯Q5500报695元/吨，周环比持平，同比偏高293元/吨。 据国家统计局数据，1~2月份，全国发电量13141亿千瓦时，同比增长4.0%，其中火力发电同比增长4.3%。随着稳增长政策发力、支持实体经济力度加大，国民经济持续恢复，煤炭需求仍具韧性。进入需求淡季后，煤价或将呈现季节性下行趋势。但若沿海低库存的问题不能得到有效解决，煤价在阶段性下跌后可能还会再度上涨。此外，我国仍将立足以煤为主的基本国情，传统能源不会过快退出，在新增产能及存量挖潜空间有限的背景下，煤价中枢有望抬升，有助于煤炭企业业绩的稳定释放。 图表1：“晋陕蒙”主产区Q5500坑口价（元/吨） 图表2：陕西、内蒙动力煤价格指数（点） 1.1.2.港口：封航致库存被动累积，整体仍然偏低 本周，上游产地供应，产地严查中长期合同履约情况，铁路运量增加，大秦线日均运量维持在130万吨以上的满发状态，港口调入持续改善。因大风大雾天封航，影响船舶作业，叠加疫情形势较为严峻、淡季将至，市场观望情绪渐起，电厂采购以刚需为主，调出量下降。整体来看，调出不及调入，北港库存持续增加，但同比仍处于偏低的水平，蓄水池功能较差，且大秦线即将于4月开展春季检修，届时对港口调入将产生一定影响。 环渤海港口方面：本周（3.12~3.18）环渤海9港日均调入208万吨，周环比上升13.6万吨；日均发运165万吨，周环比下降25万吨。截至3月18日，环渤海9港库存合计1871万吨，周环比增加204万吨，较去年同期偏低722万吨，较2020年同期偏高17万吨； 下游港口方面：截至3月18日，长江口库存合计249万吨，周环比增加10万吨，同比偏低50万吨；截至3月18日，广州港库存合计167万吨，周环比减少9万吨，同比偏低78万吨。 图表3：环渤海9港库存（万吨） 图表4：环渤海9港日均调入量（周均）（万吨） 图表5：环渤海9港日均调出量（周均）（万吨） 图表6：江内港口库存（周频）（万吨） 图表7：广州港库存（万吨） 图表8：全国73港动力煤库存（万吨） 1.1.3.海运：拉运周内转弱，沿海运价先涨后跌 本周（3.12~3.18），前半周下游部分电厂库存偏低，叠加进口倒挂，需求推向国内，采购持续释放；后半周观望情绪渐起，电厂以刚需采购为主，采购需求放缓。整体来看，渤海9港锚地船舶数量周均201艘，周环比增加19艘/日；运价先涨后跌。 图表9：环渤海9港锚地船舶数（周均）（艘） 图表10：国内海运费（万吨） 1.1.4.电厂：日耗小幅增长，电厂持续去库 多地迎来降雪降温天气，日耗小幅增长。本周，多地迎来降温、降雪天气，拉动供暖用电增长，日耗小幅增长；基于电厂供煤量下降，电厂仍处于去库状态。据新华社消息，3月19日至23日，淮河以南地区及西南地区东部将自北向南出现4～8℃的降温，其中湖南南部、江西南部、广西北部及四川盆地、贵州等地的部分地区降温幅度可达10℃左右，届时有望支持高位日耗。 中长期来看，我国已经7年未提“以经济建设为中心”，在稳增长背景下，需求无需过度担忧。且我国双碳政策正由能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，原料用能也不纳入能源消费总量控制，河南省已率先出台相应方案，此举利好煤炭终端需求。 图表11：沿海8省电厂日耗（万吨） 图表12：沿海8省电厂库存（万吨） 1.1.5.进口：海外煤价小幅回落，但预计幅度有限 本周，随着主要进口国需求下降，采购积极性差，进口动力煤市场整体保持冷清，海外煤价小幅回落。印尼斋月临近，且矿商需要严格履行DMO义务，印尼煤供应预计还将进一步收紧，限制了进口煤价回落空间。截至3月17日， 印尼煤-3800cal（FOB）价格报收113.5美元/吨，周环比下跌26美元/吨； 印尼煤-4600cal（FOB）价格报收164.7美元/吨，周环比下跌27.1美元/吨。 图表13：印尼煤炭出口离岸价（元/吨） 图表14：内贸煤价差（元/吨） 1.1.6.价格：季节性淡季来临，上下游博弈、市场盘整 截至本周五，港口Q5500主流报价1500元/吨左右，周环比下降300元/吨。产地方面，主产地积极响应保供稳价号召，大部分煤矿生产稳定，少数煤矿由于换工作面停产或减产，整体供应正常，煤矿产能利用率整体处于较高水平；因疫情大范围反弹、油价抬升，汽运效率下降，汽运成本明显提高，但铁路运力基本达到满发，并且向长协煤倾斜，致使主产地运输瓶颈显现，坑口快速累库。港口方面，上游产地供应，产地严查中长期合同履约情况，铁路运量增加，大秦线日维持在满发状态，港口调入持续改善。因大风大雾天封航，影响船舶作业，叠加疫情形势较为严峻、淡季将至，市场观望情绪渐起，电厂采购以刚需为主，调出量下降。整体来看，调出不及调入，北港库存持续增加，但同比仍处于偏低的水平，蓄水池功能较差。下游方面，日耗小幅增长，电厂持续去库。 本周，多地迎来降温、降雪天气，拉动供暖用电增长，日耗小幅增长；基于电厂供煤量下降，电厂仍处于去库状态。进口方面，主要进口国需求下降，采购积极性差，进口动力煤市场整体保持冷清，海外煤价小幅回落。整体而言，产地发运港口利润扩大致港口调入增加，而随着采暖季步入尾声，政策调控力度加大，电厂采购需求稍有转弱，外加封航导致调出受限，港口库存被动累计，煤价亦是先跌后稳。短期看上下游博弈，市场属于调整阶段，后期仍需关注国内政策及需求端变化情况。动力煤市场的主要矛盾点仍在沿海，港口动力煤库存处于近几年低位，蓄水池功能减弱；同时进口煤成本较高，且国内煤价随时面临政策风险，或导致进口数量减少，进而影响沿海动力煤供应。若沿海的低库存问题不能得到解决，即使步入淡季，煤价在阶段性下跌后仍会再度上涨，中短期700-800元/吨应该是沿海煤价的底部区域。 长期而言，“十四五”期间，煤炭在我国能源体系中的主体地位和压舱石作用不会改变，在国内供应增量有限（固定资产投资难以支撑产量大幅释放+“3060”背景下各主体新建意愿较弱）、