煤炭2023年报：长协占比进一步提升，非电主导煤价中枢下移

能源化工—煤炭2023年报 2022年12月30日 长协占比进一步提升，非电主导煤价中枢下移 研究员：张孟超能化投资研究部 投资咨询资格证号：Z0017786从业资格号：F3068848 摘要 供应方面，煤炭新增产能投产进入尾声，2023年预计新增产能1.5亿吨，但明年长协占比将进一步提升，市场煤量占比持续被压缩。 进口方面，随着欧洲能源危机逐渐化解，国际煤价高位大幅回落，进口利润窗口打开的时间周期延长，同时随着中澳关系缓和，预计澳洲煤进口有望放开，2023年进口煤预计将有增量。 需求方面，一方面，随着新能源发电机组快速投产，特别是太阳能发电高速真正，火电发电占比逐年降低，火电耗煤量有望在未来两年达到顶峰；另一方面，随着非电行业耗煤量的逐年提升，特别是新型煤化工行业大力发展，化工煤有望填补火电部分空缺。 但是，一些结构性的变化值得我们长期重点关注： 1、发改委界定动力煤范围，化工煤价格与电煤价格“分道扬镳”，化工煤逐渐成为市场价格主导 2022年5月20日，国家发改委从流向和热值两个角度，对动力煤进行了界定。这是国家发改委首度以热值为标准界定电煤。按照此前政策，电煤将受到价格限制。一般情况下化工耗煤热值在5500大卡以上，以6000大卡以上为主。这意味着，热值大于6000大卡的化工原料用煤和电煤有了明确区分，不受限价政策影响，因此，产地煤矿多以化工煤作为市场定价，从下图可以看到，化工煤价格与电煤价格走势差异极大，同时，化工用煤在坑口市场煤总量占比超过50%，化工煤逐步替代2021年保供前电煤主导市场煤价的作用和地位。 2、采矿业利润持续同比大增，贸易模式发生根本变化 2022年上半年，国内受疫情冲击导致企业利润同比下滑明显，但1-5月份，采矿业企业利润逆势暴涨，同比增加大增45%，“腰包逐渐鼓起来”的背景下，煤矿销售模式从之前“以产定销”（买点吧）逐渐转向“以销定产”（爱买不买），这种模式转变导致坑口库存持续在历史最低位徘徊，即使在需求下滑的周期力，坑口价回调幅度和速度均不及往年同期，同时港口贸易商囤货周期拉长，煤价下跌节奏被放慢。 3、高卡煤将长期处于结构性紧张状态 高卡煤将长期处于结构性紧张状态。随着近两年长协煤保供量不断增加，而长协价格持续被管控在限价区间内，长协煤兑现质量有所下滑，特别是2022年以来，坑口高卡低硫优质煤种更加倾向于直接销售给下游化工厂，而电厂端库存卡数持续偏低，2022年全年，电厂存煤卡数环比2021年低大概200大卡左右，因此，尽管原煤产量和电厂库 存总量上均处在高位，但实际平均热值较去年大幅下降。根据电力协会电厂耗煤系数折算，度电耗煤系数2022年累计较2021年同比增长4%。最典型的例子就是，今年8月份，夏季南方高温干旱，火电机组达到最大化，日耗同比大增。 4、物流瓶颈是制约港口煤炭周转的最大因素 2023年煤电长协首次明确运输，运输方式由供需双方协商确定并提前与运输企业协商一致，签订产运需三方合同。铁路运输企业应优先为电煤中长期合同配置铁路运力，对需要通过公路、水路等其他方式运输的，供需双方任何一方不能以未配置铁路运力为借口违约。明确长协运输方式，铁路运力主要以保长协为主，挤压市场计划，市场量将进一步被压缩。使得电厂更依赖“三西”地区的保供煤源这一单一链条。运力约束短期难以明显改善，一旦电厂长协煤衔接出现扰动，港口可贸易煤价极易呈现高弹性。煤炭双轨制后，实际可贸易量和港口库存量大幅下降。今年4月份和11月份大秦铁路被限制之后，港口调入量出现比较大的问题，铁路瓶颈亟待解决。 5、港口蓄水池的作用明显降低 随着2023年煤炭长协比例进一步提升，市场煤的可贸易空间被大幅压缩，根据长协签订要求，煤炭总体供应中60%-70%的量被长协锁定，环渤海港口市场煤占比从最高的30%降至当前不足10%，库存缓冲垫缺失，放大市场煤上涨价格弹性，市场煤价格上涨下跌幅度和速度均会被明显放大。 重点关注宏观、煤价走势。 第一部分市场行情回顾 2022年国内环渤海港口煤炭平仓市场价格整体呈现大“M”型走势。 图1：环渤海港口煤炭平仓价走势及年度大事记 数据来源：Wind、银河期货 1、“消失”的供应与“迟到”的需求推升的大幅上涨阶段（1月初-3月初） （1）元旦前印尼发布出口禁令，成为动力煤上涨的“导火索” 2021年12月31日，印度尼西亚政府突然宣布，因预计1-2月国内电厂供煤紧张， 将于2022年1月1日至1月31日间停止煤炭出口，以缓和国内煤炭供应短缺引发的电力危机。印尼是世界第一大煤炭出口国，月均出口量约3300－3800万吨。2020年印尼煤炭产量为5.64亿吨，出口4.05亿吨，近70%成左右的产煤用于出口。印尼也是中国最大的煤炭进口来源国。 （2）部分地区退出保供，叠加春节停产，供应有所收缩 鄂尔多斯地区煤炭1月份日产均值在256.3万吨，比12月减少6万吨，2月份煤炭 日均产量在230万吨，比1月份减少26万吨，比12月份减少32万吨。分旬度日产情况来看，1月份中旬产量明显回升，均值达285万吨，下旬受降雪天气以及部分煤矿陆续放假影响，产量有所下滑，春节降至低点。山西地区受冬奥会影响，煤矿、洗煤厂检修较多，假期产量受到影响。 （3）终端日耗反极性走高，电厂去库存速度超预期 元旦期间，发改委发文称华北地区电厂要抓紧在冬奥会之前进一步提高存煤水平，冀北地区电厂存煤天数要达到30天以上，煤炭主产区特别是晋北地区煤炭企业要加强资源保障。因此，华北、冀北地区的终端电厂的补库量大于往年。同时，元旦过后，非电终端如水泥和化工需求随着央行降息等一系列刺激消息，市场对于节后宏观经济表现预期逐渐向好，低库存状态下的采购需求极大的推升了相关产品价格，煤炭需求集中爆发，环渤海港口市场煤量占比下降较快，导致下水价格连续暴涨。 （4）春节期前，环渤海港口补库不及预期 元旦过后，冬奥会电厂集中补库以及水泥化工需求强劲，主产地坑口拉运积极，坑口价率先上涨，环渤海港口价格与发运成本倒挂，沿海内贸煤价格与进口煤倒挂，产地外购价格也与地销市场煤倒挂，神华外购节前连续两次下调至后，坑口收煤困难，贸易商发运积极性降至“冰点”，铁路运量环比12月下降30万吨左右，本就紧缺的港口更 是“雪上加霜”，全国港口总库存从5100万吨降至3820万吨，环渤海港口库存从月初的 2000万吨降至当前1400万吨左右，华东、华南、江内库港口库存均下降150万吨以上。 图2：环渤海港口5500K平仓价图3：环渤海港口5500K-5000K价差 数据来源：Wind、银河期货 2、保供政策力度加大，压制动力煤价格高位回落（3月中旬至3月底） （1）主产地产量逐渐恢复至去年底高位水平 进入2月下旬，一方面，春节过后，全国煤矿基本复工复产，原有产能基本全部释 放，全国煤炭日均产量恢复至1200万吨以上的高位水平，另一方面，春节后，国务院、发改委等相关部门连续开会，针对煤炭保供稳价相关措施频繁开会，并出台若干文件，对长协和市场煤价格进行规范，新增产能开始陆续释放。 （2）铁路运量回升至高位水平，中间港口库存底部回升 进入3月份，铁路运力开始发力，1月份大秦铁路日均运量109万吨，2月份大秦铁路日均运量到110万吨，3月份大秦铁路日均运量达到126万吨，除每个月例行天窗 外，日均运量达到130万吨以上，持续处于满发状态。1月份呼局日均批车数21列，2 月份呼局日均批车数31列，3月份呼局批车数达到32列的历史高位水平，折算煤炭运 量达到30万吨/天。 （3）终端电厂日耗高位回落，库存底部企稳 从重点电厂数据来看，1月份日均煤耗同比增加14%左右，1月中下旬达到最高峰580万吨，进入2月份开始，日耗高位回落，持续下滑，进入3月份下滑速度有所加快， 截止3月底，重点电厂日耗降至472万吨，降至去年同期水平，降负达到17%。重点电 厂库存下滑相对明显，整体库存从1月初1.05亿吨降至3月底的6900万吨，降负达到90%，补库压力仍存，不过随着淡季来临，电厂将会出现一波被动补库节奏。 图4：环渤海港口5000K平仓价图5：环渤海煤炭价格指数 数据来源：Wind、银河期货 3、政策扰动，煤价区间窄幅波动（4月初至8月上旬） （1）鄂尔多斯地区产量持续高位供应 国内保供政策持续发力，从中央、国务院到地方是政府，从晋陕蒙煤炭主产区到各个省市，煤炭保供稳价始终放在首位。进入4月份，内蒙古鄂尔多斯地区煤炭产量持续增加，4月份日均产量达到262万吨，5月份日均产量达到264万吨，6月份日均产量达到264万吨，均位于历史最高水平。 （2）电煤与非电煤分离管控，更有利于电煤区间波动 5月20日，国家发展改革委价格司组织重点煤炭和电力企业、相关行业协会、市场资讯机构召开专题会议，会议认为，凡以发电、机车推进、锅炉燃烧等为目的，产生动力而使用的煤炭属于动力煤，从流向角度看，煤炭生产经营企业直接或间接销售给发电供热企业用作燃料的煤炭，不论煤种和热值，均应视为动力煤。从热值角度看，根据多年情况，热值低于6000千卡的煤炭，主要用于发电供热，是必须稳住的煤炭基本盘，如无明确合同、发票等证据证明其最终用于炼焦、化工等非动力用途，一般可视为动力煤。 （3）终端需求受疫情压制，前低后高 3月份以来，随着上海疫情逐渐扩散，全国范围内防控措施趋严，物流受阻，供应链流通不畅，加剧市场恐慌，工业生产严重受到限制，全社会发电、用电量同比大减，与此同时，今年4月中旬以来，西南降雨充沛，长江、珠江水系水流充沛，水电持续发力，替代效应持续走强。 图6：鄂尔多斯5500K坑口价图7：晋北5500K坑口价 数据来源：金正能源、银河期货 4、“高温干旱”、疫情导致大秦运量大幅下滑推升煤价上涨（8月中旬至10月底） （1）“高温干旱”+西北大雨 8月份全球的极端高温和干旱天气导致居民用电的上行，叠加国内水力发电快速下行，直接推升煤炭需求。9月份国内煤炭主产地的强降雨、安全事故频发以及疫情扰动等多重因素都对供给端造成一定的影响。 （2）大秦线运量严重受限 10月份，矿区受疫情影响较大，晋陕蒙三地都疫情不断扩散，其中，内蒙与山西疫 情最为严重，生产运输均受阻，且19月份召开国内召开重要会议，产地安检力度比较 大。安监疫情影响产量的同时，也中断需求，供需双弱。进入10月中旬，大秦沿线疫情爆发，多数司机感染，整个大秦铁路面临缺少火车司机的窘境，铁路运输不畅，大秦线发运量骤降至历史最低水平，日均运量不足40万吨，原本23日大秦线秋季检修结束 的日期推迟到29日，导致北港库存快速下降进入10月中下旬，一方面，随着环渤海港口库存骤降至历年同期最低水平，贸易商均处于挺价状态，且终端有迎峰度冬补库需求；另一方面，产地供应趋紧，非电需求偏稳，长协保供下，市场煤持续紧张，港口、坑口共振上涨。 图8：榆林5800K坑口价图9：榆林6200K坑口价 数据来源：金正能源、银河期货 5、供应回升，“冷冬”不及预期，需求疲软压制煤价阴跌（11月至今） 进入11月份，煤炭市场逐渐由供需紧平衡向供需平衡阶段过渡演化。供应方面，随着产地疫情缓解，特别是晋陕蒙煤炭主产地疫情得到有效控制和防范，煤炭产量开始底部逐渐抬升，其中，鄂尔多斯地区煤炭日均产量从11月初的不足210万吨回升，到 月中旬大幅回升至250万吨的历史高位水平，煤矿开工率从中旬开始后始终保持在78% 的历史最高水平；榆林地区煤炭日均产量也从110万吨回升至145万吨的历史最高水平，供应端煤炭增量持续显现，坑口地区供应逐渐宽松。 需求方面，电力端，由于11月份全国平均气温同比偏高，加上各地疫情扰动，导致终端电厂日耗同比由正转负，剔除煤质影响，11月份整体电厂日耗水平同比低5%，为8月以来首次转负，而电厂库存在传统旺季期间持续累库，沿海电厂库存11月份期 间基本维持在3100万吨以上的历史高位水平，内陆电厂库存11月份期间累库30万吨， 中旬库存最高达到8346万吨的历史最高水平，超过去年12月下旬最高水平。非