预计煤价底部900-950元/吨，关注增配机会

数据：节后至今，煤炭供应恢复按部就班，但下游需求由于“寒冬不及预期”&“复工复产恢复较缓”等原因，需求速度不及预期，煤价短期市场情绪低迷，价格不断下跌，截至2月10日，北港煤价报收1040元/吨，周环比下跌120元/吨，节后累计下跌185元/吨。我们认为，目前是全年煤价压力最大的阶段，对于此轮煤价下跌底部无需在过度悲观，预计煤价底部900-950元/吨，可随时做好增配煤炭板块准备。 1）海内外煤价已经倒挂，进口或将下滑，支撑我国下水煤需求。随着近日国内煤价坍塌式下跌，进口煤优势削弱，截至2月10日进口印尼煤利润约-33元/吨，近一周全球海运煤到中国的数量也环比回落约3.8%。 沿海电厂因机组设计，必须采购进口煤作为原料，若海内外价差存在，则将北上采购内贸煤，对北港货源和产地煤价均存在支撑。需关注的是，海外煤价目前同样需求疲软，价格下行，但我们觉得其下降速度弱于国内煤价，底部空间也不会超过内贸煤： 海外煤炭供应弹性不足。印尼、澳洲仍受拉尼娜现象影响，出口港和主产地长期积水影响供应量，南非因铁路发运问题中长期仍无法解决，限制其出口能力。 全球煤炭资本开支增长，支撑海运煤价格底部。近年因通胀压力影响，海外主流矿山经营费用、人工成本逐年增加，同时澳大利亚、印尼矿山的政府特许经营费征收近1年增长1-3倍。根据IEA最新数据，2021年全球炼焦煤主流矿山开采成本约增至150美元/吨，考虑到动力煤开采成本略低于炼焦煤，我们预计澳洲动力煤5500KFOB价格约100-110美元/吨，对应澳煤至我国北港到岸价约900-980元/吨。 俄乌战争对海外煤炭贸易格局重塑延续。短期海外煤价下跌有前期高溢价集中回落的因素，且从供需角度考虑，欧洲失去俄煤供给，仍将增长对其他国家进口的需求，同时考虑到煤、气价格的相互支撑，后市海外煤价仍中长期处于历史高位，国内外煤价倒挂仍将阶段性存在。 2）疆煤外运增量有限，北港煤炭资源供应增量有限。疆煤外运空间和北港价格息息相关，2022年北港平均煤价为1280元/吨，疆煤外运有很大利润空间，故2022年疆煤外运8677万吨，同比增长约1倍。对于目前市场，北港煤炭货源有进口煤和晋陕蒙产区煤炭大量补充，疆煤中长期或将更多补充川渝、甘宁地区市场； 此外，根据计划目标2023年疆煤外运约8800万吨，增速或将大幅回落，补充北港煤炭资源也将乏力。 3）港口库存拐点即现，或支撑煤价止跌企稳。首先，电厂库存已开始去库，且沿海电厂可用天数即将跌破预警线15天，这将带动沿海电厂刚需补库动力，进而大幅缓解港口库存压力；其次，以鄂尔多斯5500K为例，节后价格累计下跌约81元/吨，远小于港口煤价下跌幅度，发运倒挂已现，港口持续到货动力不足。综上，我们预计港口后市较难延续累库趋势，或将出现拐点，届时煤价将存支撑。 4）非电需求终将启动，后市不必过度悲观。今年春节较早，北方目前仍处于寒冻季节，大部分非电企业无法开工；同时，疫情近三年影响下，工人今年春节假期较长，延缓节后复工速度，导致最近开工率不及预期的现状。此外，我们仍对疫情后经济修复抱有期待，1月企业中长期贷款同比增长1.4亿元，体现了政策引导下企业融资需求发力的决心，推动实体经济边际向好，制造业、工业加速生产将带动原材料进入主动补库周期，或助力于全年煤耗需求超预期。 投资策略。我们认为此时无需再悲观，随时做好增配准备：一方面，港口发运倒挂，国内外煤价倒挂，疆煤外运利润压缩均将对供给造成一定限制，此外，电厂库存拐点已现+非电需求的逐步复苏，煤价不具备暴跌空间，预计本轮煤价底部900~950元/吨左右，进一步下行空间有限；一方面，煤炭板块自2022年9月以来，已调整5个月之久，且遭机构系统性减配（22Q4主动型基金对煤炭板块持仓占比仅0.99%，环比22Q3下滑0.52pct）。但当前煤炭企业PE水平普遍回落至4~6倍，部分公司股息率已高达10%+，在煤炭市场双轨运行的背景下，煤企高盈利的稳定和持续性远超预期，板块性价比凸显，坚定看好。强烈看好煤、气产能扩容的广汇能源；看好低估值、高股息的山煤国际；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、兖矿能源、陕西煤业、中煤能源；重点推荐焦煤板块的潞安环能、平煤股份、山西焦煤；煤炭转型先锋华阳股份；受益煤电建设提速的盛德鑫泰、青达环保。 风险提示：国内产量释放超预期，下游需求不及预期。 重点标的 股票代码 图表1：海内外煤价已经倒挂（元/吨） 图表2：全球海运煤到中国数量环比回落约3.8%（万吨） 图表3：截至2月10日，北港煤价报收1040（元/吨） 图表4：全球焦煤开采成本曲线 图表5：沿海八省电厂库存（万吨） 图表6：沿海八省电厂可用天数（天） 图表7：预计港口库存即现拐点，支撑煤价触底反弹（万吨） 风险提示 国内产量释放超预期。 下游需求不及预期。