中金：今年夏季还会缺煤吗？–20230509

中金：今年夏季还会缺煤吗？ 原创陈彦中金点睛2023-05-0907:40发表于北京 中金研究 中电联预计在正常气候情况下，今年夏季全国最高用电负荷约为13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦；极端天气情况下，全国最高用电负荷可能同比增加近1亿千瓦。对此我们做了情景分析，预计在气候相对正常的情形下，夏季用电高峰期煤炭供给可能存在小幅缺口；若出现极端天气扰动，煤炭保供或仍面临较大压力。而即便在全国供需相对平衡的情形下，局部区域仍可能出现供给紧张，特别是沿海电力净调入地区。Abstract 摘要 国内供给保持高增长，但持续性需验证。3月原煤产量数据反映整体保供力度不减，根据部分产地披露计划来看，我们预计全年原煤增量在1-1.5亿吨左右。不过，考虑近年来产能利用率持续高位运行，生产接续问题可能更加突出，我们认为全年国内供给侧仍存在一定的扰动。 一季度煤炭进口超预期，与市场和政策变化等多方面因素有关。一方面与煤炭进口关税政策有关，原定于今年3月末结束实施的进口煤零关税政策 或促使下游在4月前进行积极采购。另一方面海内外煤价差阶段性收窄，性价比也在驱动下游增加进口煤采购。 煤炭进口成本端可能仍存在阶段性的压力。我们认为海外供给增长存不确定性，印尼增量可能受天气及当地需求变化影响；蒙古、俄罗斯进口煤供给仍受运输条件约束；澳煤供给释放可能相对偏慢。而海外需求整体或维持刚性，欧洲需求仍有边际提升的可能，印度需求或存增量，日韩等地煤电需求可能相对平稳，但4月日本与澳洲签订的年度200美元/吨动力煤合同价也为后市煤价提供了一定支撑。 下游存煤天数并没有明显抬升。在淡季保供力度不减和进口煤采购增长下，下游煤炭库存已恢复到正常至偏高水平。但库存恢复的同时，煤炭消费量也在同比提升，因而存煤天数并没有明显抬升。我们观察到二十五省终端用户存煤天数处于正常范围内，六大电厂存煤天数仍然相对偏低。 旺季用电高负荷或致煤炭供需阶段性收紧。随着气温回升，传统淡旺季切换拐点临近，我们认为下游备库需求或逐步抬升，对煤价形成支撑。再往前看，考虑到今夏用电高峰期的调峰需求或进一步增强，叠加非电用煤需求有望恢复，我们预计煤炭供需或阶段性收紧，对煤价形成刺激。 风险 需求恢复不及预期，供给超预期增加。 Text正文 夏季用电高峰期或出现阶段性的供需紧张 在电力需求整体恢复，同时气候年景可能偏差的情况下，夏季用电高峰期火电或再度出现高位数增长，带来阶段性的煤炭供需紧张。中电联预计今年夏季全国最高用电负荷约为13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦；若出现长时段大范围极端高温天气，全国最高用电负荷可能比2022年增加近1亿千瓦[1]。考虑到今夏电力运行可能仍存在偏紧的可能，我们做了中性和乐观两种情景下的煤炭供需分析： ►中性情景：假设8月最高用电负荷同比增6.2%，用电同比增6%左右（从过去三年来看，8月最高用电负荷增幅与当月用电量增幅相近），水电利用小时恢复至去年同期水平，水电同比增4.3%，我们测算煤电或同比增5.5%。 ►乐观情景：假设极端天气发生，8月最高用电负荷同比增7.8%，用电同比增7%左右，水电仍然疲弱，利用小时同比降5%，水电同比降0.9%，我们测算煤电或同比增8.1%。 ►国内供给方面，我们预计8月动力煤商品煤供应量或同比增长3.4%至 3.07亿吨（基于全年原煤产量同比增约1.5亿吨、动力煤洗出率80%，即月平均增1000万吨动力煤商品煤的假设）。 ►进口方面，我们预计8月印尼和澳洲或能合计贡献600万吨左右的动力煤进口增量（印尼预计全年出口增长约5900万吨，澳洲预计全年出口动力煤增长约1400万吨，我们假设两国增量均供向我国，意味着我国月平均进口增量约600万吨）。实际上，考虑到海外的供给扰动和需求边际变化，我们认为600万吨增量已属于偏理想的情况。 综上我们认为，在气候相对正常的情况下，夏季煤炭供给可能存在小幅缺口；若出现极端天气扰动，煤炭保供或仍面临一定挑战。 图表：今年8月燃煤发电增速敏感性分析 资料来源：Wind，中电联，中金公司研究部 图表：中性、乐观假设下今年8月燃煤发电增速预测 注：8M22、3M23实际值为火力发电，8M23预测值为燃煤发电资料来源：Wind，中电联，中金公司研究部 图表：今年8月动力煤供需平衡测算 资料来源：煤炭资源网，中金公司研究部 根据国家气候中心预计，我们认为今年夏季用电高峰期，华中、西南等电力净调出地区的电力需求增幅可能高于全国平均水平，同时当地电力供应或也存在一定的不确定性，进而影响华东、南方部分地区，导致区域性的能源保供需求更为明显。 ►干旱、高温热浪或导致部分地区居民用电负荷增长超过全国平均。国家气候中心预计今夏（6-8月）西南地区东部及华中中部降水偏少、气温偏高，可能出现区域性气象干旱，全国大部地区气温接近常年同期到偏高，其中河南南部、安徽西部、江西西北部、湖南北部、湖北、重庆大部、四川东部、陕西南部、甘肃西部、新疆大部等地偏高1-2℃，上述地区高温（日最高气温≥35℃）日数较常年同期偏多，可能出现阶段性高温热浪[2]。 ►以水电为主的受影响地区或将通过火电补位。受极端高温干旱天气影响，去年夏天我国部分水电占比相对偏多的地区出现了“缺水”，8月云南、四川、湖北、贵州、重庆水电发电同比分别下滑了6.7%、2.2%、45.0%、8.5%、49.2%，与此同时火电补位，同期地区火电同比分别增加63.9%、113.5%、 61.1%、34.9、55.1%。考虑到今夏西南、华中部分地区来水可能仍偏弱，我们预计火电或继续扮演补位角色。 ►上述部分地区的电力调出可能受到扰动，进而影响对应调入地的电力供需。四川、云南、湖北、贵州是电力净调出地区，受极端天气影响，去年8月四川、云南、湖北电力净调出同比分别下滑1.2%、27.2%、72.7%，9月跌幅进一步扩大至25.1%、37.7%、87.7%，贵州电力净调出也由8月的40.4%同比增幅转为跌13.3%。这些地区电力净调出的减少一定程度也将影响相应调入地的电力供应。从去年8月数据来看，西南调出电力主要送至华东、华中和南方地区，分别占西南电力总调出的66%、19%、13%，对应调出量相当于华东、华中和南方地区电力总调入量的35%、22%和63%；华中调出电力则主要输送至华东、西南和南方地区，分别占华中总调出的44%、29%、22%，该部分调出量相当于华东、西南和南方地区电力总调入量的8%、23%和37%。若今夏传统丰水期，西南、华中地区水电仍然疲弱，我们认为华东、南方等地可能需要从其他地区增加电力调入，或增加本地煤电以加强电力供应。 图表：部分地区发电结构，2021年8月、2022年8月 资料来源：Wind，中金公司研究部 图表：部分地区电力输送情况，2022年8月 资料来源：Wind，中金公司研究部图表：跨区域送电情况，2022年8月 资料来源：Wind，Flourish，中金公司研究部 投资建议 目前煤炭板块的偏弱运行，一定程度反映出在淡季需求阶段性走弱的背景下，市场对未来需求恢复的力度仍存在担忧。但我们认为，随着需求拐点逼近，煤价有望企稳并结束过去几个月的偏弱态势，带动市场情绪升温。一季度煤炭进口高增长，但持续性待进一步验证 进口创新高，与市场和政策变化等多方面因素有关 单季度煤炭进口量创历史新高。今年3月我国进口煤炭4117万吨，同比增长151%，单月进口量达到历史第二高水平，仅次于2020年1月的4356万吨。1季度我国累计进口煤炭1.02亿吨，同比增长96%，单季度进口创历史同期绝对新高。从进口大幅增加的原因来看，2019年12月部分进口煤由于未能及时清关，导致当月进口量仅277万吨，远低于往年同期正常水平（2010-2018年，12月平均进口2465万吨），因此在次年的集中清关下，1月进口煤激增。而今年3月进口煤的大幅增加则与市场和政策变化等多方面因素有关。 图表：我国煤炭进口攀升 资料来源：Wind，中金公司研究部 进口煤增量主要来自印尼、澳洲、蒙古和俄罗斯。从3月煤炭进口分国别数据来看，我国自印尼、澳洲、蒙古和俄罗斯分别进口2198、222、582和884万吨，同比提升119%、546%、469%、183%，环比提升34%、969%、26%、30%。侧面看，这些国家的煤炭出口数据与我国进口煤增长的态势也基本吻合。 图表：煤炭进口分国别 资料来源：煤炭资源网，海关总署，中金公司研究部 ►1-2月印尼出口增量有限，3月向中国发运量增加。1）根据印尼国家统计局，今年1-2月印尼出口煤炭7527万吨，同比增长70.5%，2月出口3854万吨，同比增长24.8%，环比增长4.9%。出口同比增幅较大主要是去年初印尼对煤炭出口实施了阶段性的限制，导致同比基数偏低。与2021年同期的7206万吨相比，今年1-2月印尼出口增幅有限，仅增4.5%。2）Kpler船舶数据显示3月印尼出口煤炭4872万吨，同比增长22.4%，环比增长26.1%。其中，1-3月印尼分别向我国出口煤炭1517、1540、2351万吨。 ►澳洲向我国出口煤炭增幅较快，但体量相对偏小。Kpler船舶数据显示3月澳洲出口煤炭2923万吨，同比增长7.5%，环比增长21.0%。其中，1月澳洲向我国出口煤炭有限，不过随着我国进口澳煤的渠道改善，2、3月澳洲向我国的出口量增加至201、424万吨。 ►俄罗斯向我国出口煤炭增加。Kpler船舶数据显示3月俄罗斯出口煤炭1438万吨，同比增长16.2%，环比增长21.6%。其中，3月俄罗斯向我国出口煤炭588万吨，同比增长137%，环比增长61.7%。 ►蒙古向我国出口煤炭持续增长。根据蒙古国海关总署，3月蒙古国出口煤炭595万吨，同比增长385%，环比增长38.2%。其中，1-3月向我国分别出口煤炭347、423、580万吨。 图表：印尼煤炭出口量 资料来源：IHSMcCloskey，Kpler，中金公司研究部图表：澳洲煤炭出口量 资料来源：IHSMcCloskey，Kpler，中金公司研究部图表：蒙古煤炭出口量 资料来源：蒙古国海关总署，煤炭资源网，中金公司研究部图表：俄罗斯煤炭出口量 资料来源：IHSMcCloskey，Kpler，中金公司研究部 进口增长与煤炭进口关税政策有关，原定于今年3月末结束实施的进口煤零关税政策或促使下游在4月前进行积极采购。去年4月，为加强国内能源供应保障，我国发布了《国务院关税税则委员会关于调整煤炭进口关税 的公告》[3]，决定自2022年5月1日至2023年3月31日，对未制成形的无烟煤（原最惠国税率3%）、炼焦煤（原最惠国税率3%）、未制成形的其他烟煤（原最惠国税率6%）、未制成型的其他煤（原最惠国税率5%）、煤砖和煤球及用煤制成的类似固体燃料（原最惠国税率5%）、未制成型的褐煤（原最惠国税率3%）、制成型的褐煤（原最惠国税率3%）等7种煤炭货品实施税率为零的进口暂定税率。受益于该政策的地区包括俄罗斯、蒙古、加拿大、南非等，而印尼、澳洲、哥伦比亚等地在该政策发布前已经适用于0%的协定税率。因此，我们认为3月俄罗斯、蒙古等地进口煤的增加可能与下游抢在政策优惠窗口期内积极采购有关。往前看，俄罗斯、蒙古进口煤存在环比回落的可能，不过考虑到3月末我国将关税减免政策进一步延长至年末[4]，我们认为这将继续利好上述地区出口煤炭至我国。 图表：煤炭进口暂定税率表 资料来源：中国政府网，中金公司研究部 海内外煤价差阶段性收窄，性价比驱动下游增加进口煤采购。根据我们测算，年初至3月中旬，海外中低卡动力煤整体性价比优于国产煤，因此下游存在增加进口煤采购的需求。而目前来看，海外中低卡动力煤与国产煤 的价差有所扩大甚至再度出现倒挂迹象，海外高卡动力煤则继续保持相对高位。 图表：一季度中低卡进口动力煤存在价格优势 资料来源：IHSMcCloskey，煤炭资源网，中金公司研究部图表：高卡进口动力煤与国产煤仍处倒挂状态 资料来源