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欧宝体育下载app:长文:详解煤价、油价、国际煤炭供需发布时间:2022-05-12 | 来源:欧宝体育app官方下载 作者:欧宝体育手机版app下载

  过去40多年,国际煤价和国际油价表现高度相关,油价弹性高于煤价,而国内煤价 弹性较低。2000年以后,国际油价和煤价经历四轮周期变化,国际油价弹性相比较 国内外煤价更高。从国际原油和国际煤价的比价关系来看,过去40多年油煤比(考虑热值)平均值为3.3,过去3年平均值为2.9,而最新比价约1.4。

  本轮相比前几轮的区别:过去3年国际煤价涨幅较高,纽卡斯尔NEWC煤价2020和 2021年累计上涨29%和98%,22年以来累计上涨45%,而布伦特原油价格涨幅分别 为-24%、+52%和+57%。煤价涨幅更快主要由于突出的供需矛盾。

  (1)第一轮周期(2001.08-2008.12):中国工业化进程加快,经济高速增长,全 球经济繁荣,大宗商品普遍迎来牛市,之后全球面临金融危机而周期见底。国际油 价从01年的20美元/桶上涨至07年的144美元/桶,最高涨幅(612%)小于国际煤炭 价格涨幅(712%),冲高和触底时点均领先于国际煤价,07-08年的回调幅度(-77%) 略大于国际煤价(-69%)。而国内煤价相比国外油价煤价总体涨跌幅均较小,分别 累计上涨266%和回调44%。

  (2)第二轮周期(2008.12-2016.01):全球金融危机之后,各国相继出台经济刺 激政策,国内也有4万亿财政刺激政策,全球经济企稳回升带动大宗商品需求和价格 回升,之后由于供需总体宽松大宗品普遍回落。本轮周期中,国际油价上涨启动早, 冲高时点晚(滞后国内外煤价约1年),高位运行的时间(2011年-2014上半年)也 长于国内外煤价。从价格变化来看,国际油价从08年34美元/桶上涨至128美元/桶, 累计最高涨幅(281%)大于国际煤价(126%),回调幅度(-80%)也大于国际煤 价(-66%)。而国内煤价总体涨跌幅依然较小,分别累计上涨55%和回调59%,从 09年的555元/吨上涨至从860元/吨,此后回落至15年的351元/吨。

  (3)第三轮周期(2016.01-2020.04):2016年开始中国、印度等新兴市场国家的 经济回升,加上中国国内供给侧改革,大宗商品景气上行,2019年前后开始出现回 落,之后受新冠疫情影响加速周期见底。本轮周期中,国内煤价涨跌幅仍明显小于 国际油价和煤价,国际油价和煤价时间周期较为一致,其中油价从16年47美元/桶上 涨至18年的123美元/桶,此后回落至20年的49美元/桶。

  (4)第四轮周期(2020.04至今):疫情之后,全球经济逐步复苏带动大宗商品景 气上行,目前已累计上行2年。特别是2022年以来受地缘政治影响,油价和国家煤价 大幅上涨,布伦特原油现货价格突破100美元/桶后上探至137.7美元/桶,接近历史高 点144.2美元/桶,年初以来累计上涨57%。而国际煤价已创历史新高,澳洲纽卡斯尔 NEWC现货煤价年初以来累计上涨45%。但受从目前价格表现来看,由于之前油价 深跌后基数更低,国际油价底部累计上涨幅度(+812%)仍然远大于国际煤价 (+389%)和国内煤价(+236%)。

  (二)国内外煤价:过去 20 年中国逐渐成为最大的煤炭生产、消费和进 口国,国内外价格高度关联

  过去20年国内市场煤价和国际煤价相关性高,动力煤、焦煤走势也基本一致。主要 由于在过去30年中,我国逐步世界上最大的煤炭生产国和消费国,以及最大的进口 国,市场话语权和煤炭定价权影响较大。

  (1)1990年:中国首次超越欧美成为最大的生产国和消费国。改革开放以来,伴随 着我国经济高速增长,能源消耗、煤炭产量和消费量也持续攀升。根据IEA数据1990 年中国煤炭产量10.4亿吨(不包括中国台湾),占全球产量比重22.4%(美国和欧盟 27国占比为20.1%和20.6%);而从消费量看中国、美国和欧盟27国占比分别为23.7%、 20.9%和17.4%。

  (2)2009年:中国首次从净出口国变为净进口国。全年进口量1.26亿吨,同比增长 212%,而出口量约0.22亿吨。根据BP数据,2009年中国煤炭进口量占全球贸易量 的比重约14.4%,而欧洲/日本/韩国占比分别为22.0%/18.5%/11.8%。

  (3)2021年:我国煤炭产量和进口量分别达到41.3亿吨和3.2亿吨,同比增长5.7% 和6.3%,2021年中国占全球煤炭产量和进口量分别达到52%和24%。相比30年前,我国 煤炭总产量、分煤种的动力煤、炼焦煤产量、煤炭消费量占全球比重均从20%左右提升到50%以上。

  (三)大宗商品比较:国际煤价大幅飙涨,主要由于供求紧张,油价带动 只是因素之一

  从国内外大宗商品价格表现来看,历史价格走势相关度高。2022年初以来,国内外 煤价表现领先,累计涨幅分别达到98%和45%,涨幅明显大于除油价外的其他大宗 商品。而从2020年价格底部开始,国内外煤价涨幅也处于前列,涨幅分别达到236% 和389%,仅低于国际油价(+812%)。不过,目前最新价格距离历史价格高点,国 内煤价差距在40%以上,也大于多数大宗商品。

  从近2年价格表现来看,特别是22年以来,由于疫情后需求回升、地缘政治导致国际 煤炭供给收缩,供需持续偏紧,国际煤价表现更为强势:

  (1)动力煤方面,纽卡斯尔NEWC动力煤2021及2022年以来均价分别为139美元/ 吨(同比+130%)、263美元/吨(同比+89%),22年以来累计涨幅约45%,而国内 秦港5500大卡煤价22年以来累计涨幅为98%,但2021及2022年以来均价分别为 1030元/吨(同比+79%)、1123元/吨(同比+9%),涨幅明显小于国际煤价。

  (2)炼焦煤方面,澳洲峰景矿硬焦煤2021及2022年以来均价分别为248美元/吨(同 比+83%)、500美元/吨(同比+102%),22年以来累计涨幅约88%;而国内山西太 原古交2号焦煤22年以来累计涨幅为29%,2021及2022年以来均价分别为2463元/吨 (同比+82%)、2730元/吨(同比+11%),22年以来涨幅明显也滞后于国际煤价。

  国际煤价的飙涨带来国内煤炭供给的缺失,由于海外煤价倒挂,潜在进口供给大幅 下降,其中2022年2月单月进口量下降至1123万吨的历史低位水平,3月随着海外煤 价继续暴涨,预计进口量将进一步下降。

  1. 半个多世纪来,全球能源消费稳健增长,近20年煤炭消费占比有小幅提升

  (1)基础能源消费量:根据BP数据,1965年以来,全球基础能源消费量在持续稳 健增长,新冠疫情之前的09-19年间,全球基础能源消费量年复合增速达到1.9%,其 中亚太、中东和非洲地区增速相对更高,分别达到3.3%、3.1%和2.5%,而以欧美发 达国家为主的OECD国家平均增速仅约0.4%。2020年受疫情影响,全球经济和能源 消费受损,OECD国家基础能源降幅达7.7%(占比39%),而非OECD国家降幅为 2.3%(占比61%),其中中国消费实现正增长2.1%(占比26%),贡献较大。

  (2)煤炭消费量:1965年以来的半个多世纪,全球煤炭消费量也在持续增长,新冠 疫情之前的09-19年间,全球煤炭消费量年复合增速为0.9%。近30年以来,欧美发 达国家由于执行了较严的能源结构调整政策,煤炭消费量总体在持续下滑,OECD国 家煤炭消费总量占全球的比重已经从1990年的46%降至2020年的18%。驱动全球煤 炭消费增长的主要是非OECD国家(09-19年复合增速达2.2%),特别是亚太地区国 家(09-19年复合增速达2.3%,2020年消费总量占比近80%,其中中国和印度占比 约66%)。

  (3)基础能源消费量中煤炭占比:截至2020年,全球煤炭消费在基础能源消费结构 中平均占比约27%,原油和天然气消费占比分别为31%和25%,而2000年原油、煤 炭和天然气消费占比分别为39%、25%和22%,近20年来煤炭在能源总消费结构中 占比还有小幅提升。2020年煤炭消费量占比较高的国家包括:南非(71%)、中国 (57%)、印度(55%)、越南(51%)、印尼(40%)。

  2. 世界范围内经济快速恢复,叠加可再生能源出力有限、天然气价暴涨,拉动21年 煤炭消费增长

  随着疫情防控形势总体向好发展,世界范围内各主要经济体2021年经济都有强劲复 苏,美国、中国、欧盟、日本、印度、俄罗斯等国2021年实际GDP增速分别达到5.7%、 8.1%、5.2%、1.7%、8.1%和4.3%(2020年分别为-3.4%、+2.2%、-5.9%、4.5%、 -7.3%和-3.0%)。

  经济快速恢复也带动了电力消费高增长,但因为可再生能源发电条件状况不佳、天 然气价暴涨,2021年世界范围内火电和煤电机组发电增量在电源结构中最大,拉动 了煤炭消费增长。根据IEA数据,世界范围内2021年火电发电量同比增长近6% (980TWh),是2010年以来的最高增速。在经历2019和2020年连续2年下滑后, 2021年煤电机组发电量增长约9%,满足了超过一半的额外电力需求,2013年以来增 速首次超过可再生能源发电。

  2021年的煤炭消费大部分增长来自三个国家:中国、印度和美国。三国发电用煤量 显著增加,中国的煤炭消费量预计将增加 159 Mt(+4%),而印度和美国的需求分 别增加125 Mt(+13%)和74 Mt(+17%)。其他地区的煤炭消费量也有恢复,包括 欧盟(+45 Mt)和东南亚(+14 Mt)。

  而从煤炭主要进口国和地区煤炭需求来看,根据IEA的数据,2021年全球煤炭总进口 量约13.71亿吨,同比+2%。前五大煤炭进口国或地区中,仅印度21年进口量略有下 降。中国是全球最大的煤炭进口国,21年进口量占全球份额的24%,同比增长7%。而亚太地区的日本、韩国以及中国台湾,21年进口量也有2-9%的增长,已经逐步接 近或超过疫情之前的煤炭进口水平,21年消费量分别增长0.11亿吨/+6%、0.03亿吨 /+2%、0.06亿吨/+9%。此外,欧洲地区的德国21年煤炭进口量也有恢复,此前已连 续多年下降。

  展望2022-2024年,根据IEA的观点,预计全球煤炭需求在2021年强劲复苏后增长放 缓,但会在2022年超过2013年的记录,并在2024年升至8031 Mt历史新高。增长主 要是由中国(+135 Mt),印度(+129 Mt)和东南亚国家(+50 Mt)推动的。在所 有这些地区,经济增长刺激了更高的电力需求,煤炭是发电的核心支柱。

  总体持续增长的预期是基于一方面,全球GDP从2022年到2024年以4%的复合年均 增长率增长。另一方面,通过远期价格表达的市场预期,2024年之前的天然气价格 期货相对较高,煤炭在能源供应组合中的份额将比以往的预期更为重要,因为煤炭 和天然气是电力市场上填补所谓“热缺口”(电力需求与核能和可再生能源发电之 间的差异)的主要竞争对手。

  实际上,2020年下半年以来天然气价暴涨,煤炭价格相对低廉,欧洲部分燃气机组 已经开始在调整使用煤炭作为替代。而在俄乌冲突、欧洲天然气预期供给紧张的背 景下,欧盟国家也在试图减少对俄罗斯天然气的依赖,转向寻求支付得起的、安全 可持续能源,预计欧美国家未来三年削减煤炭消费趋势可能比预期的慢,也在一定 程度上进一步支撑全球煤炭需求增长。

  (二)供给端:主产区产量未恢复,出口预期持续下降,资本开支下降限 制中长期产能扩张

  相比较煤炭消费端的快速回升(2021年世界煤炭消费量已超越疫情前的2019年), 煤炭供给端恢复相对较慢。根据IEA数据,2021年世界各国煤炭总产量78.9亿吨,同 比增长5%,仍未恢复到疫情之前的2019年生产水平,除中国、印度、印尼等少数国 家煤炭产量有增长外,多数国家近4年来产量基本平稳或有减量。

  2. 资本开支下降限制中长期产能扩张,22年美澳等国目标产量较19年仍有下降

  从海外主要煤企近10年来数据看,其资本开支情况也呈现周期变化,行业景气高点 往往资本开支也较高,而在行业景气下行期资本开支有明显收缩。2020年受疫情影 响,多数煤企资本开支都有明显下滑,较前期高点平均降幅近50%,而疫情之前的 16-19年各煤企资本开支较上一轮周期也有下降,较低的资本开支也使得中长期扩产 能力受限。

  此外,根据IEA对海外主要煤矿建设项目的梳理,预计22-25年新建项目投产产能分别为0.61亿吨、0.61亿吨、0.36亿吨和0.36亿吨,增量较21年(1.44亿吨)明显回落。而从主要产煤国产量目标来看:

  (1)美国:预计2022年煤炭产量将达到6.12亿短吨(5.55亿吨),同比增加3300万 短吨,增长6%,2023年煤炭产量预计为6.19亿短吨(5.6亿吨),同比增长1%。即 便到2023年也还未达到疫情之前的2019年的水平(6.4亿吨)。

  (2)印尼:印尼能矿部设定2022年印尼煤炭产量目标为6.63亿吨,较21年增长8%。但3月7日印尼煤炭生产商协会执行董事亨德拉·辛那迪亚(Hendra Sinadia)表示, 受1月份印尼煤炭出口禁令及其他潜在因素影响(受拉尼娜天气影响,今年上半年可 能会为当地持续带来降雨天气,也将是印尼煤炭产量的另一潜在限制因素),印尼 煤炭生产商可能难以完成今年6.63亿吨的产量目标。印尼2021年目标产量6.25亿吨, 但实际产量为6.14亿吨。

  (3)澳大利亚:能源部门预计澳大利亚煤炭产量将在今年增加10%,达到4.99亿吨, 较19年仍下降15%。

  疫情后全球煤炭生产供给恢复较慢,相应地,国际煤炭贸易市场的煤炭供应也相对 偏紧。21年全球各主要出口国合计出口煤炭13.7亿吨,同比增长5%,但较19年仍下 降约6%。

  印尼:今年1月份,印尼政府完全禁止了煤炭出口,以优先供应国内电厂、保证国内 电力供应。随后,印尼政府部分放开了煤炭出口,只有完成国内市场义务(DMO)的印尼矿商才允许继续出口,且计划按月对国内煤企就该义务的完成情况进行审查。印尼设定2022年煤炭国内市场义务(DMO)销售目标为1.65亿吨,比2021年目标 1.375亿吨提高2750万吨,设定的2022年煤炭出口目标为4.98亿吨,比上年出口目标 4.125亿吨增加8550万吨,增幅约20%。

  总体来看,印尼2022年产量、出口量目标均较乐观,实现难度较大。从印尼能矿部 产量数据来看,今年1-2月份,印尼煤炭产量预计为7441万吨,远低于上年同期的 9279万吨,降幅近20%。

  澳大利亚:2021年澳大利亚的冶金煤出 口也有所下降,比2020年下降2.6%。澳大利亚的矿业公司几乎没有多余的能力来运 送额外的煤炭,因为他们要应对极其潮湿的夏季和秋季,在过去几个月里,新南威 尔士州和昆士兰州的部分地区一再被洪水淹没,同时,由于疫情,劳动力的缺勤率 很高。

  近期,澳大利亚最大铁路公司Aurizon削减了2021-2022财年(截止6月30日)澳大利 亚煤炭的运输量目标。受天气、劳动力缺勤、抗议活动影响,Aurizon将指导量从2.12 亿吨减少至约2.02亿吨。Aurizon公司首席执行官说:“强劲的价格信号将鼓励更多 的煤炭生产,但产量要实现大幅提高是很困难的。”他补充说,大幅提高产量需要 额外的煤层剥离,这需要时间。

  俄罗斯:据俄罗斯统计局数据显示2021年全年俄罗斯煤炭出口总量为2.1亿吨(同比 +10%),其中对中国出口近5700万吨(同比+44%),2022年俄罗斯煤矿准备继续 增加对中国的供应,2022年前2月俄罗斯对中国出口煤炭652万吨(同比+15%)。但俄乌冲突影响下,欧美国家对俄罗斯制裁力度加大,预计全年出口量可能下降。

  1.天然气:俄罗斯是世界天然气贸易市场最大的供给方,俄气占欧洲国家进口比重 达33%

  作为资源大国,俄罗斯能源和矿产资源丰富,石油、天然气和煤炭已探明储量分别 居世界第六、第一和第二位,其中石油和天然气行业已经成为俄罗斯最重要的经济 支柱,油气行业给俄罗斯每年贡献约40%的财政收入和一半以上的出口创汇。天然气方面,由于天然气市场具有较强的区域性特点,其运输、交付受基础设施制 约大,主要依靠管道气和船舶运输液化天然气(LNG),LNG的运输、交付还需要 接收站的建设来配套。

  根据IEA数据,2021年俄罗斯天然气产量为7610亿立方米,占世界天然气总产量的 18.5%,位居世界第二位,仅次于美国(9720亿立方米,占比23.6%)。而根据BP 数据,俄罗斯2020年天然气产量6385亿立方米,天然气消费量4114亿立方米,天然 气合计出口2381亿立方米(其中管道气和LNG分别为1977和404亿立方米,占世界 天然气贸易市场比重分别为26%和8%),是世界天然气贸易市场最大的供给方。

  欧洲是俄罗斯油气的主要出口地区,从20世纪60和70年代起,苏联就通过管道向欧 洲出口天然气,目前俄罗斯通过7条天然气管道向欧洲出口天然气,2020年出口量达 到1677亿立方米,已占到俄罗斯管道天然气出口量的85%,而LNG出口到欧洲的气 量也达到172亿立方米,占俄罗斯总LNG出口量的43%。欧洲国家是全球应对气候变化和发展可再生能源的先锋,天然气消费量大,对外依 存度高。2020年欧洲各国从俄罗斯进口管道天然气和LNG分别为1677和172亿立方 米,合计进口天然气1849亿立方米,占其总进口量的38%、15%和33%。

  2、石油:俄罗斯目前是世界前三大产油国和出口国,俄油占欧洲国家消费量比重达 到23%

  俄罗斯在全球石油供应链的位置举足轻重,目前是世界第三大产油国和出口国。资源储量方面,根据BP数据,截至2020年底,俄罗斯已探明原油储量1078亿桶,占 世界总储量的6.2%,排在除欧佩克组织成员国外的第2位,仅次于加拿大。产量方面,根据IEA数据,2021年12月,俄罗斯的石油产量为每天1125万桶,占世 界石油总产量的11.4%。而根据BP数据,2020年俄罗斯石油产量每天1067万桶,占 世界总产量比重的12.1%,仅次于美国(1648万桶/天,占全球比重18.6%)和沙特 (1104万桶/天,占全球比重12.5%)。

  出口方面,2020年俄罗斯国内每天消费324万桶(占全球比重3.7%,占俄罗斯石油 产量比重的30%),俄罗斯每天出口743万桶(占全球贸易市场比重11.4%),仅次 于美国(812万桶/天,占比12.5%)和沙特(803万桶/天,占比12.3%)。出口去向 来看,2020年俄罗斯总石油出口2.6亿吨,其中出口欧洲国家、中国的量分别为1.38 亿吨、0.83亿吨,占比分别为53%和32%。而出口欧洲国家的石油量占欧洲消费量 (6.03亿吨)的23%。

  俄乌冲突前,由于近几年全球石油行业勘探开发投资规模下降明显,2020和2021年 全球油气勘探开发投资相比较2019年降幅近30%,导致原油供给恢复总体慢于需求。俄乌冲突后,全球主要国家的石油生产和需求还未有明显影响,但随着美欧对俄罗 斯制裁的不断升级,俄罗斯石油的出口渠道受到一定的影响,可能会间接影响全球 石油供应链。

  从欧洲能源消费来看,欧洲国家是全球应对气候变化和发展可再生能源的先锋,根 据BP数据,近20年来欧洲可再生能源消费量年复合增速近14%。截至2020年,欧洲 可再生能源消费占总消费比重已提升至12%。不过,欧洲化石能源消费比重仍较高, 2020年欧洲石油、天然气和煤炭消费比重分别为34%、25%和12%,而2000年消费 占比分别为38%、23%和19%,近20年天然气消费占比总体较平稳,石油消费占比 有小幅回落,由于去煤化相对激进,煤炭消费占比回落更明显(近20年欧洲煤炭、 石油和天然气消费量年复合增速分别为-2.8%、-1.2%和-0.2%)。

  目前欧洲国家石油和天然气消费对外依存度均在90%以上,俄罗斯资源丰富同时地 缘优势明显,其石油、天然气和煤炭在欧洲能源进口总量中占比也较高。根据BP数 据,2020年欧洲国家从俄罗斯进口的原油、成品油、管道气、LNG、煤炭占进口量 比重分别为29%、39%、38%、15%和50%。相比较石油和天然气,欧洲国家煤炭进 口来源较少,对俄罗斯煤炭依存度也更高。22年由于俄乌冲突,欧美国家针对俄罗斯制裁力度加大,但考虑到俄罗斯在国际能 源市场的地位以及欧洲对俄罗斯能源依存的现状,如果欧洲国家限制进口俄罗斯能 源,将很难短期在国际能源市场找到等量的替代品。

  3.2021年欧洲燃煤发电贡献了最大的边际增量,俄乌冲突、油气价格高企背景下, 未来煤电仍有提升空间

  近30多年来,欧洲发电结构和能源消费结构变化趋势总体是一致的,相比较燃气发 电,燃煤和燃油发电占比降幅更快。根据BP数据,2020年欧洲燃气、燃煤和燃油发 电占比分别为19.6%、14.8%和1.2%。而根据IEA数据,2021年燃气和燃煤发电占比 分别为20%和11%,可再生能源发电占比为41%。2021年由于气候条件不利,欧洲可再生能源出力有限,而天然气供应问题导致气价 飙升也影响了燃气机组运行。各国经济恢复拉动用电高增长,增量的用电需求主要 由燃煤发电来贡献。2021年欧洲燃煤、燃气和可再生能源发电增速分别为 60TWh/+11.3%、31TWh/+4.2%和9TWh/+0.6%。

  总体来看,我们认为俄乌冲突、大宗商品价格高企主要通过以下路径来影响煤炭市 场:

  (1)欧美国家针对俄罗斯制裁力度加大,预计俄罗斯煤炭出口将出现减量(21年俄罗斯煤炭产量占全球产量6%,但出口煤炭占全球煤炭贸易市场的15%),影响全球 煤炭贸易市场供给。

  (2)天然气价高企背景下,煤炭仍相对廉价,欧洲国家部分燃气发电机组经过灵活 性改造,重启或延迟退役部分燃煤机组,对煤炭消费量有提升,目前已加大对澳洲、 印尼煤的采购,近期飙升的国际煤价也反映了国际煤炭贸易市场资源偏紧的现状。

  (3)欧洲国家中长期新能源发展目标宏大,但计划增加的新能源“远水解不了近渴”, 后期可能审视调整能源政策,能源供应的经济性、稳定性获得更多的重视,煤电、 核电也是可选项,未来可能提供边际增量。

  2010年以来,进口煤占我国煤炭表观消费量的比重在5-7%,进口煤已经成为我国煤 炭市场的重要补充,特别是在沿海省份煤炭消费中占比较高。2020年10月以后我国 限制了澳洲煤进口,但总体进口量近2年仍保持了增长,2020-2021年分别进口了3.0 亿吨(同比+1.8%)、3.2亿吨(同比+6.3%),主要由于增加了对印尼、俄罗斯等国 煤炭的进口。其中,2021年我国增加进口印尼煤5474万吨(同比+39%),增加进口 俄罗斯煤1743万吨(同比+44%)。

  2022年初以来,印尼阶段性收紧出口煤炭政策,2月下旬以来俄乌冲突导致国际煤炭 贸易市场资源有进一步紧缺的预期,海外煤价飙升,国内外煤价出现倒挂,已经开 始明显影响我国进口煤量,1-2月我国累计进口煤及褐煤3539万吨,同比下降14%。在俄乌冲突没有明显缓解前,大宗商品价格高企背景下,部分进口煤可能无法兑现, 预计后期进口煤可能将延续低位。

  (二)动力煤:21 年受澳洲煤限制进口冲击小,22 年面临的资源和经济 性问题更复杂

  根据海关总署的数据,21年我国进口动力煤2.6亿吨,同比增加3600万吨或16%。虽 然澳洲煤进口煤受限,全年减量近3700万吨(同比-87%),但印尼煤进口增加5299 万吨(同比+38%)、俄罗斯煤进口增加近1200万吨(同比+47%),印尼煤和俄罗 斯煤进口占比进一步提升至74%和14%。

  目前按照华南港口进口煤到岸价来测算,进口已无价格优势,而若根据按照澳洲和 印尼FOB价格来测算,国内外煤价倒挂程度更大,3月以来澳洲纽卡斯尔港NEWC现 货价格均价为343美元/吨,考虑运费、汇率和税费影响,运抵华南港口的到岸价近 2400元/吨,相比目前国内煤价高约700元/吨或40%。而根据澳洲纽卡斯尔港NEWC 目前现货价格约230-240美元/吨来测算,运抵华南港口的到岸价也近1700元/吨,考 虑进口煤存在的滞期影响,较国内市场煤价也没有明显优势,同时也远高于港口限 价要求(900元/吨)。

  3-4月动力煤逐步进入需求淡季,但今年进口动力煤面临的经济性及货源问题,相比 去年更复杂,预计淡季低位进口对动力煤市场供需有支撑。

  相比较动力煤,21年以来炼焦煤受澳大利亚煤进口限制政策影响更大,虽然从美国、 加拿大、俄罗斯增加了部分进口,但远不及澳大利亚和蒙古进口煤减量,21年全年 进口量同比下降25%。目前我国炼焦煤来源国中俄罗斯煤占比已上升到20%,若俄罗斯煤进口不畅,炼焦 煤供给受到的冲击也相对更大。此外,21年10-12月,部分前期到港积压的澳大利亚 煤通关后,22年澳大利亚煤预计将进一步减量。

  焦煤进口有增量的来源预计主要是蒙古煤,由TT矿至嘎顺苏海图/甘其毛都口岸方向 的新建铁路,计划于7月15日前正常运行,每年可以运输出口3000万吨煤炭。预计投 产后运行正常,同时蒙古国境内疫情防控较好的理想情况下,预计蒙古进口煤今年 能恢复到疫情之前的19年水平。同时考虑到澳大利亚煤和俄罗斯煤潜在的减量,叠 加国内外焦煤价差持续扩大,预计今年进口炼焦煤增量可能也有限。

  2005年以来,煤炭、原油等主要大宗商品经历的几轮周期中,行业景气上行阶段, 煤炭股票指数也往往表现较强,其中2007年大宗商品牛市、2009年金融危机后国 内四万亿财政刺激、2016-2017年煤炭行业供给侧改革的前2年,煤炭行业基本面 上行,煤价持续上涨,煤炭板块绝对和相对收益突出,特别是2007和2009年煤价 股价弹性明显。而近2年来,疫情之后国内外需求复苏较快,大宗商品普遍迎来新 一轮周期,各产品价格创历史新高,股价的抢眼表现也是对基本面的映射。

  煤企业绩与煤炭量价直接相关,历史上大宗商品牛市,煤价上涨对煤企业绩贡献显 著,而价格下行期间,由于煤企主动的成本费用控制以及长协合同的影响,煤企业 绩韧性往往也较强,业绩即便下滑,幅度也远低于油价和煤价变化。

  从煤炭板块上市公司来看,神华在A股2007年上市之后,2008年3季度CS煤炭开采 板块扣非净利润达205亿元,相比Q1增长64%,而同期布伦特原油和纽卡斯尔 NEWC现货季度均价相比Q1上涨19%和29%。受金融危机影响,2008年4季度大宗 商品价格回落,布伦特原油和纽卡斯尔NEWC现货季度均价相比前期高点累计下跌 63%和59%,而CS煤炭开采板块扣非净利润较前期高点回落约40%。

  而最近的2016-2020年,煤油价格上行期,CS煤炭开采板块业绩提升也较明显。而 在2018年Q4开始的下行期,相比较油价和煤价表现,煤企业绩表现更稳健,业绩 底部相比较前几轮周期显著提升。目前国际油价仍在上行期,国际煤价已经创历史新高,国内电煤长协政策落地,中 长期价格中枢较17-20年提升25-40%,签约和履约率要求提升,预计后期油价即便 有回落,中长期煤企高盈利持续性仍较强。

  1. PE:过去5年动态PE回落明显,目前估值较2017年来均值折价仍在30%以上

  2016年以来,煤炭行业景气度回升,过去5年煤价中枢也有提升,特别是2021年煤 价和煤炭公司盈利创新高,但板块PE估值变化不大,目前板块PE(TTM)和PE (当年)分别为9.6倍和8倍,较2017年以来均值折价约18%(2017年以来PE (TTM)和PE(当年)均值分别为12倍和8倍),历史上07-11年,煤炭行业成长 性较好,同时煤价弹性较高的时候,PE估值中枢在20倍以上。从基于每年盈利预测的动态PE来看,2017年以来的均值也在12倍左右,而目前最新动态PE为8倍,较历史均值折价30%以上。

  相比较PE变化不明显,板块PB估值近3年来有明显提升。19年4季度到20年上半 年,由于市场对煤炭需求和煤价预期悲观,板块整体PB长期处于破净状态。不 过,随着煤价大幅回升,煤炭公司盈利能力显著增强,ROE提升明显,近3年来, 板块PB(整体法)和PB(中值)已回升到近1.5倍和1.4倍,2009年以来均值分别 为1.8倍和2.1倍,目前估值仍折价17%和32%。

  1.煤炭市场:年初以来国内外煤炭供需整体偏紧,煤价表现持续超预期,其中国内 秦港5500大卡煤价年初以来累计上涨807元/吨/+102%,澳洲主力动力煤、焦煤 FOB价格涨幅分别达45%和88%。后期,考虑到北方港口库存仍维持中低位,随着 下游复工复产,需求将逐步回升,国内煤矿保供增产背景下继续增产空间相对有 限,海外煤价大幅上涨后国内外煤价倒挂影响进口煤补充不足(前2月累计同比下 降14%),预计动力煤价格仍处于高位;而焦煤随着下游钢焦企业复产加快,补库 积极性回升,煤价有望延续稳中有升。

  2.行业判断:我们延续此前的观点,认为在国际能源价格高企,以及稳增长持续强 化的政策预期下,煤炭板块有望直接受益,继续看好板块。主要原因是:

  (1)国际煤价延续强势,国内供需面好于预期,长协落地预期修复:国内方面, 保供要求下全国日产量已回升到1200万吨水平,各环节库存仍处于中低位(北方港 口存煤较12月末下降30%,电厂存煤高位回落约20%),供需面持续紧张;国际方 面,海外煤价持续高位,进口量难以增长,供给端进一步收缩。长协政策落地后, 政策面无收紧趋势,供需面持续向好对估值的提升将不受制约。

  (2)Q1-2及全年盈利具备高弹性:22年动力煤和焦煤价格中枢有望较21年上涨 10-40%,其中1季度各公司煤价有望普遍同比上涨30%以上(港口市场价/长协价格同比21Q1平均上涨48%/23%,产地动力煤和焦煤价格同比普遍上涨50%以 上),预计Q1盈利同比维持高速增长,近期山煤国际、冀中能源、电投能源等公 告1-2月盈利,归母净利润和利润总额同比分别增长293%、200%和80%。预计1季 度、2季度和22年全年行业盈利增长确定。

  (3)双碳背景下煤价维持高位,煤企分红优势将持续显现:预计未来五年煤炭供 给维持整体偏紧,需求仍维持稳健增长,而国内外供给端弹性较小,煤价中枢水平 有望维持高位,煤炭企业资本开支整体继续下降,高盈利和现金流及分红的优势有 望持续显现。更重要的是,港口和产地长协落地后,确立了盈利和分红高位的持续 性。

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