嬰兒心理發展心得描述：：中國碳中和(01372)： 12月12日，清華大學五道口金融學院、世界銀行、倫敦政治經濟學院格蘭瑟姆氣候變化與環境研究所，共同召開“中國實現碳中和的途徑”高級研討會，并發布重磅報告《擁抱綠色發展新范式——中國碳中和政策框架研究報告》（下稱《報告》）。《報告》認為，碳... 網頁鏈接 心心相印o： 兗礦能源(SH600188)中煤能源(SH601898)新集能源(SH601918) 2022 年以來，受國際能源危機和疫情的疊加影響，煤炭基本面表現為供需失衡， 價格高位震蕩。2 月底俄烏沖突致國際能源供需格局發生變化，俄羅斯能源遭到歐盟 禁運，海外能源危機持續發酵，國際煤價大幅上漲，進口煤縮量，帶動國內煤價高 漲。4 月-7 月，疫情反復，需求轉弱，煤價出現回落。8 月以來，高溫天氣致國內能 源結構局部錯配，川渝地區水電出力不足，疊加長協比例提升，市場煤減少，現貨 煤價上行。煉焦煤價格表現為先漲后跌，基本面仍受下游需求影響，當前庫存維持 低位，待下游補庫及穩增長政策真正落地后，煉焦煤價格有望重回升勢。 1.1、 動力煤復盤：2022H1 價格先漲后跌，8 月開始上揚，11 月回調 2021 年，在疫情后經濟快速復蘇的背景下，煤炭需求快速增長，而煤炭供給仍 受供給側改革、產地嚴控超產、安檢力度加大影響，供需基本面嚴重失衡，煤價創 歷史新高，后在發改委干預下，價格大幅下跌。2022 年以來，國際能源危機疊加疫 情反復，煤炭價格高位震蕩。 1 月，電廠庫存高位且冬季日耗增長不及預期，動力煤需求走弱，煤價持續回落 至 800 元/噸，后因印尼限制煤炭出口，同時電廠日耗水平高位，疊加春節前夕集中 補庫，動力煤價觸底反彈，并于春節前沖破 1000 元/噸。 2 月，2 月中旬，發改委再度加大限價力度，坑口/港口限價標準下調至 700/900 元/噸，且對漲價超標的坑口點名批評，煤價短期承壓。 3 月，俄烏沖突持續發酵，國際能源價格大漲，均創 2022 年新高，催化進口需 求轉為內貿。天氣轉暖民電需求走弱，但工業用電與非電用煤需求持續釋放，下游 補庫力度不減。基本面對煤價形成強支撐，2 月下旬以來煤價持續攀升，并于 3 月中 旬突破 1600 元/噸。 4 月，隨著供暖季退出，居民用電轉為淡季，受全國疫情影響工業用電盡顯疲態， 電廠日耗處于低位，同時市場存在政策管控預期，下游電廠對于采購持觀望態度， 煤價持續回落。 5-6 月，發改委緊急發文要求產能大省調度 1.8 億噸應急保供長協煤來保證電煤 的有效供應。煤炭供給持續偏緊，港口煤價維持在 1200 元/噸，且發改委持續推進電 煤長協全覆蓋，市場煤供應減少，市場煤價上行。 7 月，發改委 100%電煤全覆蓋壓制現貨價格，同時非電煤需求較弱，煤價短暫 下行。 8 月，持續高溫天氣，電煤需求增加，干旱致水電出力減少，全國仍存局部能源 供需錯配，煤炭基本面表現為供緊需增，價格穩步上行。 9-10 月，金九銀十，非電煤需求進入旺季，鋼鐵、化工開工率上行，保供狀態 下現貨緊缺，現貨煤價上行。 11 月，供暖季尚未開啟，電廠日耗仍處低位，下游庫存維持高位，非電煤需求 下降，煤價高位回調。 1.2、 煉焦煤復盤：2022H1 價格先漲后跌，8 月始需求改善價格有所回升 2021 年，疫情后經濟復蘇，焦煤需求增長，澳煤遭禁，蒙煤通關受疫情影響， 同時煉焦煤產地復產較慢，煉焦煤價格在 10 月達到高位，后因動力煤限價對焦煤產 生一定影響，煤企下調煤價，焦鋼限產維持低開工率，焦煤需求持續走弱，煉焦煤 價格高位回調。2022 年以來，受大會限產及疫情反復影響，下游需求及運輸仍受影 響，煉焦煤價格先漲后跌，下游需求改善仍是煉焦煤價格提升的主要影響因素。 1 月，鋼廠加速復產提振補庫需求，高爐開工率大幅提升，產地安檢產量釋放有 限，供給偏緊，焦煤價格受支撐。 2 月，冬奧會期間限產落實，鋼廠開工率低位，需求偏弱，春節前集中補庫結束， 短期供給略有過剩，焦煤價格承壓下行。 3 月，冬奧會、兩會結束，下游開工率提升，疊加俄烏沖突，國際煤價高漲，國 內外煤炭價格倒掛，進口不足，焦煤價格反彈并維持高位。 4 月，疫情多點散發，吉林、上海較為嚴重，地產基建開工率較差，鋼鐵銷售遇 阻，開工率震蕩，焦煤價格不再提升。 5 月，疫情尚未清零，梅雨季來臨，下游需求不足，焦煤價格回調。 6 月，經濟數據邊際改善，下游需求預期向好，焦煤價格回升。 7 月，下游需求尚未恢復，焦炭-鋼鐵產業鏈處于虧損狀態，倒逼焦煤降價，焦 煤價格大幅回調。 8 月，高溫天氣下，動力煤需求旺盛對煉焦煤價格形成支撐，一攬子穩增長政策 支撐焦煤需求邊際改善，煉焦煤價格企穩回升。 9-10 月，金九銀十，下游焦化、鋼鐵開工率維持高位，焦煤需求回升，煉焦煤價格穩中有升。 11 月，地產風險尚未出清，下游需求轉弱，鋼鐵價格持續下跌，焦煤需求承壓， 焦煤價格再次回調。 1.3、 天然氣復盤：2022 年俄烏沖突致價格大幅震蕩，9 月始高庫存價格 回落 2021 年，疫后經濟復蘇，需求持續增長，歐盟 2030 年溫室氣體減排目標由 40% 提高至 55%，碳排放配額價格上漲，電力公司推進煤改氣，天然氣消費量持續增長， 歐洲天然氣價格逐步上漲。隨著“北溪-2”天然氣管道審批受阻，俄烏沖突持續演繹， 2022 年歐洲天然氣價格出現了大幅波動。 1 月，歐盟為降低對俄氣的依賴，對美國的 LNG 進口量大幅增加，天然氣價格 高位回落后維持震蕩。 2 月， 2 月末俄烏沖突發生，俄羅斯天然氣供給存憂，歐洲天然氣價格大幅上 漲。 3-5 月，俄羅斯天然氣供應量高于此前市場預期，暫時沒有出現斷供跡象，天然 氣價格高位下跌至俄烏沖突前水平。 6 月，俄羅斯暫停對部分歐盟成員國供氣，并將逐步減少北溪 1 號輸氣，天然氣 價格震蕩上行。 7 月，北溪 1 號進入年檢，俄羅斯壓縮機受加拿大制裁未歸還，供給擔憂，氣價 上漲。8 月，歐盟制裁俄羅斯法案逐漸生效，同時自愿削減天然氣用量 15%，為應對俄 羅斯天然氣斷供危機，歐盟持續補庫，疊加高溫天氣，需求增加，天然氣價格大幅 上漲并創新高。 9-10 月，為應對供暖季需求，歐盟天然氣補庫達到高位，并于 10 月提前完成庫 存目標，達到滿庫的 91%，而工業需求被抑制，供暖去庫尚未開啟，氣價高位回調。 11 月，天氣漸冷，去庫或將開啟，市場對暖冬或冷冬存在分歧，氣價震蕩。 1.4、 能源危機成因：資本開支低位、能源結構失衡、俄烏沖突 西方國家提出碳中和以來，全球化石能源資本開支維持低位，新能源不穩定的 先天不足使能源結構失衡，2021 年以來能源價格持續上漲。2022 年 2 月底，俄烏沖 突發生，全球能源危機進一步加劇，石油、天然氣、煤炭等化石能源大幅上漲。國 際原油價格從俄烏沖突前 90 多美元/桶一度上漲至 130 多美元/桶，歐洲天然氣價格 亦成倍上漲，歐洲 ARA 港動力煤現貨價從沖突前的 195 美元/噸沖高至 400 美元/噸 以上。全球化石能源資本開支持續低位，能源結構供需失衡造成能源危機，俄烏沖 突進一步擴大能源危機。 全球化石能源資本開支低位。“碳中和”由西方國家提出并且已成為全球共識，： “碳中和”導致全球化石能源資本開支明顯下臺階，更多的資本開支投向可再生能 源或非化石能源領域。根據 IEA 數據，2011-2015 年，全球化石能源資本開支中樞水 平約 1.2 萬億美元/年，而 2016-2022 年，全球化石能源資本開支中樞水平大幅下降 至 8000 億美元/年附近，近年來，全球化石能源資本開支維持低位，化石能源供給無法大幅增加。西方對俄羅斯的全面制裁并抵制俄羅斯能源產品，俄羅斯能源供應受 阻，而 OPEC 的石油增產意愿不足，全球能源供應不足，能源價格大幅上漲。 歐洲能源對俄依賴且結構失衡。（1）歐洲化石能源對外依賴度高，尤其對俄羅 斯的依賴程度極高。2021 年俄羅斯占歐盟的煤炭/天然氣/原油進口份額分別為 46%/38.6%/27%。2021 年歐洲共計進口天然氣 477.3 十億立方米，其中管道氣 369.1 十億立方米。管道氣是俄羅斯天然氣出口最主要的方式之一，2021 年俄羅斯占歐洲 管道氣進口份額為 45.3%。（2）歐洲長期推崇清潔能源，但風力、光伏等新能源高度 依賴天氣狀況，這造成了能源供應穩定性下降，脆弱度上升，2022 年歐洲即面對了 炎熱干旱天氣，新能源出力不足，同時化石能源運輸亦受阻。 國內能源結構存在局部錯配。2022 年 8 月，川渝地區限電引發關注，該地區具 有豐富的水力資源而煤炭資源匱乏，能源結構中水電占比明顯偏高。2021 年四川發 電結構中，水電占比 81.6%，遠高于全國平均 16.0%，火電占比 15.3%，遠低于全國 平均 67.4%。在極端干旱與高溫天氣下，社會用電需求激增，而水電站來水匱乏，火 電占比不足，無法彌補缺口，從而導致了用電危機。中國預計將于 2060 年實現碳中 和目標，屆時非化石能源占比約為 80%，化石能源占比約為 20%，四川目前的能源 結構或是 2060 年中國碳中和的縮影，非化石能源占比提升將會帶來能源結構的不穩 定性。 俄烏沖突加速能源危機的發生。俄烏沖突導致歐盟與俄羅斯之間政治與軍事對 立，雙方對化石能源發起了制裁與反制裁，導致煤油氣的供需基本面嚴重失衡。根 據 BP 數據，2021 年，俄羅斯為僅次于沙特阿拉伯的第二大原油出口國，第一大管 道氣出口國以及第三大煤炭出口國，俄羅斯是能源大國，在全球能源供給中具有重 要地位。俄烏沖突限制了俄羅斯能源對歐洲的出口，歐洲能源供應嚴重短缺，能源 危機被進一步放大。 2.1、 海外：供需失衡及替代性需求提升，海外煤價大幅上漲 2.1.1、 供給端：煤炭新增產能有限，俄烏沖突加劇供應短缺 長期低資本開支，煤炭新增產能增速下滑。2015 年以來，全球范圍內化石能源 資本開支增速下行趨勢明顯，IEA 預計 2022 年全球化石能源資本開支為 8340 億美 元，同比增速僅 7%，仍未回到疫情前水平（2019 年），相較于 2015 年過萬億的水平 更是有明顯的降幅。根據 IEA 對海外主要煤礦項目梳理，預計 2022-2025 年新建煤 礦投產產能分別為 4100、7390、4535、6460 萬噸，相較于 2021 年的 1.44 億噸有明 顯回落。 俄煤遭受歐盟禁令，加劇全球煤炭供應短缺局面。俄烏沖突發生之后，歐美對 俄羅斯采取多輪制裁，其中包括對俄能源的制裁。2022 年 8 月 11 日，歐盟禁止進口 俄羅斯煤炭的法案正式實施，此舉將直接影響全球煤炭供給。2021 年歐盟進口煤炭 約 1.1 億噸，其中約 5100 萬噸進口自俄羅斯。俄羅斯出口至歐洲的煤炭大部分產自 俄羅斯最西部且靠近烏克蘭的頓涅茨煤田，因運距問題短期內很難找到替代國，這 部分煤炭供給預計在全球供給中消失。因歐盟禁令，預計 2023 年將減少 5000-6000 萬噸。 2.1.2、 需求端：歐盟另辟傳統能源渠道，加速抬升煤炭需求 另辟煤炭需求將加劇市場搶購，油氣替代性需求轉向煤炭。天然氣：北溪 1 號 和 2 號管道被被炸以后，天然氣供應將大幅下滑，預計 2023 年供給減少 61.1 十億立 方米，我們測算預計 2023 年將新增煤炭需求 6600 萬噸。原油： 2022 年 6 月，歐盟 公布對俄羅斯第六輪制裁措施包括部分石油禁運，制裁措施立即生效，到 2022年底， 歐盟從俄羅斯進口的石油將減少 90%。2021 年，歐洲發電結構中，原油發電 47.9TWh， 占比 1.2%，我們預計部分燃油發電的燃料需求也將轉向煤炭，假設燃油發電全部轉 為燃煤發電，則 2023 年歐洲新增煤炭需求為 1890 萬噸。歐洲重啟燃煤發電廠進一 步增加海外煤炭需求。歐盟禁止俄煤后的供給缺口，將轉向其他產煤大國尋求供應， 比如澳洲、印尼、美國、哥倫比亞等。短時間內這些產煤國也難有新增供應滿足歐 盟的需求，且多數訂單已被長期客戶簽訂，搶煤現象已經出現。 2.1.3、 海外煤價：供需失衡及替代性需求將推升煤價 供需失衡致煤價大漲。歐盟的能源禁令已產生效果，在全球新增供應不足情況 下，搶購現象已讓煤炭價格出現大上漲，尤其是歐洲煤炭，歐洲 ARA 動力煤現貨價格 11 月 18 日報價 325 美元/噸，相較于 2 月 24 日俄烏沖突發生時價格上漲 66.7%。 替代性需求加速煤價上漲。“油氣煤”歷史價格表現為正相關，背后存在著熱值 性價比導致的能源替代，根據 IEA 數據，美國發電結構與天然氣價格有較高的聯動 性，當天然氣價格高漲時，天然氣的熱值性價比下降，燃煤發電占比也會大幅提升。 此外，對于歐盟來講，除了熱值性價比的考慮，因其發電嚴重依賴俄羅斯天然氣， 如切斷俄氣，發電也將轉而尋求更多的煤炭。 2.2、 國內：煤炭基本面維持緊平衡，動力煤仍具向上動能 2.2.1、 供給端：國內新增產能是主要制約因素，且受安監疫情影響 新批產能有限，且短時無法貢獻產量。新建礦是增加供應的最主要形式。2020 年煤價處在發改委的政策管控區間，煤炭供需基本平衡，政策層面對于新增煤礦項 目持謹慎態度，新批建煤礦項目大幅減少；2021 年提出碳中和政策，煤企面對 2030 年的碳達峰目標，投建新礦井的意愿明顯減弱，資本開支主要用于礦井的維護以及 機械化、智能化的更新替代；此外，新礦從建設到投產基本為 3 年左右，短期無法 供應更多產量。2020 年以來更多批復產能位于新疆，新疆煤炭大多就地消化，對內 地煤炭供需影響不大。 核增產能增量有限，且同樣需要時間。核增產能是增加供應的一種輔助形式， 可以通過兩種方式：一是對之前已生產但證照不全的產能進行核增，可立刻釋放產 量；二是對原有礦進行改擴建或技改，但釋放產量仍需要一定時間。2021 年四季度 的保供基本以第一種方式為主，合計增加產能約 2.2 億噸，但此類核增基本已是最大 限度的挖潛，后續繼續核增將以第二種方式為主。2022 年以來發改委多次提到全國 要增加產能 3 億噸，但投產時間尚不確定，今年以來并未見新產能釋放。 2022 年安監及疫情，產能釋放受約束。2022 年安全事故時有發生，且 9 月以來 疫情多點擴散，煤炭的運輸和生產也都受到了嚴重影響，當前開工率仍處于全年低 位。 2.2.2、 進口煤：大幅下滑且挑戰持續，熱值下滑明顯 年初以來進口大幅縮量。2022 年 1-10 月進口煤累計同比下降 10.5%，進口大幅 下滑。主要原因：一是歐盟對俄煤禁令，導致搶購煤炭現象加劇；二是海內外煤價 倒掛，導致沿海終端用戶采購意愿不強。 進口褐煤占比大幅提升。截至 2022 年 10 月，進口煤中褐煤占比為 44.7%，2021 年同期僅為 37.6%。考慮到進口煤熱值的下降，且數量同比下滑，進口端收縮對沿海 電廠煤炭供應的實際影響更大。 俄煤受制運力增量有限。2021 年從俄羅斯進口煤炭 5500 萬噸，其中動力煤 3300 萬噸。2022 年 1-10 月俄羅斯動力煤進口量 2089.1 萬噸，同比下滑 24.8%，未來增量 受制于運力及結算等相關問題。 2.2.3、 需求端：供暖季&穩增長提升短期需求，火電裝機&新興產業貢獻增量需求 供暖旺季抬升需求，冬儲有望持續。立冬已至，全國陸續進入供暖季，11 月份 全國有望實現全面供暖，當前電煤日耗水平已觸底反彈，后續有望持續走高。從當 前全球面臨的能源危機而言，目前最穩妥的策略即是加大冬季的庫存儲備，冬儲有 望進一步提升需求。 穩增長政策有望加速落實。2022 年 11 月 11 日，國務院發布進一步優化疫情防控措施的通知，強調要科學精準做好疫情防 控各項工作，最大限度減少疫情對經濟社會發展的影響。此外，在全球面對通脹壓 力且經濟放緩的背景下，我國仍有充足的穩增長工具來保持經濟運行在合理區間。 新增火電裝機支撐動力煤需求增長。受極端天氣影響，新能源發電穩定性不足， 火電成為兜底能源安全的最終屏障。2022 年 8 月底，國家給各省的新增煤電規劃建 設項目指標下達，煤電項目開始扎堆核準，其中廣東省發改委連續核準 7 臺煤電機 組（合計 6.7GW），并且根據國家要求，這些機組必須在 9 月底之前開工，2024 年 底前投運。今年川渝限電已經暴露出新能源在快速發展過程中的種種問題，預計未 來火電裝機仍將平穩增長，從而提升對煤炭的需求量。 新興產業快速發展有望接力增長。2022 年 1-10 月全社會用電量 7.18 萬億千瓦 時，同比+4.0%。其中第二產業用電 4.71 萬億千瓦時，同比+1.7%；第三產業用電 1.25萬億千瓦時，同比+4.2%；居民用電 1.12 萬億千瓦時，同比增長 12.6%。 2.2.4、 煤價判斷：動力煤價格實行雙軌制，長協維持高位&非電煤仍具彈性 預計 2023 年供需仍有缺口，動力煤仍有向上動能。基于供需基本面關鍵假設， 我們對 2023 年煤炭供需平衡進行測算，預計 2023 年全煤炭口徑或存在 7000 萬噸供 給缺口，而動力煤口徑或存在 5000萬噸供給缺口，煤炭基本面仍將表現為供不應求， 煤炭價格仍有向上的動能，電煤有政策約束會貼近管控上限，非電煤仍具有向上彈 性。 電煤年度長協價格有望高位運行。2022 年新版年度長協定價機制實行，動力煤 中長期交易價格（年度長協）合理區間為 570—770 元，基準價為 675 元。在發改委 大力推動下，電煤年度長協的實際比例已經大幅上調。2022 年 11 月年度長協價格上 調 9 元至 728 元/噸，再次體現出了與市場價格的聯動。此外，10 月底發改委下發文 件確定了 2023 年的年度長協基準價維持不變，仍為 675 元/噸，間接表明 2023 年價 格仍將保持高位。 電煤現貨限價 1.5 倍年度長協。2022 年國家發改委以文件的形式對電煤現貨進 行價格管控，價格上限為不超過年度長協的 1.5 倍，即港口不超過 1155 元/噸，此外 對主要產煤省份的坑口現貨售價也明確了價格上限。 非電用煤仍具有一定價格彈性。對于水泥、化工、冶金等用煤，發改委文件也 明確了其在一定程度上不受限價管控。當前港口價格遠超 1155 元/噸，更多體現出的 是非電煤的價格彈性。 3.1、 國內煉焦煤供給無明顯增量 未來煉焦煤新增產能非常有限。一是煉焦煤主要用于“煤焦鋼”產業鏈，成本 可以向下游傳導，政策層面對煉焦煤供給沒有太多的支持傾向，自 2019 年以來能源 局和發改委幾乎沒有批復過新產能，且煤炭保供核增等也只作用于動力煤，政策層 面對煉焦煤新批產能支撐較少；二是煉焦煤資源相對稀缺，且由于煤化程度和地質 等原因，礦井多為埋藏較深的井工礦，新資源較少，國內優質煉焦煤資源相對稀缺； 三是在碳中和大背景下，煤企對井工礦新投產意愿較弱。由于煉焦煤開采礦井深， 投資額相對較大，建設時間長，在碳中和政策穩妥推進，煤企對新建煉焦煤礦井亦 持謹慎態度。 未來煉焦煤可能存在減量。一是動力煤供給緊張時，為了動力煤保供，煉焦煤 企業受到政策的指導會降低洗選率，從而多產動力煤少產煉焦精煤；二是煉焦煤因 為煤質好埋藏深，更容易出現安全隱患，各地仍在對高危、沖擊地壓煤礦進行淘汰 關停的現象，如山東省要求省內涉及到千米以下采面的相關礦井全部暫停生產；三 是部分煤礦資源已經枯竭，煤炭生產存在接續難題，出煤量逐漸減少。 產量增速明顯低于動力煤。2021 年國內煉焦煤產量 4.9 億噸，同比+1.0%（同期 動力煤+6.9%）；2022年1-9月，煉焦煤產量3.7億噸，同比+2.4%（同期動力煤+12.3%）。 能源緊缺背景下，保供政策主要針對具有能源屬性的動力煤，具有原料屬性的煉焦 煤增量并不明顯。 3.2、 煉焦煤進口仍面臨挑戰 澳煤被禁缺口難以完全彌補，量仍下滑。2016-2020 年，澳煤被禁前，澳洲煉焦 煤進口量占我國煉焦煤總進口量均在 40%以上。2020 年 10 月澳煤被禁后，2021 年 我國煉焦煤總進口量同比下降 24.7%。2022 年隨著蒙煤和俄煤進口量增加，煉焦煤 進口有所恢復，1-10 月我國進口蒙古煉焦煤 1914 萬噸，俄羅斯煉焦煤 1731 萬噸， 蒙、俄煉焦煤占我國煉焦煤進口總量的 70.5%。1-10 月我國煉焦煤累計進口量 5168 萬噸，同比+31.1%，但與 2020 年相比，仍下跌 20.9%，蒙、俄煉焦煤雖彌補部分澳 煤缺口，但煉焦煤進口總量仍下滑。即使澳煤再度放開，我們預計也難對中國市場 造成影響，主要原因為：一是中國煤炭進口有仍有配額限制；二是中國禁止澳煤后， 澳洲煤炭主要出口到印度、日韓以及歐洲，已形成穩定的銷售渠道，我們預計澳洲 沒有更多煤炭供給到中國；三是澳洲高卡煤炭價格明顯高于國內價格，日韓、歐洲 對澳洲煤炭的采購價格亦高于國內，澳洲煤炭在國內并不具有明顯的價格優勢。 蒙煤單月進口量高位回調，未來增量有限。隨著疫情影響減弱，2022 年蒙煤通 關量呈現逐漸恢復態勢，甘其毛都口岸 10 月日均通關已達 617 車高位。2022 年 9 月，塔礦-嘎順蘇海圖鐵路通車，但嘎順蘇海圖口岸與中方甘其毛都口岸仍有最后 10 公里需要買方通過公路運輸進行短倒，同時，蒙古國的寬軌鐵軌與中國標準鐵軌的 軌距不一致，即使鐵路完全連通，貨物在兩國邊境仍需進行換裝，鐵路通車后帶來 的煤炭增量非常有限。9 月蒙煤單月進口已達高位，10 月我國蒙煤進口量 279 萬噸， 環比-13.0%，未來鐵路運輸帶來的增量不宜期待過高，未來蒙煤通關量難有大幅提 高。 俄煤進口大幅提升后，已遇運力瓶頸。歐盟禁運俄煤后，俄煤出口中國煉焦煤 持續增加，10 月中國進口俄羅斯煉焦煤 243 萬噸，環比-0.8%，進口俄羅斯煤炭總量 610 萬噸，環比-0.9%。9 月以來，俄羅斯鐵路運輸出現擁堵，大量運煤車滯留鐵軌， 受制于俄羅斯遠東地區鐵路運力和相對落后的基礎設施，9 月-10 月，俄羅斯出口中 國的煤炭總量環比均出現下滑。由于俄東部地區運輸基礎設施相對落后，以及海運 船只等問題，預計俄煤進口量已達高位，難再有提升空間。 3.3、 煉焦煤需求有望受地產等穩增長政策催化 煉焦煤短期需求回落等待政策催化。近期焦煤終端需求較弱，鋼廠盈利不佳， 焦化廠和鋼廠開工率都有所回落，下游鋼鐵價格下降倒逼煉焦煤價格下調，短期煉 焦煤需求仍有待提振。但 2022 年地產穩增長政策頻出，煉焦煤需求預期有望改善。 此外鋼廠及焦化廠的煉焦煤庫存處于歷史低位，需求預期改善與補庫需求有望對煉 焦煤價格形成支撐，穩增長政策有望逐步落地，從而催化煉焦煤需求。 房地產仍是穩增長的重要選項。9 月 30 日央行、 財政部出臺多項穩地產政策，包括居民換購住房可享受個人所得稅退稅、下調首套 房公積金貸款利率等。11 月以來，房地產利好政策密集出臺，遏制房地產風險進一 步暴露，穩步推進保交樓工作。11 月 1 日，中債增進公司推進十余家房企的增信發 債，涉及金額約 200 億元。11 月 8 日，由人民銀行再貸款提供資金支持，委托專業 機構按照市場化、法治化原則，通過擔保增信、創設信用風險緩釋憑證、直接購買 債券等方式，支持房地產民營企業發債融資，預計可支持規模約 2500 億元，后續可 視情況進一步擴容。11 月 11 日央行和銀保監會對房地產的融資及“保交樓”金融服 務再次做了部署，發布《關于做好當前金融支持房地產市場平穩健康發展工作的通 知》，被稱為“金融支持房地產 16 條”，首次就房地產金融問題出臺專門性文件。11 月 28 日，中國證監會恢復涉房上市公司并購重組及配套融資；恢復上市房企和涉房 上市公司再融資；調整完善房地產企業境外市場上市政策，與境內 A 股政策保持一 致；進一步發揮 REITs 盤活房企存量資產作用；積極發揮私募股權投資基金作用。 政策組合拳從房企信貸、債券、股權三個融資渠道著手，房地產企業融資“三支箭” 齊發，房地產支持政策力度加大，地產仍是穩增長的重要選項，房地產投資有望筑 底回升。 基建投資增速有望維持較高水平。基建仍是穩增長的重要抓手，政府多次強調 全面加強基礎設施建設，基建投資增速一直維持較高水平。 9 月 7 日，國務院常務 會議指出，基礎設施投資空間大，要繼續用好專項債補短板，依法盤活地方 2019 年以來結存的 5000 多億元專項債限額。2022 年以來國務院已多次召開會議強調基礎設 施建設對拉動經濟建設的重大作用，為落實政策要求， 7700 億基建項目獲批或即將 開工。2022 年 1-9 月，累計使用地方政府專項債 3.51 萬億元，其中 2.29 億元專項債 應用于基建領域，占使用總額的 65.2%。地方政府專項債券發行后，財政部門將債券 募集資金撥付至項目單位，項目單位施工形成實物工作量，因此從基建投資到實物 工作量落地存在時滯性，而基建投資對上游需求的拉動主要體現在實物工作量中， 基建實物工作量落地存在時滯，基建投資對需求的拉動作用有望延續。 3.4、 煤價判斷：需求預期改善，煤價有望再度走強 2023 年供需緊平衡，價格有望再度走強。考慮到地產需求改善預期，我們預計 2023 年煉焦煤需求同比增長 5%，而國內煉焦煤產量幾乎無明顯增量，煉焦煤進口量 預計仍有增長，經供需平衡測算，2023 年全年煉焦煤仍存 2000 萬噸缺口，基本面或 整體表現為供需緊平衡，隨著政策落地，煤焦鋼產業鏈向上游傳導，煉焦煤價格有 望再度走強。 四季度無需悲觀，需求預期改善煤價有望修復。政策利好持續發力，需求存在 修復預期，一攬子政策逐漸落地，若地產投資需求改善，基建投資需求持續發力， 四季度煤焦鋼產業鏈環比有望改善，需求預期改善帶來價格修復。在當前需求較弱 情況下，煉焦煤價格有所回調，但價格中樞依然維持高位，2022 年 1-11 月，京唐港 煉焦煤均價 2852 元/噸，相比 2018-2021 年已經大幅上調。同時，海外煉焦已觸底反 彈，煉焦煤當前需求已處最悲觀階段，四季度需求環比有望改善，需求預期改善煤 價有望修復。 4.1、 積極穩妥推進碳中和，新建產能意愿受約束 碳中和政策方向不變。 2021 年 10 月，《關于完整準確全面貫徹新發展理 念做好碳達峰碳中和工作的意見》、《2030 年前碳達峰行動方案》兩份綱領文件發布， 文件明確了“十四五”時期將嚴控煤炭消費增長，“十五五”期間將逐步減少煤炭消 費，2025 年非化石能源消費比重預計將達到 20%左右，2030 年非化石能源消費比重 預計達到 25%左右，2060 年非化石能源消費比重預計達到 80%以上。我們測算，煤 炭預計于 2025 年-2030 前后觸及需求天花板，峰值煤炭消費量或約為 29.4 億噸標準 煤，雙碳政策限制未來煤炭消費預期。 煤企新建產能意愿明顯減弱。碳達峰、碳中和已成行業共識，遠期煤炭需求的 大幅下降必將對現在煤企新建產能產生負面影響。一般煤礦開采期限為 50 年以上， 新建礦井達產后將很快迎來“碳達峰”，可以預計在“碳達峰”后煤炭消費量將逐漸 下滑，投資新礦或已達不到煤企設計的開采年限，新建煤礦已不是煤企的最優選擇。 2020 年以來，我國新批煤炭產能數量明顯減少，煤企新建產能意愿亦大幅減弱，煤 企更愿意將資金投入新能源、新材料等成長性領域，煤企能源轉型大幕已經開啟。 預計未來新批產能依然受限。國家能源局明確力爭到 2025 年國內能源的年綜合 生產能力達到 46 億噸標準煤，2022 年約為 44.1 億噸，2023-2025 年復合增長率僅為 1.4%，由于我國油氣資源嚴重依賴進口，預計能源生產能力增量主要在于油氣，且 煤炭新建產能基本都需要產能置換，未來煤炭新建產能或將非常有限。 4.2、 高盈利下煤企能源轉型開啟第二成長曲線 煤企開啟高盈利，現金流充沛。2016 年以來，隨著煤炭行業供給側結構性改革， 煤炭行業盈利穩步提升。當前煤炭行業高景氣，碳中和政策帶來的供給約束以及俄 烏沖突下出現的全球能源緊張，煤炭供給有望持續偏緊，行業高盈利有望長時間持 續。2021 年，重點煤炭上市公司歸母凈利達 1600 億元，同比+75.6%，經營性現金 流量凈額 3575 億元，同比+72.8%，貨幣資金 4842 億元，同比+44.8%。2022 年前三 季度，重點煤炭上市公司歸母凈利 2058 億元，同比+71.3%，經營性現金流量凈額 3169 億元，同比+37.6%，貨幣資金 5954 億元，同比+38.0% 。由于煤企新建產能意 愿減弱，2021 年重點煤炭上市公司用于購建固定資產、無形資產和其他長期資產支 付的現金為 887 億元，同比僅增長 0.2%，經營活動產生的現金流入與投資活動產生 的現金流出，呈現明顯的背離，煤企現金流充沛。 能源轉型是煤企意愿與能力的匹配。煤炭行業景氣上行，煤企盈利穩步提升， 碳中和背景下，煤企煤炭主業資本開支意愿減弱，手握大量現金，行業高盈利持續 支撐傳統能源轉型，為確保未來市場地位與競爭優勢，能源轉型已成煤企共識。同 時，煤企能源轉型亦受到政策大力支持，能源轉型是大勢所趨，是煤企意愿與能力 的匹配。《“十四五”現代能源體系規劃》、《“十四五”可再生能源發展規劃》明確要 加快推動能源綠色低碳轉型，大力發展風電、光伏、水電、生物質等可再生能源，提高可再生能源的存儲、消納和外送能力。傳統能源與新能源結合、傳統煤化工與 高端新材料結合成為煤企的主要轉型方向，煤企的轉型路徑與政策匹配，主要包括 風光綠電、儲能電池、氫能、高端新材料等。 4.3、 四種能源轉型路徑——綠電轉型或成主要途徑 能源轉型是“雙碳”目標的要求。推動能源結構調整與轉型、發展可再生能源 是實現“雙碳”目標的關鍵。我國具有“富煤貧油少氣”的資源稟賦，根據統計局 數據，2021 年我國煤炭消費占一次能源消費的 56%左右，同時煤炭也是能源消費碳 排放的主要來源，煤炭利用產生的二氧化碳排放量約占能源消費排放的 70%左右。 煤企將向零碳、低碳方向轉型，同時煤炭行業將推進煤炭的清潔高效利用，實現高 碳能源低碳化利用，從而如期實現碳達峰、碳中和目標。 四種能源轉型路徑。 （1）風光綠電。風光綠電轉型為運營型轉型路線，是煤企能源轉型的主要路徑之一，該路徑具有投資額較小、項目可分解、技術門檻相對較低、風險成本低等特 點。風光綠電建成期短并可分批建設，建成即能形成穩定的現金流。由于大部分煤 企具有坑口火電廠，煤炭下游客戶主要為電廠，煤企具有一定的電力運營能力，風 光綠電轉型具有明顯優勢，是煤企轉型初期的主要路徑。 （2）儲能電池。儲能電池轉型為技術型轉型路線，儲能技術目前尚處于發展初 期，具有前期投資額大、風險成本較高、建成周期較長、短期無收益、后期投資回 報率高等特點。由于煤企沒有儲能技術和管理經驗，通常需要與技術團隊合作，需 要持續的技術創新投入。 （3）氫能。灰氫（或副產氫）轉型一般需要煤化工或氣頭化工產業鏈，副產氫 綜合運用發展氫能產業鏈具有先發優勢和成本優勢。 （4）高端新材料。高端新材料轉型為化工產業鏈延伸路線，煤企需配備煤化工 產業鏈，具備煤化工運營能力，下游延伸發展高端新材料，從傳統能源企業向科技 型企業轉型。 低估值&高股息率，板塊有望整體提估值 高分紅成為趨勢。隨著煤價中樞抬高，且煤企未來沒有太多新建礦的資本開支， 越來越多的煤炭企業加入高分紅行列，并提高三年或五年的最低分紅承諾，如中國 神華 2022-2024 年度現金分紅比例由 2019-2021 年的不低于 50%提高至不低于 60%， 陜西煤業分紅比例承諾從不低于 40%提升到不低于 60%。高分紅致股息率高企，眾 多公司股息率在 10%以上，價值投資凸顯。 低估值安全邊際高。煤企未來伴隨著長期價格高位，盈利能力明顯增強。根據 對煤企 2022 年盈利預測，眾多公司估值僅為 4-5 倍，安全邊際高，且有望整體提估 值。 （本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。） 交易的道法術器：