1.行情回顾：煤价中枢下移，但底部确立，板块终迎估值修复

煤炭板块终迎重估。不同于 2021~2022 年（煤价大涨→煤企盈利暴增→股价跟随业绩上 涨），今年在煤价中枢下移，煤企盈利普遍下滑的背景下，煤炭板块表现依旧亮眼，中 国神华、山煤国际、潞安环能、恒源煤电等高股息标的纷纷再创新高。意味着市场逐步 认可煤价虽较 2021、2022 年中枢有所下移，但难以回到 2021 年前水平，认识到煤企高 利润的持续性，高股息的稳定性，之前被市场所“抛弃”的高股息、资源行业的优秀企 业，正逐步走上慢牛重估之路。

年初以来，煤炭板块与沪深 300 走势基本保持一致，直至 5 月中旬，受海外煤价下行 影响，国内煤价加速下跌，带动市场预期迅速恶化，煤炭板块也随之出现明显调整；8 月 下旬煤价淡季超预期上行，板块应声而涨，四季度以来煤炭价格整体延续高位：

第一阶段（年初至 5 月中）：双轨制延续，供应高位叠加进口增量下，煤炭市场迎 来高库存阶段，煤价中枢延续下行趋势，但二月中旬及假期前后，阶段性补库&供应 端扰动仍带来煤价短期高弹性上涨。煤炭板块亦随基本面变化调整，基金持仓持续 下降，3-4 月煤企陆续释放 2022 年业绩，部分超预期&高股息煤企获得机会，板块 整体维持震荡。

第二阶段（5 月中-7 月）：海外煤市风险释放&国内煤炭社库持续高位成绝对压力 &内需“不及预期”等多重利空因素加速煤价下行动力，煤炭板块随煤价同步调整， 悲观情绪释放。煤价快速下跌后出现止跌迹象，基本面压力暂时缓解。

第三阶段（7 月初-8 月末）：迎峰度夏旺季来临，但双轨制延续，供应高位叠加进 口增量下，煤炭市场迎来高库存阶段，煤价旺季不旺，小幅波动；煤炭板块亦随基 本面变化调整，板块整体维持震荡。

第四阶段（9 月）：受国内产量持续扰动，叠加需求端电厂淡季未按预期去库，非 电煤需求持续向好，淡季煤价超预期上行，逼近千元；煤炭板块亦随基本面变化调 整，叠加部分煤企年中报业绩超预期，煤炭板块逆势走强，除了业绩加持煤炭股行 情，我们一直强调本轮煤炭板块表现突出，其核心原因在于“淡季煤价底部远高于 市场预期，而非对煤价的大涨预期”，高股息资产价值待重估。

第五阶段（10 月以来）：国内产量继续增量空间现瓶颈，进口环增压力退却，下游 需求逐渐从工业转向传统电煤旺季，在电厂高库存压力下，煤价整体延续高位震荡。

2023 年初至 12 月 18 日，沪深 300 指数下跌 14.37%，中信煤炭指数上涨 12.1%，跑 赢沪深 300 指数 26.44 个百分点，位居 29 个行业涨跌幅榜第 3 位。个股方面，2023 全 年，煤炭板块 21 家上市公司中 17 家上涨，4 家下跌。 涨幅前五：恒源煤电、潞安环能、山煤国际、淮北矿业、冀中能源，涨幅分别为 78.43%、 57.03%、42.05%、39.85%、29.37%。 跌幅前四：广汇能源、永泰能源、山西焦煤、华阳股份，跌幅分别为-13.18%、-10.46%、 -3.14%、-0.74%。

2.市场总结：两个预期差、一个新现象、二个慢慢形成的共识

2.1.预期差一：进口超预期

全年进口同比或多增 1.7 亿吨，超预期。2023 年 1-11 月我国累计进口原煤 4.3 亿吨， 同比增长 62.8%，其中 1-10 月动力煤累计进口 2.87 亿吨，同比增长 69.9%；炼焦煤累 计进口 0.81 亿吨，同比增长 57.1%。我们预计全年进口总量或增至 4.6 亿吨，相较于 2022 年的 2.9 亿吨以及历史最高水平 2021 年的 3.2 亿吨大幅增长，远超预期。

2.2.预期差二：疫后强复苏未能兑现

国内煤炭需求（尤其非电）不及预期是煤价不及预期的重要原因。2023 年 1-10 月，煤 炭需求不及预期面临两个方面，一是宏观经济“内循环”动能不足，煤炭作为典型顺周 期行业，需求与经济增速高度相关；二是房地产、基建、化工等煤炭直接终端行业发展 不及预期。

宏观经济方面，从投资来看，1-11 月固定资产投资增速累计同比上涨 2.9%，在楼市需 求转弱背景下，地产开工和施工延续走弱，地产投资整体下滑，1-11 月房地产投资累计 同比下跌 9.4%，基建和制造业投资也分别在地方债融资节奏放缓和经济“内循环”动 能偏弱的影响下力度减弱。

微观层面，除火电外，非电行业需求均不及预期。2023 年 1~10 月，火电发电量累 计同比+4.7%；生铁产量累计同比+1.8%；水泥产量累计同比-3.5%；玻璃产量累 计同比-6.4%。

2.3.新现象：“双轨制”下定价权逐步转向非电需求

非电需求逐渐成为决定市场煤价的核心因素。随着 2022 年上半年发改委对电煤长协的 签订数量、定制机制、价格运行区间均做出明确规定。在 2023 年电煤中长期合同签订履 约工作方案中提出“发电企业合理确定国内用煤需求并全部签订中长期合同，原则上最 高可按 2022 年国内耗煤量（总耗煤量扣除进口煤使用量）的 105%组织衔接资源”。虽 然电煤消费占据动煤总消费的绝对大头，但由于电煤长协的全覆盖，导致电煤与现货市 场基本脱钩，对现货煤价的影响大幅弱化，定价权逐步向非电需求转移。 非电用煤主要是指建材、化工用煤，其需求旺季与电煤市场相左，主要为“金三银四”、 “金九银十”，所以我们发现 2022 年、2023 年动力煤长协新规陆续框定后，传统动力 煤“迎峰度夏”、“迎峰度冬”的季节性旺季已明显弱化，相较之下在“金九银十”时 期，煤价开启超预期上涨，即所谓“淡季不淡、旺季不旺”。

2023 年 9 月，因海外油价持续上行叠加开工旺季等原因，煤化工开工率集中走强， 9 月甲醇平均开工率 74.75%，环比 8 月+1.4%，同比+3.7%，同时，市场煤价格 9 月淡季不淡超预期，月平均价格 923 元/吨，环比增长 94 元/吨，除了考虑到长协高 度履约带来的电厂淡季未主动去库的加持外，可见市场煤价格与甲醇开工率和化工 行业耗煤高度相关（长协煤更多在限价范围内波动），非电煤需求成为市场价格的 边际“定价锚”。

2.4.慢慢形成的共识一：煤炭产量愈加刚性

产量增速已明显放缓，未来进一步增产空间。2023 年 1~11 月，我国煤炭累计产量 42.4 亿吨，同比增长+2.9%，较 2022 年增速大幅放缓。且自 2023 年下半年起，产量增速明 显放缓。在存量煤矿增产潜力释放殆尽的背景下，后续产量增量多源自新建矿井投产， 增产空间极其有限；此外，安全形势的骤然严峻，非主产区资源枯竭导致产量下滑不可 避免，均将限制未来产量增长。

存量煤矿增产潜力释放殆尽，产能利用率几乎已达极限。2021 年下半年开始，受煤价暴 涨影响，国家相关部门出台一系列煤矿增产保供稳价政策（涉及政策舆论引导、产能核 增、长协签订、限价等多个维度），力争煤炭产量快速释放。其结果表现为，新疆、山 西、内蒙及陕西为主要增产保供省份，协同贵州、云南、宁夏、黑龙江等其他省份，2022 年新增煤炭产能 3.01 亿吨，其中核增产能 1.49 亿吨/年，新投矿井产能 1.52 亿吨/年。 在 2022 年存量矿井超强度核增的条件下，表外产能基本回归表内，产能利用率几乎已 达极限产能利用率达到 92.0%高位。

事故频发，安全形势骤然严峻。我国煤炭行业百万吨死亡率自 2010 年以来呈现连续多 年下降趋势，但 2022 年首现抬头（反弹至 0.054，同比+22.7%），我们认为或与长时 间高强度保供有关，能源安全是首要任务，安全形势的恶化或会导致主产区煤矿生产安 监加剧，煤炭供给增量受限。此外，今年内蒙部分煤矿由于安全不达标，产能遭到核减。

资源枯竭不可避免，非主产区煤炭产量面临逐年下滑，且去产能工作仍在持续推进。非主产区（尤其在中东部地区），煤炭资源走向枯竭、安全隐患加重、开采成本增 加等困境，剩余储量不足以支撑煤矿现有产能的发挥和正常经营，部分煤矿面临关 停或产量衰减； 此外，早在 2019 年，国家发改委、财政部、自然资源部、生态环境部、国家能源 局、国家煤矿安监局六部门联合制定工作方案，引导资源条件差、竞争力弱、生态 影响大的 30 万吨/年以下煤矿主动退出。

2.5.慢慢形成的共识二：价格底部基本确立

正常通胀和税收的政策变化，吨煤成本增长是必然趋势。不考虑煤炭开采前期准备成本 （矿产资源税、采矿权、探矿权费用等），煤炭成本主要包括生产成本（材料费、人工 成本、动力成本、维检费、折旧摊销费等）以及其他成本（安全费、地质环境治理费、 土地复垦义务费等），近年来除了正常通胀水平带来的人工、材料费等增加，其他成本 增长也非常显著。 2018 年 1 月 1 日开始征收环保税，其中，涉及到煤炭企业有煤矸石 5 元/吨；尾矿 15 元/吨，煤炭行业作为“碳排放大户”还有大气污染物 1.2-12 元/污染物当量，水 污染物 1.4-14 元/污染物当量。 2022 年 6 月 13 日，财政部会同应急管理部对《企业安全生产费用提取和使用管理 办法》进行了修订，其中煤炭矿山包括“煤与瓦斯突出矿井、高瓦斯矿井安全费 30 元/吨。

国内煤炭集团（企业）吨煤完全成本增长显著，经过我们的测算，2022 年煤炭集团吨 煤成本预计提升至 500~550 元/吨。根据煤炭集团债券评级年报，2021 年山西焦煤集 团吨煤完全成本 472 元/吨，同比增长 13%；晋控煤业吨煤完全成本 459 元/吨，同比增 长 6%；晋控装备吨煤完全成本 434 元/吨，同比增长 22%；潞安化工吨煤完全成本 418 元/吨，同比增长 45%；山东能源集团吨煤完全成本 486 元/吨，同比增长 14%。虽然 2022 年各集团公司暂未披露详细的经营数据，但参考上市公司吨煤成本趋势（2022 年 上市样本煤企吨煤成本在 340-590 元/吨，平均增幅 13.7%），经过我们的测算，2022 年预计各煤炭集团吨煤完全成本将提升至 500~550 元/吨。

海外上市煤企吨煤成本增长显著，叠加铁路发运成本的上移，FOB 价格底部中枢已明显 提高。我们统计了十余家海外上市的煤炭企业吨煤成本，2022 年平均吨煤成本增长近 30%，其中，澳大利亚相关煤企/煤田成本增长较为显著，Newhope 2022 年吨煤成本增 长 80%约 550 元/吨，嘉能可 2022 年吨煤成本增长 46%约 835 元/吨；印尼 Bukit Asam 吨煤开采成本已增长至约 425 元/吨。

主要煤炭出口国同样面临铁路发运至出口港瓶颈/成本上移现状。分析全球煤炭的成本 底部，除了关注海外煤企的开采成本，也要关注其出口国内贸运输成本，因为全球煤炭 进出口主要依靠海运，港口煤炭出口最低价格或是全球煤炭价格的最左侧。

印尼：交通基建薄弱、物流成本高企。印尼物流成本占 GDP 比重约 20%高位，仅 1%为铁路运输，这或将导致印尼很多低成本、新建小煤田因铁路设施不完善，无法 出口。

俄罗斯：铁路货运将提价已成趋势。2021 年末，俄罗斯联邦政府就批准了俄罗斯铁 路的 2022-2024 年投资计划。为应对因通胀和工业原料价格上涨而带来的投资赤字， 2022 年铁路货运将提价 6%，之后两年再分别提高 6.6%和 6.1%；2022 年 5 月末， 联邦政府发布补充政策“自 6 月 1 日起，俄罗斯铁路运费将在现有的基础上提高 11%，境内食品运输、矿物建筑产品和进口消费品除外。其次，暂停对出口硬煤的 降价运输申请，暂停期为 3 个月，根据运输距离的不同，联邦政府可能会增加 3 个 月的暂停期。”俄乌战争之后，俄罗斯西海岸煤炭出口受限，同时日益趋严货运成 本也将使得俄煤出口价格增加，这或将导致俄煤失去欧洲市场后转口东南亚地区并 不顺利。

南非：暴乱、老旧等长期困扰南非铁路运营效率。近年来，南非国有港口和货运铁 路公司 Transnet 的运营受到机车利用率低的影响，2022 年其货运量为 1.73 亿吨， 而 2018 年为 2.26 亿吨。同时，南非国内治安也非常影响铁路效率，如 2021 年 1- 10 月平均每个月，铁路公司都遭到 600 起盗窃或者破坏事件；2023 年 3 月，南非 罢工和全国性暴乱持续，破坏了交通枢纽甚至铁轨，铁路运输效率低下。这或将导 致南非煤炭出口成本因铁路费用高企，同时突发的罢工&暴乱等事件也会使得其出 口短期大幅减少。

疆煤对煤价高度敏感，港口煤价跌破 800 元/吨，疆煤外运经济型受到极大挑战。疆煤 受限于运输距离远，在港口价格较高时，有机会补充北港动力煤资源，作为供应的“调 节剂”，2023 年 5 月后随着煤价的快速下行，疆煤外运缩量，新疆煤炭月产量下降， 2022 年 12 月达到最高月产量 4,134 万吨，至 2023 年 6 月月产量已下滑到 2,898 万吨。

港口市场煤（5500K）价格跌破 680 元/吨，将低于长协指数价格，这或是煤价的 “长协底”。根据长协煤价格计算公式“长协价 =675*1/2+1/2*[1/3*NCEI+1/3*CCTD+1/3*BSPI]”，其中 NCEI、CCTD、BSPI 三个 指数均与市场煤、上期长协煤价格相关，并为了平滑市场价格波动，三个指数市场煤价 格占比均较小，同时随着价格持续下跌，单位市场煤价波动带动长协煤价格调整比例愈 小。即长协价格公式的三个指数与长协价格呈自相关性，并逐渐收敛。

综上，我们认为港口煤价在 700~750 元/吨左右具有强支撑，若无黑天鹅事件发生， 将难以有效跌破。 山西产地煤炭生产成本约 500~550 元/吨，预估山西至秦皇岛运费约 200 元/吨左 右，国内煤炭生产成本底部对港口煤价支撑约 700~750 元/吨； 根据海外煤企财报，澳大利亚煤炭开采成本约 550 元/吨，不考虑出口港及运输成 本，加上增值税和海运成本到港最低约 750 元/吨；印尼中低卡煤炭开采成本约 425 元/吨，折算 5500 卡约 520 元/吨，不考虑出口港及运输成本，加上增值税和海运 成本及卡数折算到港最低约 680 元/吨。 当港口市场价格跌破 680 元/吨，预计现货价格或低于长协，现货、长协倒挂或影响 电力企业长协履约，进一步导致煤企销售受阻，考虑到上游煤矿堆存能力有限，或 倒闭煤企被动减产。

3.未来进口难有增量

欧洲 2023 年“超卖”、印尼出口超预期叠加全球经济增速放缓，海外煤炭市场疲弱， 同时在中国煤炭市场贸易自由流动的催化下，国内进口远超预期。展望 2024 年，我们 预计印尼、蒙古、俄罗斯等主要出口国产量、出口增量难现，同时澳大利亚、南非等国 出口或因罢工、运输等扰动，以及在印度等国煤炭高需求增速加持下，海外煤炭市场有 望强势运行，进口利润较难持续走扩，预计国内进口再难增长。

3.1.海外煤价回顾

年初至今，海外煤市价格主要分为两个阶段： 第一阶段（年初至 8 月）：俄乌战争带来的“超买”市场，叠加需求疲软，5 月淡 季阶段欧洲高库存负反馈爆发，全球动力煤价格中枢快速回落； 第二阶段（8 月-10 月）：国际高卡煤市场底部反弹，带动全球煤市阶段性回暖， 其主要原因来自于供应端扰动（南非运输和罢工问题、印尼 RKAB 手续问题等）， 以及同样在供应扰动下欧洲天然气价格阶段性上行，全球能源价格共振局面呈现。

3.2.海外供应增速放缓，非亚太地区面临巨大下滑压力

全球资本开支：不足以结束能源价格高企的局面。 2023 年，世界能源投资预期将达到 2.8 万亿美元，但主要来自电力部门（主要是可 再生能源和电网，以及终端使用效率方面）；根据 IEA 数据，全球煤炭投资在 2022 年增加到 1350 亿美元，比 2021 年增长了 20%，主要来自中国和印度； 2022 年大部分煤炭投资用于维持现有矿山的产量，较小部分用于扩大产能。很多国 家煤炭新增产能的释放受到了气候变化治理、环境治理、企业责任、许可证缓慢的 限制； 欧洲在内的其他市场正在使用更多的煤炭，但不一定会增加对煤炭供应的投资，在 许多情况下，日益严格的金融和监管环境限制了煤炭供应。

2022 年煤炭价格上涨，是否会引发煤炭行业的新一轮投资浪潮？回溯历史，价格可以 刺激对现有产能的投资，但目前出现了一些不匹配的情况： 金融和监管环境对煤炭资本开支限制增大； 煤企目前更青睐用高利润减少债务，矿山运营费用占 EBITDA 的百分比很高，故煤 企目前较少有动力追求经济寿命超过当前高价格周期的新项目； 碳中和等政策远期对煤炭需求达峰的约束限制了目前高价格下从长期投资角度增 量的布局。

受制于资本开支不足，全球煤炭产量增速放缓，尤其非亚太地区面临巨大下滑压力。 全球煤炭产量从占比来看主要集中在中国，2023 年前三季度中国原煤产量累计增 速放缓至同比+3.0%，也一致平滑了全球煤炭生产增速，此外除了中国很多国家煤 炭产量增速出现负增长。 2023 年 1-9 月，美国原煤产量 4.0 亿吨，同比-1.3%；德国原煤产量 7448 万 吨，同比-23.0%；波兰原煤产量 6427 万吨，同比-20.6%；哈萨克斯坦原煤产 量 8482 万吨，同比-1.9%；2023 年上半年澳大利亚原煤产量 2.57 亿吨，同比 -2.0%。 2023 年 1-9 月，部分煤炭出口国及主产国因需求增长产量增幅集中。印度原煤 累计产量 7.44 亿吨，同比+10.3%；印度尼西亚原煤累计产量 5.14 亿吨，同比 +14.0%；蒙古国原煤累计产量 5553 万吨，同比+172.9%；俄罗斯原煤累计产 量 3.15 亿吨，同比+0.9%；1-7 月加拿大原煤累计产量 2837 万吨，同比+11.1%。

3.3.海运煤贸易量有望创历史新高，贸易流向有所变化

2023 年海运煤贸易量有望创历史最高水平，但贸易流向有所变化，欧盟、日韩等国需 求下滑，中国、越南增幅明显。

根据船舶发运数据，2023 年前三季度全球煤炭进口量同比+5.5%，但增量贡献主要 集中在中国（前三季度进口 3.5 亿吨，同比+73.1%）以及印度（1-8 月进口 1.6 亿 吨，同比+0.4%）和越南（前三季度进口 3777 万吨，同比+55.1%），日、韩及欧 洲煤炭需求减量明显，前三季度日本煤炭进口 1.26 亿吨，同比-9.1%、韩国煤炭进 口 9073 万吨，同比-5.2%，1-8 月德国累计进口煤炭 2271 万吨，同比-23.5%。日、 韩及欧洲煤炭主要采购澳大利亚、南非的高卡动力煤，需求的集中疲软是导致今年 高卡煤价大幅回调的主要原因。

从进口需求反观出口国别结构，动力煤主要出口国，印度尼西亚增量依旧（前三季 度累计出口 3.76 亿吨，同比+10.1%），南非增量有限（前三季度累计出口 5514 万 吨，同比+2.2%）、澳大利亚 1-9 月船舶发运数据累计出口 2.5 亿吨，同比+3.3%）， 但增量预期主要在炼焦煤拉动而不是高卡动力煤，与澳大利亚具有相似炼焦煤出口 结构的美国增量也明显（1-8 月累计出口 5890 万吨，同比+14.1%），蒙古国受益 于中国通关效率的恢复前三季度煤炭累计出口 4892 万吨，同比+156.9%；俄罗斯 拓展煤炭东南亚市场，前三季度累计出口 16490 万吨，同比+7.1%。

3.4.主要国家煤炭供需展望

3.4.1.印度：拉动全球煤炭需求的新引擎

印度国内煤炭需求高速增长。印度煤炭资源主要为动力煤（储量占比约 90%），炼焦煤 （储量占比约 10%），较为稀缺，随着近年来印度经济高增速持续，印度煤炭需求增速 显著，2022-23 财年印度煤炭需求 12.04 亿吨，同比+8.4%，其中炼焦煤需求 9000 万 吨，同比+8.4%，CAGR2018-2022 高至 11.4%；动力煤需求 11.14 亿吨，同比+8.4%， CAGR2018-2022 为 4.5%。从原煤消费结构来看，电力行业用煤 7.86 亿吨，占比 89.6%。

焦煤进口表现尤其亮眼。2023-24 财年初至 9 月，根据印度煤炭部数据，累计进口煤炭 1.25 亿吨，同比-8.22%，如果以印度工商部年度口径来看，2023 年 1-9 月，印度煤炭 进口量累计为 1.8 亿吨，比上年同期仅下降 0.1%。从进口结构来看，2023-24 财年初至 9 月，印度累计进口动力煤 9272 万吨，同比-17.22%，其中 9 月单月动力煤进口表现突 出，进口量 1389 万吨，同比+15.0%；印度累计进口炼焦煤 3033 万吨，同比+8.14%。

印度煤炭进口仍将持续增长，焦煤更为明显。虽然印度政府计划到 2024-25 财年将煤炭 产量提高至 12.3 亿吨，以计划降低煤炭进口依赖度，但结合印度近年生产计划执行结果， 高度国企化煤炭行业推进印度生产标完成率约 9 成及以上，但很难足额完成生产目标。 且更值得注意的是，印度煤炭资源主要为动力煤，炼焦煤非常稀缺，随着印度经济发展 推升钢铁行业需求，以及主焦煤洗出率逐渐下降，印度焦煤进口未来将保持高速增长。 此外，以目前印度政府生产计划执行度、矿区拍卖进展等，叠加印度政府清洁能源发展 规划和投资近年来不及预期的进程看，印度动力煤需求及进口趋势预期仍将保持高位， 印度煤炭自主化进程或依旧任重道远。

3.4.2.印尼：产量增速放缓，出口或下滑

受益于中国煤炭进口需求，2023 年印尼煤炭市场整体供需景气。随着俄乌战争之后， 印尼出口价差逐渐捋顺，中国、印度对印尼煤进口需求表现亮眼，带动印尼产量、出口 超预期。

2023 年 1-9 月，印尼煤炭出口量累计为 3.76 亿吨，比上年同期增长增加 10.1%。 2023 年 1-8 月，印尼煤炭生产量累计为 5.14 亿吨，比上年同期增加 6300 万吨， 同比增长 14%。

预计 2023 年印尼煤炭出口将创历史新高，产量也将超计划目标预期。 出口增速是全球的近 2 倍。前三季度印尼出口煤炭增速 10.1%，全球增速仅 5.5%； 占比全球煤炭出口约 50%的份额。开普勒（Kpler）数据显示，今年 1-10 月，印度 尼西亚首次在全球动力煤出口中占比达到 50.2%，可见其煤炭出口（尤其动力煤） 已有一席之地，印尼煤炭出口市场份额增长的关键在于，与澳大利亚等竞争对手销 售的较高等级的煤炭相比，印尼出口的煤炭热值较低、价格也相对便宜； 从贸易流向来看，中国(包括香港)是印尼煤炭出口最大的目的地市场，1-10 月，中 国从印尼进口煤炭 1.825 亿吨，比 2022 年同期增长 33%，占印尼煤炭出口总量的 44.2%。印度是印度尼西亚煤炭出口的第二大买家，约占总量的 20%(前 10 个月 8200 万吨)；菲律宾是印尼第三大出口市场，占 7.2%的份额(3000 万吨)。

2023 全年产量预计增至 7.5 亿吨，但未来两年增幅有望放缓，甚至出口或会有边际减 量趋势。 从生产动力来看，2023 年，印尼政府设定了 6.95 亿吨产量目标，但以前八个月生 产情况看，全年产量有望远超生产计划。印尼露天矿较多，生产弹性有一定空间， 但印尼当局对于煤炭生产的目标，给印尼矿山每年公布的生产额度均有一定管控约束，叠加印尼近些年生产安全压力大，物流运输成本增长显著，在煤炭价格没有超 预期增厚矿山利润的条件下，印尼矿山持续保持高弹性生产意愿并不充沛； 从出口角度来看，煤炭价格和矿山利润也是直接因素，随着俄乌战争后全球煤炭价 格中枢下移，印尼中低卡 FOB 价格并不比印尼供应国内电厂价格有超额收益，从月 度出口数据也可看到印尼从今年 4 月份后出口趋势放缓； 出口税预期约束印尼煤炭出口量。据路透社报道，印尼能矿部长阿里芬近日宣布， 从 2024 年 1 月起，印尼将对煤矿开采者征收新税款，用于补偿以低于市场价向印 尼国电(PLN)出售煤炭的矿商，若新税要求兑现，印尼出口利润或将明显收窄，出口 量有望边际趋缓。 综上，在全球煤价没有超预期大幅波动的条件下，考虑到印尼矿山生产动力、出口利润， 叠加厄尔尼诺等或阶段性造成印尼内河干旱，降低发运效率等因素，我们预计 2023 年 或是印尼煤炭出口量峰值表现，随着印尼国内煤炭需求增长强劲，以及政府对煤炭生产 的约束控制，印尼未来两年煤炭出口趋势或将小幅放缓。

3.4.3.澳大利亚：产量、出口以稳为主

连续三年拉尼娜以及劳动力、罢工的影响退却，澳大利亚煤炭生产、出口逐渐恢复。据 澳大利亚统计局(ABS)最新统计数据显示，2023年上半年，澳大利亚煤炭产量2.57亿吨， 同比-2.0%；煤炭出口量 2.54 亿吨，同比+3.3%。

2023 年全球第二大煤炭出口国。前三季度，由于中国放宽了对澳煤进口的限制以及生 产条件的好转，澳大利亚煤炭出口恢复增长，根据船运数据统计，2023 年 1-9 月澳大利 亚煤炭出口量占全球海运煤炭出口总量的 25.6%。

澳大利亚的主要煤炭出口港：纽卡斯尔港 Newcastle(2023 年 1-9 月煤炭出口装载 量为 7770 万吨)、格拉德斯通港 Gladstone(2023 年 1-9 月煤炭出口装载量为 4970 万吨)、达尔林普尔湾港 Dalrymple Bay(2023 年 1-9 月煤炭出口装载量为 4490 万 吨)、海波因特港 Hay Point(2023 年 1-9 月煤炭出口装载量为 2910 万吨)、阿伯特 波因特港 Abbot Point(2023 年 1-9 月煤炭出口装载量为 2430 万吨)、肯布拉港 Kembla(2023 年 1-9 月煤炭出口装载量为 480 万吨)、布里斯班港 Brisbane(2023 年 1-9 月煤炭出口装载量为 170 万吨)、惠拉港 Whyalla(2023 年 1-9 月煤炭出口装载 量为 20 万吨)；

煤炭贸易流向近三年变化显著：2021 年，澳大利亚对中国大陆的煤炭出口同比下降 99.3%，2023 年 1-9 月，澳大利亚对中国的出口量随着关系正常化而回升，出口量 增至 3870 万吨，但仍低于 2020 年同期的 6460 万吨。印度的情况恰恰相反，2021 年，澳大利亚向印度出口煤炭 7010 万吨，较 2020 年的 5160 万吨增长 35.8%。然 而，由于印度从印尼进口的煤炭增加，2023 年 1-9 月，澳大利亚向印度出口煤炭 3770 万吨，比 2022 年同期的 4150 万吨下降 9.2%。澳大利亚煤炭出口最大的出口 目的地仍然是日本，2023年1-9月对日本煤炭出口量为7610万吨，同比下降14.7%， 但仍占澳大利亚煤炭出口总量的 29.9%。

煤炭出口增量空间或显乏力。 煤炭矿权使用费增长，提高澳煤出口成本，降低澳煤出口价格优势进而影响出口需 求。新南威尔士州政府宣布将从 2024 年 7 月 1 日起提高煤炭矿权使用费，具体包 括“露天煤矿采矿权使用费从8.2%增加到10.8%，地下井工矿采矿权使用费从7.2% 增加到 9.8%，深部井工矿采矿权使用费从 6.2%增加到 8.8%”。 煤炭产能扩张受环保等限制。9 月联邦政府周四批准了昆士兰州中部的一个大型煤 矿扩建项目，受到了环保部门的严厉谴责，根据 IEA 年报统计的澳大利亚矿山在建 计划，我们认为后续澳大利亚煤炭产能扩张或将面临不及预期的压力。 澳大利亚港口罢工升级，或加剧煤炭出口周转紧张及 FOB 运输成本。11 月 24 日 至 27 日进行，数千人将聚集在纽卡斯尔港，要求纽卡斯尔港在 2030 年停止一切煤 炭出口，澳大利亚政府立即停止所有新煤炭项目的批复，同时加征对动力煤出口利 润的税收，将征税比例提高至 75%。 综上，考虑到澳大利亚政局环保、工会、税收的压力，我们预计 2023 年澳大利亚煤炭出 口维持 3.0%左右增速至 3.57 亿吨，若市场价格波动平稳 2024 年煤炭预计与 2023 年出 口基本持平约 3.55 亿吨。

3.4.4.蒙古：今年高增过后，运力瓶颈致短期增量受限

受益于与中国通关效率恢复，2023 年煤炭产量、出口大幅增长。据蒙古国国家统计办 公室发布的统计数据显示，1-10 月份，蒙古国煤炭产量累计为 6378.6 万吨，比上年同 期增加 3847.5 万吨，同比增长 152.0%。2023 年 1-10 月份，蒙古国煤炭出口量累计为 5439.73 万吨，比去年同期增加 3125.08 万吨，同比增长 135.0%。

中国为蒙古煤炭出口最大目的地。据 Mysteel 发布的数据显示，2023 年 1-10 月，我国 三大口岸进口蒙古国煤炭总通关车数 37 万车，同比增加 22 万车，涨幅 144.15%。其 中，甘其毛都口岸通关车数 21.8 万车，同比增加 12.4 万车，涨幅 131.17%；策克口岸 通关车数 10.4 万车，同比增加 7.69 万车，涨幅 280.90%；满都拉口岸通关车数 5.1 万 车，同比增加 2 万车，涨幅 63.61%。今年前 10 个月，中蒙边境各口岸煤炭进口通关量 大致为： 甘其毛都口岸：2022 年煤炭过货量 1804 万吨，2023 年 1-10 月份过货量 2891.33 万吨； 策克口岸：2022 年煤炭过货量 539.4 万吨，2023 年 1-10 月份过货量 1400.62 万 吨；满都拉口岸：2022 年过货量 310 万吨，2023 年 1-10 月份过货量 404 万吨； 二连浩特口岸：2022 年煤炭过货量 146 万吨，2023 年 1-10 月份过货量 235 万吨。

2023 年蒙古煤炭出口有望突破 6000 万吨至史高位，2024 年预计维持稳定。蒙古煤 炭主要出口中国，2023 年通关效率已经恢复至 2019 年正常水平状态，考虑未来增量空 间，主要关注蒙古对华出口煤矿产能规划及运力建设。 以目前主要出口中国煤矿产能角度，合计产能约 6500-7000 万吨/年，且其仍有一 小部分出口其他国家，故对华出口量预计基本已接近饱和通关状态；以未来通关线路规划来看，主要五条通关线路已投产运营，未来规划建设的蒙古境 内铁路/通关线路，处于筹备期，近年增量空间有限。

3.4.5.俄罗斯：逐渐扩大亚太出口版图，但远东运力瓶颈逐步显现

2023 年产量微增，出口逐渐布局亚太版图以弥补欧洲需求的退出。2023 年 1-10 月， 俄斯煤炭产量为 3.604 亿吨，同比增加 120 万吨，同比微增 0.3%；煤炭出口 1.813 亿 吨，同比增加 690 万吨，同比增长 3.9%。俄罗斯失去欧洲市场后，加大对东南亚地区 煤炭出口布局，叠加我国政策 2023 年 4 月 1 日前俄煤进口免关税影响，俄煤全年进口 增量明显。2022 年中国进口俄煤增至 6806 万吨，2023 年 1-10 月进口俄煤 8720 万吨， 同比增长 61.4%，2022 年罗斯能源部对外经济合作与燃料市场发展司司长谢尔盖·莫恰 利尼科夫曾在“阿格斯俄罗斯煤炭 2022·独联体和国际市场”会议上表示计划对华煤炭 出口增至 1 亿吨，目前看这个目标预期会尽快实现。

铁路运力瓶颈或已现，成为俄罗斯出口增量的最大约束。2022 年 2 月俄乌武装冲突爆发 后，自 8 月 10 日起，欧盟和英国禁止进口俄罗斯各种类型的煤炭，引发了货物流动的新 的演化和煤炭出口物流的变革。俄罗斯将原出口供应欧洲的煤炭转向出口运往亚太国家， 以弥补欧洲市场的销量损失，“西风东渐”趋势愈发确定，但俄罗斯煤田主要集中在中 西部，扩大亚太地区版图需要解决其国内西至东向铁路运力预计远东港口运力瓶颈，以 目前的情况看，运力或已至饱和阶段：

据俄罗斯铁路数据，2023年1-10月俄罗斯铁路煤炭装载运输量累计为2.916亿吨， 与上年同期持平，仍是俄罗斯铁路运输第一大宗货物；远东铁路 2023 年 1-10 月货 运量较去年同期增长 6.4%，达到 6170 万吨，其中运输煤炭 2870 万吨（比 2022 年 1-10 月增长 6.3%）；

随着东向货物资源增长，10 月俄罗斯铁路局副局长增发布预测数据“远东港口的装 载率 2024 年 1 月份可能出现拥堵预计将达到 110%”，可见短期运输瓶颈已现， 需要扩大吞吐能力再提高出口量成为必然趋势；

远东港口运输问题凸显，瓦尼诺港是俄罗斯远东煤炭出口两大海港之一，2022 年， 俄罗斯远东瓦尼诺海港货物吞吐量达到 3760 万吨，比上年增长 6.4%。2023 年 8 月贝阿铁路被冲毁后，瓦尼诺港出口的煤炭大幅减少，前三季度瓦尼诺港货物吞吐 量为2740万吨，同比下降2.6%，虽然瓦尼诺港也在布局铁路和码头基础设施扩建， 但考虑到俄罗斯国内紧张局势和出口需求增幅或有限，其整体运能提升或要在 2025 年后。

参考俄罗斯能源部最新预测，2023 年俄罗斯煤炭产量将保持在 4.4 亿吨左右，同比下 降 0.7%；煤炭出口量预计将达到 2.2 亿吨，比上年增加 1030 万吨，同比增长 5.3%。 假设远东运力瓶颈短期较难改善的情况下，我们预计 2024 年俄罗斯煤炭产量、出口量 仍维持在 4.4 亿吨、2.2 亿吨水平左右。

3.4.6.欧洲：“超买”→“超卖”，待库存去化需求启动

“超买”至库存高企，“超卖”至煤价中枢回落。2022 年 3 月俄乌战争，欧洲为了应对 将失去的俄煤资源，在 2022 年 8 月初俄煤暂停进口前“超买”大量煤炭储备，其结果 除了带来能源的超预期溢价也衍生了许多商品订单的结构性调整，如更多长协煤炭订单 涌入市场，这或将带来下游煤炭采购节奏和实际需求调节的节奏性错配，进而带来煤炭 高库存结果，2023 年欧洲 ARA 港库存最高增至约 800 万吨。高库存叠加弱需求，2023 年欧洲变成煤炭“超卖”市场。随着 2022 年冷冬不及预期，以及 2023 年以来欧洲经济 动能疲软，能源消费速度放缓，根据 IEA 数据，2023H1 欧洲煤炭需求同比-16%，故在 去库不及预期的情况下，2023 年欧洲煤炭进口量大幅下降，甚至暂时成为动力煤出口国， 4 月（摩洛哥、印度和中国等）出口近 100 万吨，进而带来 2023 年 5 月全球煤价的系 统性崩塌。 据德国煤炭协会引述联邦统计局发布的统计数据，2023 年 1-9 月份，德国煤炭进口 量累计为 2474 万吨，较上年同期下降 26.3%。其中，动力煤进口 1347 万吨，同比 下降 40.0%；炼焦煤进口 886 万吨，同比增长 2.7%； 截至 2023 年 10 月末，欧洲 ARA 港口库存 656 万吨，较全年库存最高点已明显去 化； 截至 2023 年 12 月 10 日当周，欧洲煤电发电流量同比-24.8%。

库存压力边际缓解，2024 年进口需求有望修复。随着冬季到来，欧洲 ARA 港口库存加 速去化至 650 万吨水平，有望至明年 3 月冬季结束后，欧洲煤炭港口库存恢复至合理水 平，对价格压力也边际放缓。此外，欧洲地区对煤炭高度“进口依赖”，其只有德国、 波兰等有一定的煤炭资源和生产能力，且随着近些年，双碳、环保等“去煤化”政策要 求，欧洲煤炭生产能力逐渐下降。根据中国煤炭经济网 2023 年 12 消息，英国最后一座 露天煤矿（Ffos-y-Fran，占英国当期煤炭总产量的 86%）或将关闭，2023 年前三季度， 德国褐煤产量累计为 7448.0 万吨，同比下降 23.0%，2023 年 1-10 月，波兰煤炭产量 累计为 7247.7 万吨，同比下降 19.3%。“自供”不足将推升煤炭进口需求，故我们预计 随着库存的压力缓解，2024 年欧洲有望重拾煤炭“采购动力”，较 2023 年煤炭进口 节奏或将明显恢复。

4.动力煤：底部确立，长协平稳，非电贡献弹性，24 年价格 中枢有望破千

4.1.价格回顾：6 月、8 月双针探底，中枢整体略有下移

上半年，动力煤价格震荡后因海外煤市影响，5 月集中快速下跌后震荡，9 月产量持续扰 动，叠加需求端电厂淡季未按预期去库，非电煤需求持续向好，淡季煤价超预期上行， 全年价格整体节奏呈现“非电煤边际定价”、旺季不旺的特点： 第一阶段（2023 年 1 月~2 月中旬）：1 月初至 2 月中旬，长协保供煤充足，电厂 库存处于高位，叠加澳煤放开等政策的影响，企业采购需求偏弱，煤价窄幅调整 。 第二阶段（2023 年 2 月中旬~2 月底）：受 2 月末内蒙古矿难和重要会议的影响， 部分煤矿安全排查，整体供应预期收紧，叠加下游节后复工复产持续推进，钢铁及 化工开工率有所提升，部分电厂日耗开始走高，煤价反弹； 第三阶段（2023 年 3 月~4 月末）：矿难事件催化已退却，三月份天气逐渐回暖， 电煤需求迎来传统淡季，加之电厂库存仍处历史高位，需求端整体呈现为刚需补库， 市场氛围偏弱，煤价中枢季节性小幅回落； 第四阶段（2023 年 5 月中旬~5 月末）：海外煤市风险释放&国内煤炭社库持续高 位成绝对压力&内需“不及预期”等多重利空因素加速煤价下行动力，悲观情绪释 放； 第五阶段（2023 年 6 月初~8 月）：煤价快速下跌后出现止跌迹象，基本面压力 暂时缓解，煤价底部震荡； 第六阶段（2023 年 9 月~10 月）:受国产量持续扰动，叠加需求端电厂淡季未按 预期去库，非电煤需求持续向好，淡季煤价超预期上行，逼近千元； 第七阶段（2023 年 10 月中~至今）：冬季到来，用煤旺季但价格受高库存影响， 整体旺季不旺。 总体来看，23 年初至 12 月 15 日北港动力煤均价 986 元/吨，同比下跌 22.96%，环 比 23 年 H1 下跌 5.8%；23 年初至 12 月 15 日北港长协均价 714 元/吨，同比下跌 1.09%，环比 23 年 H1 下跌 1.1%。

4.2.供给：23 年增速放缓，24 年进一步回落

1-10 月动力煤累计产量增速大幅放缓。根据 sxcoal 数据，1-10 月全国生产动力煤 27.6 亿吨，累计同比增长 2.6%，增速较上半年 4.0%继续放缓。预计 2024 年国内动力煤净 增产量约 5000~7000 万吨。其中，新建矿井投产贡献 1 亿吨左右，保守预计因去产能& 资源枯竭造成产量下滑约 3000~5000 万吨。如上文 2.4 所述： 在连续高强度保供过后，我国在产煤矿产能利用率几乎已接近极限，供给失去弹性， 且由于今年事故频发，煤矿普遍面临较大的安全压力，增产难度极大。因此，未来 产量增量主要源自新建矿井建成投产； 事故频发，安全形势骤然严峻，部分煤矿甚至面临产能核减压力； 外加资源枯竭不可避免，非主产区煤炭产量面临逐年下滑。 长期来看，预计 2026 年~2027 年左右产量面临下滑。在能源转型、“双碳”背景下， 煤企出于对行业未来前景的担忧以及考虑到新建煤矿面临的较长时间成本和巨额的资金 投入，普遍对传统主业资本再投入的意愿较弱，这也意味着我国未来新建煤矿数量有限。 此外，煤炭作为不可再生资源，随着开采年限的增长，亦面对资源枯竭、产量下滑的压 力，因此从长周期角度而言，煤炭产量天花板逐步显现，煤炭资源将显得愈发稀缺。

4.3.进口：23 年远超预期，24 年难以为继

2023 年动力煤进口远超预期。因俄煤关税豁免、印尼煤俄乌战争后进口价差恢复、以 及澳煤恢复通关等影响，2023 年 1-10 月我国进口动力煤 2.87 亿吨，同比+69.9%，增 速明显超预期。分国别来看，2023 年 1-10 月我国从印尼进口动力煤 1.78 亿吨，同比 +35.3%，占比 61.8%；从澳大利亚进口动力煤 3712 万吨，占比 12.9%；从俄罗斯进口 动力煤 5040 万吨，同比+79.7%，占比 17.5%。

4.4.需求：火电增速放缓，非电稳中有增

4.4.1.风光高增&来水改善，24 年火电增速放缓

火电“压舱石”作用凸显。根据国家统计局数据，1—11 月份，累计发电量 80732 亿千 瓦时，累计同比增长 4.8%。分品种看，火电需求韧性仍存。其中，1-11 月火电累计发 电量 5.5 万亿千瓦时，同比增长 4.6%，增速比上年加快 3.2 个百分点。2023 年 1-10 月 电力需求累计耗煤 22.5 亿吨，同比增长 10.3%。

我们认为能源转型初期面临新旧动能转换，用电需求或持续超预期，若 24 年 GDP 目标 5%，我们预计用电增速 5.5%~6%，叠加考虑到 2023 年风&光新增装机远超预期 （较 2022 年翻倍），厄尔尼诺背景下来水改善，均将对火电形成一定挤压。我们预计 2024 年火电增速或将放缓至 1.5%左右，具体幅度主要取决于水电增速。

4.4.2.2024 年关注“复苏”和非电弹性

经济有望继续修复。随着增发万亿国债等政策落地，有望推动经济景气持续修复，逐步 走出“经济底”；偏宽松政策持续发力，央行指出要为保障性住房等“三大工程”建设 提供中长期低成本资金支持，地产端有望见底回暖；制造业韧性依旧，在政策支持、出 口回升的带动下，1-10 月制造业投资累计同比 6.2%，其中以汽车、电气机械、专用设 备等表现亮眼，制造业韧性也催化工业品需求持续，推动能源、原料端超预期需求空间。

化工用煤存超预期可能。化工用煤与其他行业耗煤为提供热量、动力不同，煤化工品种 主要耗煤做原料，更需要高卡的优质煤种。 从煤种需求结构不同来看，高卡煤稀缺，对价格波动更敏感； 从需求角度来看，煤化工主要品种包括甲醇（煤制产能占比约 78%）、乙二醇（煤 制产能占比约 40%）、尿素（煤制产能占比约 73%）、PVC（煤制产能占比约 79%）、 烯烃（煤制产能占比约 25%）等，经过煤化工行业近年来持续投产，这些主要品种产能基数相较稳定，虽后续产能释放增速会放缓，但 2025 年前预期仍处于投产周 期，此外以甲醇开工为例，考虑到生产装置最低负荷限制，平均开工率最低约 50%- 60%，即使需求低迷，产能技术奠定其原材料一定的刚需韧性。 综上，2023 年处于煤化工行业景气度相对低迷阶段，开工率基本已至近年来底部，继续 下行空间较小，结合对未来煤化工品种产能增速的预期，以及不同品种产能基数的比例， 我们预计即使在开工率偏疲软的情况下，2024 年煤化工需求增速仍有 5%-6%的增量空 间，若油价韧性依旧，OPEC 减产兑现叠加美联储降息等预期，煤化工开工率有望共振上 行，化工用煤需求或将超预期增长，有望打开煤价上行空间。

4.5.展望：供需双弱，边际向好

供需双弱，但边际向好，预计 24 年动力煤价格在 800~1200 元/吨波动，中枢存“破 千”可能。2024 年，我们预计今年基本面所面临的双重压力（进口煤数量远超预期&非 电需求不及预期）有望缓解，国内有效供应增速由 2.6%进一步放缓至 1.5%，随着经济 复苏逐渐深入，化工等煤耗需求有望超预期，加持供应增速下滑速度快于需求，供需格 局边际向好，因此煤价底部难以跌破今年低点，动力煤价格在 800~1200 元/吨波动，中 枢存“破千”可能。 受制于煤炭行业长期资本开支不足，煤炭供给端未来将愈发刚性，生产端压力缓解已成共识； 进口增长难以为继，同时海外煤炭资源供应扰动预期会带来进口减量空间； 新旧动能转换，用电总需求存韧性仍存，叠加极端天气对能源安全的挑战，煤电托 底保障作用凸显，电煤需求韧性仍存； 随着增发万亿国债等政策落地，有望推动经济景气持续修复，制造业韧性已经凸显， 全社会煤耗需求有望加速； 电煤长协总量及履约率要求依旧是最高任务，化工煤需求或超预期，非电煤加大市 场煤价格波动弹性。

5.炼焦煤：国内产量面临下滑，海外紧缺，期待“王者归来”

5.1.价格回顾：“V”型

2023 年 H1 下游维持刚需采购，因进口煤冲击较大，市场集中回调后维稳；下半年， 底部已现，金九银十旺季支撑价格焦煤价格逐渐反弹，十一月以来“供应扰动&负反馈 证伪&冬储预期支撑”等，焦煤价格强势上行，王者归来。23 年初至 12 月 15 日京唐 港山西主焦均价 2267 元/吨，长治喷吹煤均价 2113 元/吨。 第一阶段（1 月~3 月中旬）：下游焦企冬储补库接近尾声，且煤价处于高位，焦企 对于原料煤采购节奏以按需补库为主，煤价维持平稳。 第二阶段（3 月中旬~4 月）：终端需求略有疲弱，焦钢企业多按需求采购原料煤， 价格整体回调。 ➢ 第三阶段（4 月~7 月）：Q1 焦煤进口压力释放，焦钢企业需求不及预期，贸易商 离市观望，价格持续提降。 第四阶段（7 月~9 月）：价格集中下跌后部分有性价比，焦企适当补库，市场情绪 小幅修复，价格弱稳运行。 第五阶段（9 月~10 月中下旬）：金九银十旺季支撑价格焦煤价格逐渐反弹。 第六阶段（10 月中下旬~至今）：“供应扰动&负反馈证伪&冬储预期支撑”等，焦 煤价格强势上行，王者归来。

5.2.供给：炼焦精煤产量拐点即将显现

安全压力下供应扰动不断，国内炼焦煤资源稀缺性。从储量来看，我国炼焦煤储量为 1569.6 亿吨，占我国煤炭总储量的 20%~25%，属于稀缺资源。2023 年 1～10 月国内 炼焦精煤累计生产 4.1 亿吨，同比增长 0.2%。可见因资源禀赋、安全条件等因素，焦煤 产能核增、扩产空间有限，其产量增速远小于原煤产量增速（10%）。炼焦煤生产瓶颈 已现，我们预计 2024 年国内炼焦精煤产量拐点或将显现，同比下降 2~3%，稀缺且 珍贵。

我国炼焦煤资源分布不均，分省份来看，山西省保有查明炼焦煤资源量最多，其余 依次为河北、贵州、河南、黑龙江、安徽、陕西等省份。具体矿区有山西的离柳矿 区、乡宁矿区、西山矿区、霍州矿区、霍东矿区（均为焦煤的主产区），山东巨野 矿区、兖州矿区；安徽淮北矿区；河北邯郸矿区、开滦矿区；河南平顶山矿区；

存量矿井面临资源枯竭、煤质下滑等风险。近几年炼焦精煤洗出率降低，炼焦精煤 产量预期进一步被压缩，2023 年 1-11 月炼焦精煤洗出率为 36.9%，较 2022 年下 降 0.6 个 pct；

安全生产压力凸显，炼焦精煤主产区生产面临严重挑战。焦煤生产以井工矿为主， 井工矿安全、地理条件较差，今年以来炼焦煤矿山生产事故频繁，以山西省产量下 滑最明显（2023 年 1~10 月，山西炼焦精煤产量下滑 0.1%）。山西炼焦精煤主要 集中在吕梁、临汾地区，11 月焦煤主产区山西吕梁部分煤矿因安全问题已有自主停 产行为，除了山西外，非主产区黑龙江等安全生产压力也十分严重，或加剧产量进 一步下降趋势，炼焦精煤资源紧张进一步加剧。

5.3.进口：增量明显放缓，且仍以配焦为主

2023 年焦煤进口压力凸显，下半年略有缓解。由于蒙煤通关效率的恢复以及俄煤进口 第一季度关税豁免预期的影响，2023 年 1-10 月我国进口炼焦煤 8112 万吨，同比增长 57.1%，其中，从蒙古国进口炼焦煤 4140 万吨，同比增长 116.3%，占比 51%；从俄罗 斯进口炼焦煤 2229 万吨，同比增长 29.3%，占比 27%。从节奏上来看，下半年进口趋 势，主要原因在于一季度关税豁免带来进口通关集中，此外随着五月国内炼焦煤价格集 中调整后，进口利润的缩窄也影响了进口资源补充。

24 年焦煤进口增量有限，且主焦难寻。

根据全球主要炼焦煤矿生产商（英美资源、泰克资源、必和必、以及科罗纳多）23Q3 煤炭产销数据均不及预期，主要原因也是因矿山事故、生产愈发严格，港口劳动力 短缺等影响。英美资源 23Q3 冶金煤产量为 435.6 万吨，同比下降 21%；泰克资源 23Q3 冶金煤产量为 550 万吨，同比下降 3.5%；必和必拓 23Q3 煤炭产量 1120 万 吨，同比下降 16%。

蒙煤进口基近饱和，且竞拍扰动不断，或出现减量空间。蒙古对华出口主要五条通关线 路已投产运营且基本饱和，未来规划建设的蒙古境内铁路/通关线路，仍处于筹备期，近 年增量空间有限；此外，2023 年以来随着蒙煤进口量的逐渐增长，蒙古国矿方为增 加出口利润，决定实施煤炭线上电子竞拍模式，将原先煤炭的坑口销售模式，更改 为边境交易模式，此举极大的损害了我国贸易商利益。因此，巴彦淖尔市进口煤炭 贸易协会发函，倡议各贸易企业不再参与电子竞拍，维护甘其毛都口岸煤炭进口贸 易秩序。此举大概率导致外蒙进口量下滑，加剧国内供应紧张局面。

俄罗斯关税影响，或存减量空间。9 月 22 日俄罗斯政府颁布文件，决定从 2023 年 10 月 1 日起到 2024 年年底对多种商品实施弹性出口关税，关税税率与卢布汇率挂钩。 根据卢布汇率水平，该措施涉及的绝大多数种类商品出口关税税率为 4%-7%，其中 亦包含煤炭出口商品。以美元/卢布约参考，出口税率按新标准为 7%，以俄罗斯炼 焦煤 K4 远期现货 FOB 约 194 美金/吨价格基准折算，新出口税要求下，俄罗斯炼焦 煤 K4 出口成本增加约 13.6 美元/吨。我们认为尤其是在今年一季度关税豁免高基数条件下，俄罗斯出口税的调整以及我国明年若俄煤进口关税恢复，大概率导致俄煤 进口量下滑，加剧国内供应紧张局面。

印度炼焦煤对外依赖度极重，新增需求或加剧海运焦煤市场紧张局面，带动海外焦 煤价格超预期上行。印度炼焦煤储量约 351 亿吨，仅占全部储量约 10%，且从自产 煤需求结构看，2022-23 财年仅有 1383 万吨流向钢厂，远低于当年印度炼焦煤消费 量 9000 万吨，可见印度自产炼焦煤较难满足钢铁企业需求，高度依赖进口补充。同 时，根据印度政府《国家钢铁政策 2017》内容“印度计划 2030 财年粗钢年增至产 能至 3 亿吨，粗钢产量增加至 2.55 亿吨，其中短流程炼钢比例降低至 35-40%，长 流程炼钢比例至 60-65%”的目标，目前，印度短流程炼钢比例约 55%-60%，2022- 23 财年粗钢产量 1.2 亿吨左右，意味着在产量&长流程占比同步“翻倍”的预期下， 印度炼焦煤需求（进口）同步有望迎来翻倍的增长。

5.3.需求：需求并不“悲观”，焦煤王者归来

2023 年炼焦煤需求。2023 年年初至 12 月 24 日当周，247 家钢厂铁水日产量平均为 239 万吨，同比增长 5.1%。可见即使在今年房地厂开工低迷，终端需求偏悲观的预期下， 钢厂并未因为利润承压减产，进而带动焦煤需求超预期。探究“预期差”的原因，即为 何 2023 年粗钢产量超预期，我们认为或主因以下几个方面：

新需求明显增长。2022 年新能源汽车全年产销同比分别增长 90.5%和 93.4%，测 算钢材消费量约为 1100 万吨，同比增长 90%左右，2023 年 1-10 月新能源汽车产 /销同比分别为 26.7%/37.9%。

需求结构发生改变。中厚板需求异军突起，中国船舶协会数据显示，2023 年 1-9 月， 中国造船完工量 3074 万载重吨，同比增长 10.6%。随着电池和造船技术的突破， 电动车、造船业对钢材消费拉动起到了积极的作用。

净出口增加减缓国内市场压力。1-10 月，国内钢材出口合计 7473 万吨，同比增长 34.8%。出口目的地看，依然以亚洲地区为主；欧洲地区因为土耳其地震，俄乌危 机导致当地钢厂电力等能源生产成本高企，钢厂减量较为明显，并拉大了国产钢材 出口的价差空间。

5.4.展望：国内外共振，焦煤价格或远超市场预期

预计 24 年低硫主焦价格有望突破 3000 元/吨。炼焦煤是钢铁冶炼过程中不可缺少的原 材料，位于煤焦钢产业链的最上游，在产业链条上具有重要地位。但我国炼焦煤储量占 煤炭总储量仅 20%~25%，属于稀缺资源，且低硫优质主焦煤资源更为有限。由于炼焦 煤矿井资源禀赋及安全条件均逊于动力煤矿井，且后备资源储备不足，导致近年来我国 炼焦原煤产量增速已明显放缓，精煤洗出率亦持续下滑，精煤产量即将面临下行压力。 与此同时，粗钢产量随着经济增长与城市化的初期呈现出快速增长趋势，随后在城市化 率超过半程后进入减速增长阶段，等待进入峰值部分后进入成熟期，钢铁行业由于其经 济基础特性，普遍呈现出漫长型产业生命周期的部分特征，产量与消费量长期稳定。在 供减需稳的背景下，未来焦煤供需将愈加紧张，叠加印度钢材需求的快速增长导致海外 焦煤供应紧张，我国焦煤供需缺口或将持续扩大，主焦煤尤甚。

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