本文來自格隆匯專欄：中金研究，作者：陳彥

展望2023年，我們預計國內煤炭供需維持緊平衡，但階段性緊張的可能性仍在，煤價中樞或略回落，但仍將處於高位，主要是海外煤價通過邊際影響國內供需預期從而支撐國內煤價，而海外煤價又受海外氣價支撐，高氣價的核心原因難有效解決，意味着煤價或繼續維持偏高水平。考慮到國內需求復甦節奏，及天氣等不確定性擾動，我們也不排除國內供需出現階段性錯配，導致煤價脈衝式上漲。

摘要

海外能源危機尤在，供給困局難解。在歐洲天然氣儲氣量提升、需求偏弱的背景下，天然氣供需矛盾有所緩和，氣價隨之回落。但由於供給風險短期難以化解，隨着取暖旺季來臨，我們認為歐洲天然氣庫存或逐步去化，屆時補庫需求的增加或帶動氣價反彈，而這可能導致歐洲燃氣發電成本再度抬升，致使煤電的相對經濟性提升，進而推升煤炭需求預期。供給側，過去10年海外煤炭產量基本原地踏步，供給彈性相對有限。同時由於ESG等原因，海外煤炭投資也受到一定程度的約束。往前看，我們認為在“去碳”大趨勢不變的情況下，制約海外煤炭供給釋放的因素仍將存在。

國內供需緊平衡。在電煤增速有望回升、鋼鐵水泥等行業耗煤需求有望復甦下，我們預計明年煤炭消費增速將抬振。考慮到項目投產和產能核增，我們預計原煤產量將繼續增加。在海外煤炭供需矛盾短期難以化解下，我們認為進口煤仍難有明顯優勢，預計明年煤炭進口提升幅度可能不大。

階段性錯配帶動煤價上行。我們認為明年煤炭階段性供需錯配的可能性仍存，主要是煤炭消費存在季節性，如暑期旺季消費量一般較淡季高15%左右，若屆時經濟復甦帶動需求加速回暖，疊加基建實物工作量投放節奏的恢復，煤炭需求的季節性或更為顯著，從而導致階段性供需矛盾突出。

高股息率、低估值為板塊提供吸引力。展望2023年，市場對外需衰退的擔憂、以及對內需復甦的預期或並行，考慮到全球能源供給重塑仍存挑戰，我們認為煤價中樞仍有望維持相對高位，煤炭板塊盈利仍具韌性。在預期博弈背景下，煤炭板塊低估值、高股息特點尤為值得關注。

風險

供給超預期釋放，需求恢復不及預期。

回顧2022年：煤價中樞上行

煤市覆盤

回顧2022年，煤價在海外供需矛盾加劇、國內供需階段性錯配等多重因素的影響下上行。2021年，在能源需求旺盛、供給釋放遲滯等因素的影響下，國內煤價上行並創下歷史高點。隨着增產保供效果的奏效，4Q21煤價由高位逐步回落。而今年在俄烏衝突的擾動下，全球能源供給風險增大，國際市場“搶煤”情緒升温，同時疊加極端天氣等因素影響，海外供需矛盾加劇，國內供需階段性錯配，煤價中樞進一步上行。

►供給衝擊、需求提升，海外煤價中樞上行。今年1月，由於印尼煤企沒有有效履行其國內市場義務（DMO），造成當地電廠供煤不足。為避免電力危機，印尼政府暫停了煤炭出口[1]。作為全球最大的煤炭出口國之一，印尼出口的受限推升了煤炭供給收緊的預期，帶動煤價上行。隨着2月1日印尼政府正式解除煤炭出口限制[2]，供給側的擔憂逐步緩解。但2月末，俄烏衝突這一黑天鵝事件再度擾動了煤炭供需關係，歐盟及其盟友對俄羅斯煤炭的制裁，以及向其他國際賣家急求採購的行為導致仍處於高位的煤價進一步上行。6月，俄羅斯進一步減少了“北溪一號”天然氣管道的輸氣量，而暑期的高温乾旱極端天氣則刺激了歐洲電力需求，核電、水電出力的不足導致歐洲化石能源發電的需求強化。在供給減量、需求增長下，天然氣供需矛盾加劇，氣價上行，煤價在氣價的邊際影響下爬升。8月，歐盟對俄羅斯的煤炭禁令正式生效[3]，隨後俄羅斯俄氣公司宣佈“北溪一號”天然氣管道停止供氣[4]。伴隨供應風險的升温，氣價和煤價再度上行。9月，“北溪”天然氣管道發生泄漏，不過在歐洲天然氣儲氣量提升至高位、煤炭得到補庫、同時需求偏弱的背景下，氣價和煤價均有所回落。

圖表：海外煤市回顧

注：截至2022年12月9日 資料來源：IHS McCloskey，煤炭資源網，人民網，央視網，歐盟委員會，富士新聞網，英國政府網，中金公司研究部

►天然氣價格是影響海外煤價的重要變量。在能源轉型的背景下，歐洲煤炭發電佔比持續降低，不過天然氣需求剛性仍存，氣電仍是歐洲主要發電方式之一。由於天然氣價格的走高，歐洲燃氣發電成本大幅抬升，氣價與煤價價差的拉大致使煤電的相對經濟性提升，在發電側以氣代煤的需求增加，故而在海外煤炭供給增量不足的情況下，煤價也隨之上漲。

圖表：海外煤價與天然氣價格對比

注：截至2022年12月9日 資料來源：Investing.com，中金公司研究部

圖表：歐洲發電結構

資料來源：BP，中金公司研究部

圖表：同熱值下天然氣與煤炭的價差

資料來源：IHS McCloskey，Investing.com，中金公司研究部

►供給側擾動、供需階段性錯配，國內煤價中樞抬升。由於印尼是我國進口動力煤的最主要來源國，今年1月的印尼煤炭出口限制也導致市場對國內煤炭保供的擔憂加深。在春節、冬奧會前的補庫需求刺激下，供需趨緊預期提升，煤價上行。2月，煤價在小幅抬升後回落，但隨後受俄烏衝突影響，煤市開始反彈，同時寒潮、節後復工等因素也為煤價提供了動能。3月上旬，國內新冠疫情對下游需求和上游生產、運輸均造成了擾動，煤價高位震盪，但隨着下旬疫情影響擴大，需求進一步走弱，煤價承壓下行。4至6月，需求整體疲弱，但由於海內外供給側擾動延續，煤價維持偏高水平運行。7月，隨着氣温升高，電煤需求逐漸走強，但下游鋼鐵、化工等工業需求走弱，對煤價形成拖累。8至9月，在高温乾旱極端天氣的影響下，電力需求提振。由於水電持續走弱，火電的保障作用得到進一步強化，同時煤礦事故的增加加深了供給側的擾動，煤價因而持續上行。10月，由於疫情對煤炭產運的影響擴大，北方港煤炭調入量下滑，同時電廠冬儲煤的補庫需求逐漸提升，煤價延續了上行趨勢。但隨着疫情對供給側的擾動緩解，港口調入量增加，疊加海外煤價下行、工業需求偏弱，煤價見頂回落。

圖表：國內煤市回顧

注：截至2022年12月9日 資料來源：煤炭資源網，Wind，中金公司研究部

海外：需求預期仍存，供給困局難解

海外天然氣供需變化是影響煤炭需求預期的重要變量

歐洲天然氣供需或再度趨緊，推升煤炭需求預期。在天然氣價格大幅上漲的背景下，煤電相對氣電的經濟性提升，疊加歐洲多數核電機組檢修，煤炭需求預期因此得到強化。我們觀察到，歐洲多個國家計劃通過延遲退役、重啟煤電和增發煤電等方式，以保障電力穩定供應。雖然9月以來隨着歐洲地區天然氣儲氣量的提升，疊加需求疲弱，天然氣供需矛盾有所緩和，氣價隨之回落。但是，由於供給風險短期難以化解，隨着取暖旺季來臨，我們認為歐洲天然氣庫存或逐步去化，屆時補庫需求的增加可能會帶動氣價反彈，再度推升煤炭需求預期：

►天然氣供給風險短期內難以化解。據IEA和歐盟統計局，2021年歐盟、英國天然氣進口量合計約3,820億立方米，其中進口俄羅斯天然氣約1,420億立方米，且主要為管道氣。今年6月以來，俄羅斯至歐洲的管道氣輸送量快速下滑，11月管道氣輸送量已降至3,661萬立方米/日，較去年同期下滑了88%。考慮到短期內全球天然氣供給增量相對有限，若不依賴俄羅斯管道氣，我們認為歐洲除了保障其他已有管道氣進口以外，可能需要增加相對昂貴的液化氣進口用於補庫。

►氣煤轉換推升煤炭需求。為節省天然氣用量，歐盟提出了用氣削減計劃[5]，即2022年8月1日至2023年3月31日，實現15%的天然氣消費量削減。據IEA和歐盟統計局，過去五年歐盟天然氣平均消費量在4,000億立方米/年左右。2020年電熱部門消費約佔歐盟天然氣消費總量的34%。基於以上背景，若明年全年歐盟維持15%減量，即削減約600億立方米/年的天然氣消費，且假設電熱部門消費對應削減200億立方米/年，若該部分減量中的100億立方米由增發煤電貢獻，我們測算歐盟煤炭需求或相應增加大約1,800萬噸。

圖表：今年以來歐洲部分國家的“復煤”舉措

資料來源：IHS McCloskey，公司公吿，中金公司研究部

圖表：歐洲地區天然氣庫存填充率

資料來源：GIE，中金公司研究部

圖表：歐盟、英國天然氣進口，2021年

資料來源：IEA，中金公司研究部

圖表：俄羅斯-歐洲PNG運量：按管道劃分

資料來源：ENTSOG，中金公司研究部

圖表：煤炭需求測算

資料來源：歐盟統計局，BP，中金公司研究部

海外煤炭供給存擾動，新增產能有限

供給存在約束。在能源轉型的背景下，海外多數地區的煤炭消費逐漸萎縮，煤炭產量隨之下滑，海外尤其是傳統發達國家和地區的煤炭產量原地踏步甚至減量。同時，由於ESG等原因，海外煤炭投資也受到了一定程度的約束。往前看，我們認為在“去碳”大趨勢不變的情況下，制約海外煤炭供給釋放的因素仍存。

圖表：全球煤炭產量

資料來源：BP，中金公司研究部

圖表：全球煤炭投資

資料來源：IEA，中金公司研究部

身處能源危機旋渦中心，歐洲本土煤炭供給缺乏彈性。伴隨能源轉型，歐洲地區煤炭消費持續萎縮，煤炭產量也隨之下滑，德國更是在2018年完全關閉了硬煤的生產。因此，即便歐洲希望在煤炭需求預期提升的情況下增加本土煤炭產量，多年以來的減產和完全關停導致其難以在短期內提升本土煤炭供給能力。

圖表：歐洲本土煤炭供給缺乏彈性

資料來源：歐盟統計局，中金公司研究部

主要出口國的供給受到不確定性擾動。在海外煤價大幅上漲的背景下，今年以來主要出口國的煤炭出口量並沒有普遍增加。印尼煤炭出口整體有所增加，但出口政策的不確定性對該國供應形成了擾動。而澳洲則受到極端天氣等因素的擾動，出口同比下滑。作為歐洲的俄煤進口替代渠道，南非、哥倫比亞等地受運力、罷工等因素影響，供給也存在不確定性擾動。

圖表：今年以來印尼出口量同比增加

資料來源：IHS McCloskey，中金公司研究部

圖表：今年以來南非煤炭出口量同比增加

資料來源：IHS McCloskey，中金公司研究部

圖表：今年以來澳洲煤炭出口量同比下滑

資料來源：IHS McCloskey，中金公司研究部

圖表：今年以來哥倫比亞煤炭出口量同比下滑

資料來源：IHS McCloskey，中金公司研究部

圖表：今年以來美國煤炭出口量同比基本持平

資料來源：IHS McCloskey，中金公司研究部

新增產能比較有限。基於目前的項目投產計劃，我們認為海外供給增量可能比較有限，主要是因為多數項目仍處於可研和審批過程中，而考慮到在綠色能源轉型下，各國政府對於煤炭項目的審批或更為嚴苛，疊加海外金融機構對煤炭項目融資的約束，我們認為已有項目落地、並順利投產仍然存在較大的不確定性。

圖表：海外煤炭項目投產計劃

注：1）MA指已獲得審批、已做最終投資決定、和在建的項目，LA指仍處於可研、環境評估中的項目；2）圖表所示年份指項目預計能夠投產的最早時間資料來源：IEA，中金公司研究部

俄煤去向關乎供需再平衡。我們在此前發佈的報吿中提到，俄羅斯在減少對歐日韓等地煤炭出口的同時，或增加對中印等地的煤炭出口，但是由於本土運力偏緊，其貿易結構短期內或難徹底轉變，從而導致全球煤炭出口市場出現一部分供給的淨減少。我們觀察到今年1-10月庫茲巴斯煤炭產量和出口同比-9.6%/-15.3%至約1.815/0.987億噸，往西方向運輸煤炭同比下滑了15%至0.824億噸，往東方向運輸煤炭也同比減少了6.3%至0.43億噸。作為往年佔全國產量和出口量一半以上的主產區，庫茲巴斯的供給和運輸情況一定程度反映了俄羅斯煤炭貿易結構的轉變並非易事。

圖表：俄羅斯煤炭主產區庫茲巴斯出口同比下滑

資料來源：中國煤炭經濟研究會，庫茲巴斯煤炭工業部門，中金公司研究部

國內：需求有望平穩復甦

今年以來需求偏弱

電力需求增長放緩，城鄉居民用電貢獻的增量提升。今年1-10月，全社會用電量同比+3.8%至71,760億千瓦時（vs. 1-10M21 12.2%YoY）。從增量結構來看，據中電聯數據[6]，第二產業用電量同比增長1.7%至47,086億千瓦時，對全社會用電量增長的貢獻率由去年同期的62.2%降至29.9%。第三產業用電量同比增長4.2%至12,479億千瓦時，用電量增長貢獻率由去年同期的26.8%降至19.1%。城鄉居民用電同比增長12.6%至11,247億千瓦時，用電增長的貢獻率由去年同期的9.2%升至47.8%。可以看出，在疫情和極端天氣的影響下，城鄉居民用電貢獻了更多的結構性增量。

極端天氣影響下，火電“壓艙石”作用顯現。今年上半年，由於總需求疲弱，疊加水電旺盛、新能源發電保持高增長，火電需求下滑。但是，隨着下半年極端高温和乾旱天氣的持續影響，電力負荷快速增長，同時水電旺季走弱，發電量累計同比增速由6月的+20.3%放緩至10月的+2.2%。在此背景下，火電基礎保障作用增強，火力發電量累計同比增速由6月的-3.9%回升至10月的+0.8%，8月中旬的火電日均發電量同比增速甚至達到了20%以上。

圖表：全社會用電量

資料來源：Wind，中金公司研究部

圖表：旬度日均發電量增速

資料來源：CCTD，中金公司研究部

圖表：25省終端用户日耗煤量

資料來源：CCTD，中金公司研究部

電煤需求有望改善

預計2023年電煤需求增速恢復。展望2023年，雖然在海外“滯脹”式衰退的背景下，以出口為導向的行業的電力需求增速可能整體放緩，不過考慮到地產基本面有望築底復甦，基建投資或維持中高增長，我們認為2023年全社會用電增速有望提振，對煤電需求形成支撐。中金宏觀組預計，在中性、樂觀情形下，2023年我國GDP增速分別為+5.2%、+6.7%（vs. 2022年全年預測值+3.3%）。在此背景下，我們認為電力需求增長有望恢復，帶動電煤消費增速回升。

鋼鐵水泥耗煤需求有望實現弱復甦

預計鋼鐵水泥耗煤需求有望企穩並實現弱復甦。今年1-10月，我國粗鋼、鐵水產量分別為8.61/7.27億噸，同比-2.2%/-1.2%，水泥產量為17.59億噸，同比-11.3%。在“穩增長”政策刺激下，基建投資的增加一定程度對沖了地產行業景氣下行的影響，緩解了鋼鐵水泥等行業需求下行的壓力。展望2023年，我們認為基建投資有望繼續發力，支撐相關產業鏈需求。同時，在穩地產政策的呵護下，地產行業基本面有望築底並逐步修復，中金地產組預計2023年新開工面積收窄至同比-7.1%（vs. 2022年全年預測值-36.3%）。我們認為這將利好鋼鐵、水泥等行業需求的企穩和復甦。

中長期需求剛性仍存

電力需求有望平穩增長。我們認為高技術和裝備製造業以及現代服務業的穩步發展有望成為我國電力需求的重要推動力，同時新型城鎮化的推進也有望拉動電力需求剛性增長。中電聯預計，2025年我國全社會用電量將達到9.5萬億千瓦時[7]，對應2021-2025 CAGR為3.4%。

煤炭仍將發揮能源壓艙石作用。我們看到全球極端天氣發生頻率的提升為當下的可再生能源發電帶來了一絲不確定性。今夏我國火電的高負荷運行不僅體現了其保障我國電力供給的重要作用，也反映出我國火電機組不足的問題。此外，在地緣衝突的背景下，能源安全議題也得到進一步審視。立足我國“富煤貧油少氣”的資源稟賦，我們認為火電在短期內難以退出，並將繼續發揮能源兜底保障作用。

圖表：今年以來火電建設投資增長明顯

資料來源：Wind，中金公司研究部

國內：供給繼續釋放，邊際擾動仍存

產量高增長，晉蒙陝新是增供主力

原煤產量高位，不確定性擾動因素仍存。今年以來，面對海外能源供給不確定性的提升，我國煤炭保供政策不退坡。通過產能核增、加快項目投產、復產等手段，1-10月我國原煤累計產量同比+10.0%至36.9億噸。不過，從日均產量數據可以看出，僅部分時間的原煤產量達到了國家發改委要求的1,260萬噸日產量目標[8]，我們認為除了需求相對偏弱以外，煤礦事故、疫情等不確定性事件帶來的擾動也是導致實際產量回落的重要原因。往前看，考慮到過去兩年礦井已維持較長時間的高負荷運轉，我們認為煤礦安全風險可能一定程度提升，其對供給的擾動仍難以忽視。

圖表：原煤累計產量

資料來源：Wind，中金公司研究部

圖表：原煤日均產量

資料來源：Wind，國家發改委，中金公司研究部

新增供給投放短期或相對有限

在建項目投產帶來的增量相對有限，產能核增效果仍需觀察。目前，煤炭產量增長主要通過在建項目投產、產能核增等方式實現：

►項目投產方面，國家能源局於11月14日表示，今年以來累計核准了（含調整建設規模）煤礦項目14處、新增產能6,200萬噸/年以上，推動進入聯合試運轉試生產煤礦產能約9,000萬噸/年[9]。據我們統計，過去3年新批煤炭項目相對偏少，短期來看我們認為在建項目投產帶來的增量可能相對有限；

►核增產能方面，去年增產保供以來，國家各部門積極推動煤礦產能核增。國家礦山安監局於8月5日表示，今年以來審核同意了147處先進產能煤礦，增加產能1.8億噸/年，自去年9月以來共核增產能4.9億噸/年[10]。我們認為，由於產能核增需要發改委、能源局、生態環境部、應急管理部、自然資源廳、礦山安監局等多個部門的審批，產能釋放需要時間，此外我們也不排除部分煤礦產能核增帶來的產量增長是“表外轉表內”，而非實際增量。因此，即便主產區仍有產能核增空間，我們認為實際的增供效果還需繼續觀察。

圖表：新批煤礦項目（不完全統計）

注：1）含改擴建和核準變更方案，其中改擴建項目僅統計淨增量；2）數據截至2022年11月23日資料來源：國家發改委，國家能源局，公司公吿，煤炭資源網，中金公司研究部

中長期供給增長或存在約束

煤炭資本支出回升，後續增長或存約束。在煤價上漲和增產保供的推動下，煤炭投資進一步回升，今年1-10月煤炭行業固定資產投資累計同比+27.5%。可以看出，煤炭投資與煤價變化趨勢基本保持一致。往前看，若“雙碳”對投資形成剛性約束，導致投資與價格變動的關係弱化，我們認為這可能會從供給側對中長期煤價形成支撐。

圖表：煤炭投資與煤價變化趨勢基本一致

資料來源：Wind，中金公司研究部

進口增量可能也比較有限

進口量低於去年同期。今年1-10月，我國累計進口煤炭23,010萬噸，同比-10.5%。10月煤炭進口量為2,918萬噸，同比/環比+8.3%/-11.7%。分地區來看，1-10月來自印尼、俄羅斯、蒙古的進口煤分別為13,308/5,401/2,239萬噸，同比-16%/+13%/+60%。

圖表：今年以來煤炭累計進口量同比下滑

資料來源：Wind，中金公司研究部

圖表：我國煤炭進口分國別

資料來源：煤炭資源網，海關總署，中金公司研究部

進口煤平均熱值可能下滑。今年1-10月褐煤進口量同比+6.2%至10,293萬噸，佔我國煤炭進口量（不包括煉焦煤）的57.7%，同比+13.2ppt，一定程度反映中低熱值煤炭進口占比的增加，我們認為這可能拉低進口煤的平均熱值，意味着終端用户單位產出對應的耗煤量或增加。

高熱值煤進口難增，中低熱值煤進口或仍有提升空間，但提升幅度可能不大。我們觀察到海外煤價走勢存在明顯分化，高卡煤更受日、韓、歐等客户青睞，仍然存在較為明顯的溢價。往前看，考慮到日、韓、歐等客户的剛性採購需求，我們認為海外高卡煤溢價難於避免。而海外中低卡煤近期價格走勢雖然相對偏弱，但隨着國內需求改善，海外中低卡煤與國產煤的價差可能趨於收斂，削弱這部分進口煤的優勢。

圖表：進口煤熱值下滑

注：煉焦煤未統計在內資料來源：Wind，IHS McCloskey，煤炭資源網，中金公司研究部

圖表：國產動力煤與紐卡斯爾高卡動力煤價格倒掛

資料來源：Wind，IHS McCloskey，煤炭資源網，中金公司研究部

供需緊平衡，階段性錯配可能性仍存

供需趨於緊平衡，邊際變量或致煤價中樞小幅回落。我們預計今年原煤產量同比+9.1%，預計商品煤消費量同比+1.7%。展望2023年，需求方面，在煤電需求增速有望回升、鋼鐵水泥等行業耗煤需求有望築底並緩步復甦的背景下，我們預計商品煤消費量增速有望提振。供給方面，考慮到項目投產和產能核增，我們預計原煤產量將進一步增加。進口煤方面，我們認為海外煤炭供需矛盾短期內仍難以化解，進口仍然難有明顯優勢，預計明年煤炭淨進口量約2.9億噸左右。綜合來看，我們認為2023年煤炭供需形勢可能相比今年趨緊。考慮到供給的邊際增加和海外衰退風險對需求預期的影響，我們預計明年秦皇島5500大卡動力煤價格可能略有回落，但仍將維持在相對高位。

圖表：煤炭供需平衡表

資料來源：Wind，煤炭資源網，中金公司研究部

不過，供需仍存在階段性錯配的可能，導致煤價脈衝式上行。我們認為階段性供需錯配的可能性仍存，主要是煤炭消費存在季節性，如暑期旺季消費量一般較淡季高15%左右，若屆時經濟復甦帶動需求加速回暖，疊加基建實物工作量投放節奏的恢復，煤炭需求的季節性或更為顯著，從而導致階段性供需矛盾突出。

圖表：2023年基建實物工作量與地產新開工面積的變化對煤炭消費量的邊際影響

資料來源：Wind，煤炭資源網，中金公司研究部

圖表：2023年基建實物工作量與物理竣工面積的變化對煤炭消費量的邊際影響

資料來源：Wind，煤炭資源網，中金公司研究部

煉焦煤：關注下游補庫需求回升

回顧2022年，需求平穩，供給改善

煉焦煤需求平穩增加，供給邊際改善。今年1-10月煉焦煤消費量為4.63億噸（精煤口徑），同比+1.19%，同期國內煉焦煤累計產量4.11億噸（精煤口徑），同比+1.65%。在動力煤保供背景下，國內煉焦煤產量也有增加，但總體相對平穩，一定程度反映出煉焦煤供給增量相對有限。往前看，由於國內優質煉焦煤相對稀缺，我們認為煉焦煤中長期可能仍然存在供給彈性不足的問題。

俄羅斯、蒙古進口煤的增加推動我國煉焦煤進口恢復。根據煤炭資源網，今年1-10月，我國煉焦煤進口同比+31%至5,164萬噸，增量主要由蒙古和俄羅斯貢獻：

►中蒙邊境口岸通關好轉，蒙煤進口恢復。今年以來，隨着中蒙邊境口岸通關情況的改善，我國對蒙古煉焦煤的進口量回升，1-10月蒙焦煤進口量同比+62%至1,914萬噸，不過仍低於2019、2020年同期水平。往前看，考慮到我國疫情防控有望更加靈活、蒙古境內運能的優化、疊加中蒙邊境口岸更為智能化的運輸管理，我們預計蒙焦煤進口或逐步恢復至疫情前水平。

►貿易結構調整推動俄煤進口增加。今年1-10月我國進口俄羅斯煉焦煤同比+101%至1,724萬噸。我們認為一部分進口增量或來自日、韓兩國進口俄煤的減量，主要是本就通過遠東地區港口出口的俄羅斯煤炭更容易在東亞地區內部重新定向。我們觀察到，1-10月日本、韓國進口俄羅斯煉焦煤分別同比-40%/-61%至140/111萬噸。往前看，若日、韓等地繼續降低俄羅斯煉焦煤進口，我國對俄煤的進口或仍有增長空間。

圖表：煉焦煤月度進口恢復至疫情前水平

資料來源：Wind，中金公司研究部

圖表：我國進口煉焦煤分國別

資料來源：煤炭資源網，中金公司研究部

圖表：中蒙邊境甘其毛都口岸通車數量攀升

資料來源：煤炭資源網，中金公司研究部

圖表：日本進口俄羅斯煉焦煤減少

資料來源：IHS McCloskey，中金公司研究部

圖表：韓國進口俄羅斯煉焦煤低於往年同期

資料來源：IHS McCloskey，中金公司研究部

展望2023年，需求緩步恢復，供給邊際改善

需求緩步恢復，供給繼續好轉。截至12月9日，柳林4號焦煤價格為2,420元/噸，年初至今均價約2,710元/噸，較去年均價上漲13%。在終端需求仍偏弱的情況下，煉焦煤下游庫存處於低位，而上游庫存相對較高。在“穩增長”政策的支持下，我們認為基建出力和地產築底復甦有望拉動下游需求緩步恢復，從而帶動煉焦煤補庫需求。而隨着新增產量的逐步投放和進口的持續改善，我們預期煉焦煤供給可能進一步好轉。

圖表：煉焦煤供需平衡表

資料來源：煤炭資源網，中金公司研究部

估值與建議

低估值、高股息具備吸引力，板塊具備良好防禦屬性

煤炭板塊P/E估值低於過去5年均值。從過去5年來看，我們認為煤炭板塊估值處於歷史低位。截至12月9日，煤炭板塊P/E（TTM）為6.91x，低於過去5年均值的9.62x，位於近5年的1.6%分位左右。板塊P/B（LF）為1.43，高於過去5年均值的1.27x，位於近五年的71.1%分位左右。

相比其他板塊，煤炭板塊估值處於較低水平。我們取申萬一級行業和滬深300進行橫向對比，可以看出，無論是與其他板塊還是與具備市場代表性的優質成分相比，目前煤炭板塊P/E分位均處於較低位置。即使在傳統週期性板塊內，目前煤炭板塊的P/E分位也處於較低水平。

股息率具備吸引力。過去兩年，在煤價中樞抬升的背景下，煤炭行業現金流入明顯提升，行業整體負債情況有明顯的改善。往前看，考慮到行業現金和負債狀況良好，同時囿於“雙碳”，煤炭擴張性資本支出可能相對有限，我們認為這將為行業提供保持甚至提升分紅的條件，因此板塊高股息率的特點有望繼續維持。

展望2023年，市場對外需衰退的擔憂、以及對內需復甦的預期或並行，考慮到全球能源供給重塑仍存挑戰，我們認為煤價中樞仍有望在相對高位運行，煤炭板塊盈利仍具韌性。在預期博弈背景下，煤炭板塊低估值、高股息的特點尤為值得關注。

風險因素

煤炭供給超預期釋放。需求恢復不及預期。

[1]http://tv.cctv.com/2022/01/06/VIDEqotDZOfcq6zHIQcXiI8U220106.shtml

[2]https://www.cls.cn/detail/927465

[3]https://news.cgtn.com/news/2022-08-10/Graphics-EU-s-full-ban-on-Russian-coal-comes-into-effect-1cnGEu2exLG/index.html

[4]http://tv.cctv.com/2022/08/20/VIDEWzA1c1DbyRnTBAZoPYsy220820.shtml

[5]https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/en/ip_22_4608

[6]https://www.cec.org.cn/detail/index.html?3-315647,https://cec.org.cn/detail/index.html?3-303525

[7]http://www.xinhuanet.com/power/2022-07/07/c_1211664934.htm

[8]http://www.ordos.gov.cn/ordosml/ordoszf/202203/t20220325_3167162.html

[9]http://www.nea.gov.cn/2022-11/14/c_1310676392.htm

[10]https://www.chinamine-safety.gov.cn/xw/mkaqjcxw/202208/t20220808_419779.shtml