（报告出品方/作者：长江证券，金宁、庄越、柳藤）
动力煤：价格一以贯之，逻辑三重演绎
自 2021 年以来，煤炭板块经历了两年景气周期，然而这两年不同阶段导致煤炭价格景 气的原因其实是不一样的，整体可分为三重逻辑：1）第一阶段（2021 年 1 月-2021 年 9 月）：总量缺口逻辑。2）第二阶段（2022 年 1 月-2022 年 7 月）：海外逻辑。3）第三 阶段（2022 年 8 月-10 月）：结构性紧缺逻辑。
1）第一阶段（2021 年 1 月-2021 年 9 月）：总量供需缺口。2021 年 1 月，受澳煤进口 限制影响、产能释放不足叠加国内经济复苏和出口超预期，煤炭供需总量紧缺，2021 年 1-9 月动力煤供需缺口达到 7610 万吨。受此影响，煤炭价格快速上涨，从 3 月最低价 570 元/吨左右一路上涨至 10 月超过 2500 元/吨。然而随着限价政策和核增产能释放， 10 月煤价迅速回落，总体供需缺口也在保供下迅速回补，最终 2021 年 1-12 月动力煤 供需盈余 262 万吨。
2）第二阶段（2022 年 1 月-2022 年 7 月）：海外煤价高位拉动我国煤价上涨。2022 年 1 月，印尼禁运导致我国进口煤量出现快速下降，2 月俄乌冲突加强矛盾，海外煤价高 涨使得我国煤及褐煤进口量 1-7 月累计下降 18%左右。海外煤价较高也拉动了我国煤 价，2022 年 1-7 月我国煤价整体在 1000 元/吨以上高位震荡，2022 年 3 月一度超过 1500 元/吨。
3）第三阶段（2022 年 8 月-10 月）：非电结构性紧缺。2022 年 8 月，受高温天气叠加 保供持续推进影响，我国煤价自 8 月中下旬止跌向上；2022 年 9 月，虽然电煤进入消 费淡季，但受电煤保供履约执行力度加强，非电供给受到压缩，以致煤价淡季不淡；10 月，受产地及运输线路沿线疫情影响，港口库存低位震荡，10 月煤价一度超过 1600 元 /吨。
四季度以来，在大秦线检修及疫情影响下，10 月港口库存快速下降，带动市场煤价继续 上涨；然而随着疫情影响逐渐减小叠加淡季用煤量有限，11 月港口市场煤价出现下跌趋 势。
从供需来看，动力煤供应量方面，受产能核增、新增产能等因素影响，2022 年 1-9 月动 力煤供应量远高于往年同期；进口量则整体处在往年同期低位；动力煤耗煤量受疫情影 响，4-5 月耗煤量处在近年来低位，虽然 8 月明显回升，但随着高温天气在 9 月逐步缓 解，供需盈余在 9 月再现。整体来看，今年 1-9 月动力煤供应量 27.32 亿吨，同比提升 2.98 亿吨（+12%）；1-9 月动力煤净进口量 1.53 亿吨，同比下降 4123 万吨（-21%）； 1-9 月动力煤耗煤量 27.49 亿吨，同比增加 4530 万吨（+2%）；1-9 月动力煤供需盈余 1.34 亿吨。
展望后市，近期疫情影响有加深迹象，后续随着全国供暖范围扩大，冬储及用煤采购需 求逐步释放下，需求后期或有边际抬升可能；而长时间保供下供给或难大幅突破前高， 叠加地缘政治局势仍欠稳定、海外冬季仍存在能源紧张风险并有望提振市场信心，传统 旺季动力煤价格有望维持高位震荡运行。今年以来（截至 11 月 4 日），我国动力煤市场 价均价为 1250 元/吨，预计我国全年动力煤中枢价将落在 1200-1300 元/吨之间。此外， 长协煤参考价格指数 11 月出现上行趋势，后市长协煤价有望向港口煤价上限 770 元/吨 靠近。
炼焦煤：蒙煤进口带来增量，供需双弱价格高位波动
焦煤方面，自 2021 年煤价高位主因一直为澳煤进口限制影响，而需求端变化则是导致 2022 年焦煤价格景气向上的主因。
第一阶段（2021 年 1 月-2021 年 9 月）：澳煤进口限制叠加需求较强使得焦煤缺口 持续。2021 年 1-9 月，澳煤进口限制下我国焦煤净进口量同比下跌超过 2000 万吨。不 过 2021 年 10 月以后港口澳煤卸货导致供给总量攀升叠加能耗双控下需求减量，焦煤 供需缺口迅速减小。
第二阶段（2022 年 1 月-2022 年 4 月）：稳增长预期推动焦煤需求提升。2022 年，稳 增长政策刺激下我国焦煤需求预期较强，日均铁水产量在 1-4 月快速爬升，焦煤库存持 续下行且远低于往年同期。受此影响，我国焦煤价格再次进入上行通道。
第三阶段（2022 年 9 月-至今）：地产政策预期好转促使焦煤价格高位震荡。随着 5 年 期 LPR 下行、金融十六条等政策推进，地产预期好转使得焦煤价格高位震荡。不过考 虑到当前钢厂利润、焦化厂利润较弱，因此此段时期焦煤价格上涨空间有限。今年以来 （截至 11 月 4 日），我国山西吕梁主焦煤市场价均价为 2494 元/吨。
从供需来看，焦煤 2022 年 1-9 月供需依旧偏紧。供给方面，2022 年 1-9 月我国焦煤国 内有效供应量为 3.71 亿吨，同比提升 882 万吨（+2%）；2022 年 1-9 月净进口量为 4518 万吨，同比提升 1019 万吨（+29%），但仍较 2020 年下降超过 1300 万吨。需求方面， 2022 年 1-9 月我国焦煤总需求量为 4.17 亿吨，同比提升 289 万吨（+1%）。供需缺口 方面，2022 年 1-9 月焦煤供需缺口 102 万吨。
展望后市，焦煤价格上行空间则主要取决于地产需求是否得到实质性改善。一方面在季 节性环保限产要求下，焦钢厂生产和原料采购需求可能会边际减弱，另一方面鉴于终端 焦煤库存偏低、上游话语权较强，结合去年底粗钢减产对应焦煤价格走势，预计届时焦 煤价格或高位震荡，焦煤价格上行空间主要取决于地产需求是否得到实质性改善。不过 预计全年价格中枢仍有望实现同比提升，全年焦煤中枢价或将落在 2400-2500 元/吨之 间。
产能：2023-2025 国内年化增量约 1.5 亿吨
产能是影响煤价最重要的因素。受十三五期间煤炭资本开支及核准矿井较少、退出 落后产能较多影响，2021-2022 年市场煤价站上千元大关。虽然自 2021 年 10 月以来， 我国大量核增煤矿产能，煤矿产量出现明显提升，然而后续我国煤矿产量是否还具有可 持续提升能力仍然备受争议，我国煤矿产能数据披露的滞后性与分散性也加大了产能研 究的难度。为了厘清我国未来煤矿产能增量，本篇报告我们从十四五规划视角以及 主产区核准、在建及核增视角交叉验证，对我国未来可能实现在建投产以及核增的产能 进行研究。研究发现，2023-2025 年我国煤炭产能/产量增量约有 3-4 亿吨，主要集中在 蒙新地区。
视角一：从各地十四五规划看煤炭产能空间
2022 年我国原煤产能大致增加 4-5 亿吨。2022 年，经过增产保供，主要煤产地煤炭产 能/产量均出现了明显提升，估计 2022 年末我国原煤产能大致在 48-49 亿吨，相较 2021 年原煤产能约增 4-5 亿吨左右。分省份来看，煤炭产能/产量增幅较多的为晋蒙新地区， 与 2021 年相比，预计内蒙古、新疆 2022 年产能增量分别约为 2 亿吨、1 亿吨，山西产 量增量也将达到 1 亿吨。
分煤种来看，预计 2022 年相较 2021 年商品煤产量大概净增超过 2 亿吨。目前我国煤 炭结构中动力煤、焦煤、无烟煤占比分别为 86%、12%和 2%。
2023-2025 年预计我国原煤产能仍将有 3-4 亿吨增量。不过，与各省十四五期间煤炭产 能规划相比，预计 2023-2025 年我国煤炭产能/产量增量仍有 3-4 亿吨，其中动力煤大 致在 3 亿吨左右，焦煤大致在 4000-5000 万吨左右。分省份来看，内蒙古、新疆有望分 别约增 1 亿吨，山西、贵州有望分别增 5000-7000 万吨，甘肃有望增 2000 万吨左右。
视角二：从主产区现有规划看煤炭新增产能空间
一般来说，煤矿从勘探到竣工所需时间一般为 5-10 年，投产周期较长。以小保当煤矿 为例，2012 年编制矿区总体规划和方案，2016 年进行选址审查，2017 年国家发改委 核准项目，2019 年开工备案，2020 年一号矿井竣工验收。由此看出，十四五期间有希 望投产的煤矿主要在已处于核准阶段及以后的煤矿，若该矿井仍处在取得探矿权或采矿 权期间，难以在近 3 年内完成投产。
核增产能有望在半年至一年内完成。除了处于新建阶段的煤矿，产能核增也是煤炭保供 和未来产能增量的重要来源。2022 年 8 月，发改委印发《关于加强煤炭先进产能核定 工作的通知》，且对露天煤矿、一级安全生产标准化煤矿或者智能化采煤的煤矿不进行 限制，可随时核增。因此 2022 年以来，产能核增也成为了煤炭主产区快速实现保供的 重要手段，当前已公布的拟核增产能均有望 1 年后完成核增，在十四五期间贡献产量增 量。
内蒙古：2022 年 2 月以来，内蒙古拟核增/已核增产能约 1.4 亿吨，核准及在建矿 井产能约 1.4 亿吨；据内蒙古能源局资料，内蒙古 2022 年已完成新增产能 2 亿吨 左右，则 2023-2025 年仍可新增产能约 8000 万吨-1 亿吨左右。
新疆：2022 年以来，新疆拟核增/已核增产能约 1.3 亿吨，核准及在建矿井产能约 0.8 亿吨；据我们估计 2022 年新增约 1 亿吨左右，则 2023-2025 年仍可新增产能 约 1 亿吨左右。
山西：2022 年 3 月以来，山西拟核增/已核增产能约 1.2 亿吨，核准及在建矿井产 能约 0.7 亿吨；据估计 2022 年约新增 1 亿吨左右，则 2023-2025 年仍可新增产 能约 1 亿吨左右。
陕西：2022 年以来，陕西拟核增/已核增产能约 0.3 亿吨，核准及在建矿井产能约 0.5 亿吨；假设 2022 年新增 2000 万吨左右，则 2023-2025 年新增约 6000 万吨 左右。
由此可预计，2023-2025 每年产能大致提升 1.5 亿吨以内。因此，在供给能源战略储备 增强、电煤和非电煤的结构性缺口仍存下，若需求出现复苏，我们认为十四五期间 市场煤价中枢或将在高位震荡。
进口：2023 年海外煤价中枢下跌进口或有增量
从煤炭进出口来看，我国煤炭出口近乎为零，进口煤炭总量在历年来则总体稳定在 3 亿 吨左右。然而自 2022 年以来，受俄乌冲突加剧全球能源危机、极端天气频发、全球煤 炭贸易竞争激烈影响，海外能源价格高涨，欧洲 ARA 港 6000 大卡煤价、澳大利亚纽卡斯尔港高卡煤现货煤价最高都曾超过 400 美元/吨。受此影响，我国 2022 年前 10 月煤 及褐煤进口量仅 2.3 亿吨，同比下跌 10.5%。
然而随着海外能源库存累积、极端天气影响减弱叠加经济增速放缓，9 月以后海外煤价 高位回落，截至 2022 年 11 月 11 日澳大利亚纽卡斯尔港高卡煤现货煤价、欧洲 ARA 港 6000 大卡煤价分别为 324 美元/吨、325 美元/吨，相较最高位回落幅度超过 20%。 中低卡煤价格降幅虽然不如高卡煤，不过广州港印尼煤 5500 大卡到港也从高位 1470 元/吨（8 月）回落到 1290 元/吨（截至 11 月 18 日）。受海外煤价高位回落而我国港口 煤价因市场煤资源结构性短缺等因素影响，我国港口市场煤价高于海外，海外煤炭进口 量有所增多。自 2022 年 9 月以来我国煤及褐煤进口量已恢复到往年同期水平。
预计 2022 年煤及褐煤进口量同比下降约 5500 万吨。若以 2022 年 1-9 月煤及褐煤进口 情况年化，我们预计 2022 年全年煤炭进口量约 26789 万吨，相较 2021 年约下降约 5500 万吨。分国别来看，今年以来我国煤炭进口量下降主要与印尼进口量减少有关。 2022 年 1-9 月我国从印尼进口的煤及褐煤仅 11519 万吨，若年化，比 2021 年下降超 过 4000 万吨。
2023 年煤炭总进口量或相较 2022 年略有提升，但增量不大。自 2020 年 11 月澳煤进 口限制以后，我国煤炭进口格局已重塑：2022 年前 9 月我国煤炭进口已从澳洲转向印 尼和俄罗斯，两国进口将近占我国煤及褐煤进口总量的 80%。2023 年来看，若澳煤进 口限制不放开，考虑到海外煤价中枢整体上或低于 2022 年中枢，我们预计煤及褐煤进 口总量相较 2022 年或有增量。但由于全球地缘冲突常态化，煤炭贸易竞争加剧，即使 海外煤价有所下跌，海外动力煤 400-600 元/吨的低价煤时代或将不再出现，未来海外 煤价或也将进入千元时代。因此即使 2023 年煤及褐煤进口总量或相较 2022 年有所提 升，增量依然不大。
动力煤方面，若假设所有褐煤都为动力煤，则我国今年前 9 月动力煤进口依存度为 4.5% 左右，其中印尼、俄罗斯动力煤进口量占总进口的 76%、15%。若以今年前 9 月进行年 化，2022 年我国动力煤进口总量将相较 2021 年下降约 3500 万吨，其中印尼、俄罗斯 相较 2021 年或约分别下降 1000、800 万吨。由于动力煤对煤种品质要求不高，当前澳 煤进口限制对我国动力煤进口造成的影响基本已解除，动力煤进口格局已重塑，未来来看，动力煤进口或再度回归成为调节国内煤价的工具。展望 2023 年，即使澳煤进口限 制放开，考虑到长协合约和新渠道已形成，预计即使澳大利亚动力煤进口有增量但依旧 有限，动力煤进口增量更多来源于海外煤价中枢相较 2022 年下降带来的增量，预计动 力煤进口增量在 1000-2000 万吨左右。
炼焦煤方面，我国今年前 9 月动力煤进口依存度为 10-11%左右，其中蒙古、俄罗斯焦 煤进口量占总进口的 36%、33%。若以今年前 9 月进行年化，2022 年我国焦煤进口总 量将相较 2021 年提升约 600 万吨，但仍相较 2020 年下降超过 1000 万吨。分国别来 看，今年贡献焦煤进口增量的国家主要为蒙古和俄罗斯，预计 2022 年两国焦煤进口量 相较 2021 年或约分别提升 800、900 万吨。由于炼焦煤属于稀缺资源，高品质炼焦煤 无法像动力煤一样通过转移进口补足，而国内焦煤资源有限，因此澳煤进口限制后我国 焦煤进口缺口明显。
展望 2023 年，若澳煤进口限制放开，考虑到截至 11 月 18 日国内外焦煤价格不分伯仲， 且澳煤以主焦煤为主、硫分较低、运费较低，较具有性价比，因此澳煤进口限制若放开 或将快速弥补焦煤进口缺口；即使澳煤进口限制不放开，考虑到外蒙古疫情好转，公路 通车数提升或也将带来蒙古国焦煤进口量进一步提升，叠加外蒙古塔本陶盖勒至甘其毛 都铁路的建成可能带来的运量提升，预计 2023 年焦煤进口量或将再度提升 400 万吨左 右。
需求：电力需求稳中有升，纾困政策助力地产链降幅放 缓
我国原煤消费量中，发电、建材、冶金用煤占比较高，其下游需求大部分与地产基建需 求息息相关。因此对地产基建走势的未来判断，一定程度也可以印证未来的动力煤需求。
地产链：纾困政策助力钢铁水泥需求降幅放缓，PVC 增速由负转 正
房地产需求或将跨过周期顶点，原煤需求增速或进入下行通道。当前我国新房需求中枢 或已跨过大周期顶部并步入下行趋势，这主要和我国购房适龄人口（25-49 岁）群体占 比持续下降且未来适龄购房人口（24 岁及以下）占比有关。此外，随着我国城镇化率逐 渐向 70%靠近，城镇化率提升速度预计将有所放缓，可见商品房销售面积顶部或将在今 年达到，未来商品房销售面积或呈现下行趋势。
在地产纾困政策促进下，即使开工端仍难以得到明显增量，但竣工端需求或得到明显恢 复。11 月 8 日，中国银行间市场交易商协会在人民银行的支持和指导下，继续推进并扩 大民营企业债券融资支持工具，支持包括房地产企业在内的民营企业发债融资；随后， 人民银行、银保监会发布《关于做好当前金融支持房地产市场平稳健康发展工作的通知》， 出台了十六条措施支持房地产市场平稳健康发展。地产纾困政策加码下，保交房下建材 等需求或有明显恢复，拿地和新开工预期或也将有所好转。
据长江地产组估计，预计 2023 年地产投资增速在-5%~0%以内，地产销售面积在-10~- 5%之间，相较 2022 年投资增速（-10%~-5%）和销售面积增速（-20%~-25%）将有明 显好转。
开工端方面，虽然地产端预期好转，然而在双碳政策巩固钢铁去产能大背景下，钢铁产 量同比难以得到很大幅度提升，根据长江金属组预测，2023 年钢铁产量同比下降约 1000-2000 万吨，对应粗钢产量降幅大致在 1-2%左右。
竣工端方面，受益于保交房一系列措施，预计水泥行业 2023 年产量降幅将明显放缓， PVC 产品 2023 年产量同比由负转正。根据长江建材组估计，预计 2023 年我国水泥产 量降幅将放缓至-5%；根据长江化工组估计，预计 2023 年我国 PVC 产量同比提升 5%。
尿素：需求平稳增长
需求端方面，尿素下游可粗略地分为农业需求和工业需求。农业需求即指氮肥的需求， 占比约为 52%；复合肥需求占比 15%；工业需求中人造板占比 13%，三聚氰胺需求占 比 6%，其它需求合计占比 14%。今年前 9 月我国尿素消费量同比提升 12%，主要和国 内保障粮食安全政策不断推出有关，粮食种植面积及产量稳中有增，对尿素的需求也呈 现增加趋势。此外，今年前 9 月尿素低社会库存也使得尿素消费量整体偏高。 展望 2023 年，随着尿素补库完毕，预计 2023 年尿素消费量或下降至 5%以内。据长江 化工组预测，2023 年我国尿素需求同比提升 5%以内。
电力：2023 年电力用煤稳中有增
我国电力消费增速与国民生产总值增速的比值长期来看较为稳定，2010-2021 年我国电 力弹性系数均值为 1.01。根据长江宏观团队测算，2022-2023 年我国 GDP 增速或将在 3.5%、4.8%左右，根据 2003-2021 年 GDP 与电力弹性系数的关系，可推测出我国电 力弹性系数在 2022、2023 年分别为 0.88，0.91，则 2022-2023 年全社会用电量同比 提升 3.1%、4.4%。
2022 年 1-10 月，我国发电量同比提升 2.2%，疫情导致发电量增幅明显较 2021 年有所 回落。虽然 2022 年 7-9 月汛期水电明显出力不足，然而由于水电装机同比提升叠加火 电在所有电源结构中最后消纳，因此 2022 年 1-10 月水力发电量同比仍提升 2.2%，而 火力发电量同比仅提升 0.8%。 展望 2023 年，根据长江公用组预测，预计我国火电/水电/核电/风电/光伏新增装机 2550/886/60/6000/10000 万千瓦。考虑到 2023 年极端天气影响或有减弱，来水和风光 机组利用小时同比提升情况下，预计火电机组利用小时或将出现下降，最终 2023 年火 电发电量同比仅提升 1%左右。
结构性紧张有望推动
2023 年价格高位震荡 动力煤方面，从总量上我们对明年动力煤下游电力、冶金、建材、化工等行业增速进行 假设，并以此计算悲观/中性/乐观情况下动力煤需求增速。
电力：展望 2023 年，虽然疫情政策放松下 GDP 增速或整体提升，然而考虑到 2023 年水电出力挤压、火电消纳顺序在电源结构中排名相对靠后，预计中性假设下 2023 年火电发电量增速为 1%，悲观/乐观假设下，火电发电量增速为-2%/4%。
冶金：受双碳政策及地产周期下行影响，中性假设下，预计 2023 年粗钢产量相较 2022 年仍下降 1000-2000 万吨，则 2023 年冶金行业耗煤量中性假设下降 1.5% 左右。而悲观/乐观假设下，2023 年冶金行业耗煤量产量增速为-5%/+2%。
建材：受益于地产纾困政策对竣工端的影响，中性假设下，2023 年水泥产量较今 年同比下跌-5%，较 2022 年-10%的产量增速明显放缓；悲观/乐观假设下，2023 年水泥产量增速为-10%/0%。
化工：受益于竣工端 PVC 消费量的提升和尿素消费量稳健增长，中性假设下 2023 年化工行业耗煤量同比提升 5%；悲观/乐观假设下，明年化工行业耗煤量增速为 0%/+10%。
供热：中性假设下，2023 年供热行业耗煤量较今年同期+2%；悲观/乐观假设下， 明年供热产量增速为 0%/+4%。
其他：假设其他行业耗煤量和今年总体持平。 综上所述，2023 年中性假设下我国电力/冶金/化工/建材/供热/其他行业耗煤量增速为 1%/-1.5%/5%/-5%/2%/0%。
供给方面，1）国内：若 2023-2025 年新增煤炭产能约 3-4 亿吨，则每年新增产能大概 在 1.5 亿吨以内；考虑到每年退出落后产能及新投产矿井产量爬坡情况，假设 2023 年 国内供给增量均为 7000 万吨；2）海外：考虑到地缘冲突持续，我国煤炭进口量或相较 2021 年明显缩量；然而随着冲突常态化，国内外煤价倒挂程度或逐渐缓解，假设 2023 煤炭进口增量为 2000 万吨。3）库存：今年以来，我国煤炭库存明显相较往年提升，若 2023 年我国煤炭库存储备继续提升 2000 万吨，则将整体减少供需盈余。 整体来看，我们预计十四五期间动力煤价中枢将明显高于十三五期间，预计 2023 年中 枢价或在 1100-1200 元/吨。
焦煤方面，行业供需格局或主要取决于地产政策。若 2023 年地产疲软，需求或仍延续 相对弱势表现，而国内供给端整体变化不大，进口端或因蒙煤和俄煤带来增量，因此明 年供需整体或较今年偏宽松，但大概率不会出现大幅供过于求。中性假设下，我们预计 2023 年钢铁产量相较 2022 年下降 1000 万吨（-1%），进口量假设提升 400 万吨，国 内供给提升 200 万吨，则明年焦煤供需盈余 783 万吨。悲观预期下 2023 年产量同比下 降 2000 万吨（-2%），乐观预期下钢铁产量整体平控，则焦煤供需分别盈余 1316 万吨 和 251 万吨。然而，考虑到今年焦煤库存明显低于往年同期将近 500 万吨，则经调整 2023 年悲观/中性/乐观情况下我国焦煤供需分别为+816 万吨/283 万吨/-249 万吨。 展望明年价格中枢或小幅下行；若地产政策超预期，焦煤中枢有望高位维稳甚至出现提 升，预计 2023 年焦煤中枢或落在 2200-2400 元/吨。
长协政策的严格推进或导致结构性紧张
作为保供稳价的核心政策，今年以来煤炭中长期合同相关政策不断演进和提前布局，包 括：明确港口及主产区合理价格区间、要求煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有 资源量的 80%以上、尽快达到三个100%的目标要求、印发《2023 年电煤中长期合 同签订履约工作方案》的通知。
具体而言：2016 年 11 月，国家发改委联合多部门组织召开了推动签订中长期合同做好煤炭稳定 供应工作电视电话会议，确定从 12 月 1 日起，按照基准价+浮动价的定价模式、 5500 大卡动力煤 535 元/吨的基准价格水平执行，改变了以往定量不定价的做法。为了 保证合同执行，还突出强调了违约条款和监管内容，有关政府部门、铁路方面也将给予 相应的政策和运力支持。这种基准价（535 元/吨）+浮动价的定价模式一直平稳运 行至 2021 年。2021 年由于下游需求超预期、水电发力较差、煤炭供给侧产能释放低于 预期等多方面因素，煤炭价格大幅上涨。2021 年 9 月，国家发展改革委办公厅向各地 方和有关企业发出通知，就抓紧做好发电供热企业直保煤炭中长期合同全覆盖工作做出 安排，要求推动煤炭中长期合同对发电供热企业直保并全覆盖；发电供热企业和煤炭企 业在今年已签订中长期合同基础上，再签订一批中长期合同，将发电供热企业中长期合 同占年度用煤量的比重提高到 100%。随后有关煤炭中长期合同推进的工作不断细化， 2022 年 7 月 1 日，国家发改委《关于做好 2022 年电煤中长期合同补签换签和履约监 管工作的通知》表示，确保煤炭生产企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量 80% 以上，去年 9 月份以后和今年新核增产能的保供煤矿核增部分要全部签订电煤中长期合 同，自有资源量原则上不得低于去年产量水平，发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应 实现中长期合同全覆盖，尽快达到三个100%的目标要求：发电供热企业全年用煤 量签约 100%，电煤中长期合同月度履约率 100%，执行国家电煤中长期合同价格政策 100%。
整体视角下，2022 年开始的新一轮煤炭中长期合同相关政策的变化主要体现在以下两 个方面： 1） 价格层面：2022 年开始，基准价的部分从 535 元/吨上调到 675 元/吨，涨幅 26%； 2） 量的层面：煤炭供给侧（煤炭企业）方面，要求煤炭企业签订的中长期合同数量应 达到自有资源量的 80%以上；煤炭需求侧（发电供热企业等），要求发电供热企业 年度用煤扣除进口煤后应实现中长期供需合同全覆盖。 2022 年 10 月 31 日，国家发改委办公厅发布特急文件《2023 年电煤中长期合同签约履 约工作方案》。其中核心内容基本与 2022 年电煤中长期合同相关规定并无实质性差异， 但进一步对电煤中长期合同的量予以明确划定，包括26 亿吨、105%等内容。
我们认为煤炭中长期合同相关政策的持续推进或造成动力煤的供需市场被一分为二，即 长协煤与发电供热企业（以下简称长协市场）和现货煤与非发电供热企业（以下简称 现货市场）。由于政策方面的监管和要求便使得即便电厂出现显著盈余和累库现象， 但是长协煤仍无法支援现货市场。
自 2022 年 5 月 1 日起开始执行《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》中的 相关要求以来，可以比较明显地发现港口动力煤的现货价格走势基本与终端电厂库存走 势从年初的负相关转变为正相关，即终端电厂库存越高则港口煤价同样越高，这 背后的原因或只能用长协市场对于现货市场的侵蚀予以解释。
与 2021 年的总量供需不同，我们认为今年以来市场煤现货价格居高不下的原因并不来 自于供需总量层面的，现货市场的结构性紧缺或为高市场现货煤价主要推力。2021 年， 我国动力煤从 3 月份开始至 8 月份结束出现连续 6 个月的供需缺口，若算上 1 月份和 2 月份则前 8 个月合计有 7 个月出现供需缺口，前八个月供需缺口累计超过 1 亿吨。而 2022 年以来，在保供稳价叠加需求整体相对增速较弱的情况下，我国动力煤出现显著盈余，其中 1-8 月份仅有 4 个月出现单月供需缺口，累计盈余超过 1 亿吨；1-10 月份的 累计盈余更是接近 1.6 亿吨。因此，除了海外能源危机、通胀等因素，我们认为供需基 本面视角下，现货市场的结构性紧缺而非总量层面的供需紧张或为高煤价主要推力。
接下来，我们将对 2023E 的动力煤现货市场供需进行测算，假设 2023 年中长期合同 29 亿吨。不同情景之下再将国内动力煤总供给和非发电供热企业耗煤量分为悲观、中性、 乐观三种情景。 国内动力煤总供给： 中性：国内动力煤产量达到 37 亿吨左右水平； 悲观与乐观：按中性假设±5%估算国内产量。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
精选报告来源：【未来智库】。
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