供需双弱，动力煤估值中枢继续下移

动力煤：看跌2023年12月14日 ★2023年动力煤复盘：一致性过剩预期如期落地 2023年动力煤价格由急跌转向弱稳，港口5500K全年均价同比下降330元至970元/吨。2023年国内煤炭供应量大约过剩4000万吨，体现在港口和电厂库存。其中，国内煤炭产量预计增长9000万吨，进口动力煤累计增加约1.3亿吨，国内电力需求增长1.2亿吨（5%），非电需求增长6000万吨。 ★国内产能增量见顶，海外持续过剩 2023年国内煤炭实际新增产量约9000万吨。经历前期产能透支释放后，2024年新增产能明显放缓，预计下滑至6000-7000万吨。煤炭生产政策基调由2022-2023年的“长协保供”转向“长协与安监并存”。2024年长协签约量由105%降低至85%，市场煤供应量预计相对宽松；2023年海外煤炭市场过剩，富余的煤炭供应依赖中国、印度以及部分东南亚国家消化。2024年这一格局预计延续。2024年海外煤炭供应增量放缓至约4400万吨，对应中国进口煤需求量需进一步增加2000万吨。 ★火电增速预期下滑至2-3%，非电产能抑制需求增速 展望2024年，发电量跟随GDP增速预计维持5%左右增长。不考虑水电年度变化，新能源装机持续崛起或已经开始抑制火电需求，2024年电力总需求增速5%，火电需求增速预期或下滑至2-3%。2023年非电用煤需求表现非常亮眼，化工用煤量下半年以来增速维持在10%左右。但考虑大部分产能已经开满，终端非电的好转无法对用煤量带来更多提振。非电用煤量预计也将在2024年下滑至1%-2%。 ★国内外需求均缺乏亮点，高库存下煤价中枢继续下移 供需双弱，2024年国内煤炭预计继续过剩3000万吨，预计2024年均价重心再度下滑50-100元/吨。但需要警惕印尼出口、印度需求脉冲、国内安监、天气等造成的意外扰动。 ★风险提示 印尼政策，安监政策，极端天气 目录 1、2023年复盘：一致性过剩预期如期落地....................................................................................................................32、国内供应：产能增量阶段性见顶，政策由“长协”转向“长协+安监” .................................................................43、海外供应：东南亚+印度需求勉强对冲欧洲日韩，海外过剩量仍然依赖中国进口.................................................64、电力需求：绿电替代风险加大，火电增速预期下滑至2-3%.....................................................................................95、非电需求：非电下游开工陆续打满，增速预期同样受限........................................................................................126、结论：国内外需求均缺乏亮点，高库存下煤价中枢继续下移................................................................................13 1、2023年复盘：一致性过剩预期如期落地 2023年，经历国内能源危机、俄乌冲突后，动力煤价格如期下跌。秦皇岛5500K报价由年初的1200元/吨跌至12月初935元/吨，累计跌幅22%。海外跌幅更甚，印尼4200KFOB和澳洲5500K报价年度累计下跌37%和27%。 2022Q4，随着欧洲补库结束，实际冬季日耗表现不及预期，海外煤价已经提前走出下行趋势。2022年11月至2023年2月，内外窗口持续打开，进口煤低价伴随巨量进口持续冲击国内市场。上半年国内增产保供政策仍在严格执行，煤矿虽已感受到寒意但在政策和短期高价支撑下仍然保持高产量政策。 2023年3-5月份，持续供需压力下，全球电厂库存胀库，煤价出现恐慌性无量下跌。短短两个月跌去30%，由1100-1200元高位迅速跌至770元/吨年度长协价附近。随后，国内外煤矿主动减产，后期国内外产量再未回到3-4月份时期的高点，750-770元/吨底部支撑从理论和实践上得到确认。 2023年下半年开始，基于2023年2月份发生的2·22特别重大坍塌事故，全国煤矿恢复安监大检查。持续安监检查抑制煤矿开工力度。截止12月初，安监影响依然延续，全国样本煤矿开工率始终维持在100%以下。 复盘来看，2023年国内煤炭供应量大约过剩4000万吨，体现在港口和电厂库存。其中，国内煤炭产量预计增长9000万吨，进口动力煤累计增加约1.3亿吨，国内电力需求增长1.2亿吨（5%），非电需求增长6000万吨（5%）。展望2024年，国内外煤炭供应增速均明显放缓，但全球煤炭仍然依赖于中国消耗海运过剩煤，而明年中国火电增速、非电需求增速预期均难以改善。整体煤价预计中心继续下移，并伴随过剩产量少量挤出。 资料来源：Mysteel、东证衍生品研究院 资料来源：Mysteel、东证衍生品研究院 资料来源：Mysteel、东证衍生品研究院 资料来源：Mysteel、东证衍生品研究院 资料来源：CCTD、东证衍生品研究院 资料来源：CCTD、东证衍生品研究院 2、国内供应：产能增量阶段性见顶，政策由“长协”转向“长协+安监” 2023年年初，市场预计年度动力煤增量约1-1.5亿吨。但Q2煤价暴跌叠加年中开始的安监削弱实际产量增速。根据1-10月份铁路发运数据推算，2023年国内煤炭实际产量增量约9000万吨。根据汾渭等咨询机构统计，经历2021年末-2023年产能透支释放后，新增产能明显放缓，2024年新增产能预计下滑至6000-7000万吨。 政策方面，年初阿拉善事故促使“安监”要求趋严。煤炭生产政策基调，由2022-2023年的“长协保供”转向“长协与安监并存”。且随着港口5500K煤价在年中跌回发改委要求煤价上限以内，2024年长协要求的签约量也大幅降低。长协签约量由2023年年初的105%，降低至2024年的85%，煤矿生产开工灵活性放缓。随着市场煤比例逐渐 宽松，由于长协锁量，市场煤容量不够导致的价格超涨超跌预计也会放缓。 资料来源：Mysteel、东证衍生品研究院 资料来源：Mysteel、东证衍生品研究院 资料来源：Mysteel、东证衍生品研究院 资料来源：Mysteel、东证衍生品研究院 资料来源：公开资料、东证衍生品研究院 资料来源：CCTD、东证衍生品研究院 3、海外供应：东南亚+印度需求勉强对冲欧洲日韩，海外过剩量仍然依赖中国进口 上文提到，从2023年平衡表复盘来看，价格下跌叠加安监重启，国内供应端增速已经开始放缓。导致国内供需过剩的原因在于海外煤的持续负面冲击。2023年上半年，海外煤价低于国内，带动内外煤价共振性下跌。下半年以来，内外煤价价差已经收敛，但海外依然过剩，富余的煤炭供应依然依赖于中国、印度、以及部分东南亚国家。 展望2024年，这一格局预计依然没有明显转变。海外煤炭供应增速虽也在同步下滑，但无奈需求端并无亮点，多余产量仍将流向中国、印度、以及部分东南亚国家。但经历2023年持续过剩累库后，国内电厂库存已经在峰值水平，明年能够继续消化的海外过剩供应量有限。 2023年，随着物流好转，海外煤炭出口量同样迅速恢复。包括澳大利亚、印尼、美国、南非、哥伦比亚等主要煤炭出口国2023年同比出口量增加8300万吨。其中，澳大利亚增加2250万吨，印尼增加3900万吨，俄罗斯和美国分布增加850万吨和1000万吨；加拿大出口增加300万吨，南非因物流限制出口小幅下降，哥伦比亚无增量。 全球增加的贸易量更多被中国和东南亚等国家吸收，日韩、欧洲等主流煤炭需求国2023年需求同比持续大幅下滑。从绝对量来看，2023年中国动力煤进口量增加1.3亿吨，东南亚主要国家需求增加2000万吨，日韩需求下降2100万吨，欧洲需求下降约5000万吨。 资料来源：Kpler、东证衍生品研究院 资料来源：Kpler、东证衍生品研究院 资料来源：Kpler、东证衍生品研究院 资料来源：彭博、东证衍生品研究院 资料来源：彭博、东证衍生品研究院 资料来源：彭博、东证衍生品研究院 资料来源：彭博、东证衍生品研究院 资料来源：彭博、东证衍生品研究院 2024年海外煤炭供应增量放缓至约4400万吨，其中印尼产量增加3200万吨，出口量预计增加2400万吨（25%本国DMO比例）；美国、澳洲动力煤发货量预计增加1000万吨。其中，截止报告发布日，印尼尚未正式官宣其2024年DMO和出口计划量，考虑印尼本国制造业产能投放，或因为其本国需求回升而减少新增煤矿可出口比例。这一政策和出口量存在变数。 需求角度，欧洲需求恢复难以期待，预计欧洲市场动力煤需求2024年持平；日韩电力增速虽已恢复，但考虑日本重启核电带来的永久性替代，预计2024年日韩进口需求继续降低1000万吨；潜在需求增量来除中国外，主要集中在东南亚和印度。 东南亚方面，伴随制造业转移，2023年其煤炭进口需求明显增加，同比增量约2000万吨，预计2024年这一增长仍将持续。印度方面，2022-2023年以来印度需求爆发引发市 场关注。但考虑印度本国动力煤资源丰富，其国内产量高增速下电力需求爆发并不会对全球动力煤进口带来多大带动。预计2024年印度动力煤进口增加约500万吨。 综合来看，若印尼维持其一贯DMO比例，海外煤炭市场对应过剩量约2000万吨。即，若想维持当前价格下供需均衡，中国2024年对进口煤需求量需要在2023年高位上进一步增加2000万吨。 4、电力需求：绿电替代风险加大，火电增速预期下滑至2-3% 2023年，中国煤炭需求整体略超预期。电力需求中规中矩，非电尤其是化工需求表现超预期。2023年，1-10月份，全国发电量73330亿千瓦时，同比增长4.4%，其中火电累计发电量9804.9亿千瓦时，同比增长5.7%。以1-10月份增速推算全年，2023年火电对应煤炭需求增加1.3亿吨。 展望2024年，发电量跟随GDP增速预计维持5%左右增长。但市场普遍担心，在今年新能源装机高增速，电力统调机制下，新能源装机对火电或造成一定挤压。2020年以来，包括光伏、风电、水电在内的“绿色”新能源每年新增装机量均持续超过火电。其中，2023年光伏新增装机量预计接近1.7亿千瓦，以18%的利用系数折算后对应能够匹配的新增电力需求约3000万千瓦。不考虑水电年度变化，新能源装机持续崛起或已经开始抑制火电需求，2024年电力需求增速5%，但火电需求增速预期或下滑至2-3%。 资料来源：Mysteel、东证衍生品研究院 资料来源：Mysteel、东证衍生品研究院 资料来源：Mysteel、东证衍生品研究院 资料来源：Mysteel、东证衍生品研究院 资料来源：Mysteel、东证衍生品研究院 资料来源：Mysteel、东证衍生品研究院 资料来源：Mysteel、东证衍生品研究院 资料来源：Mysteel、东证衍生品研究院 而基于拉尼娜向厄尔尼诺现象的转换，市场普遍对2024年的水电发力预期较为乐观。伴随2023年下半年，全球气候转向厄尔尼诺现象，我国水力发电预计明显好转。对我国而言，拉尼娜现象将导致我国夏季降雨带北移，出现“冷冬热夏、南旱北涝”，而厄尔尼诺现象则一般导致南方降水偏多，北方干旱，更易出现“暖冬”现象。 资料来源：Mysteel、东证衍生品研究院 资料来源：Mysteel、东证衍生品研究院 5、非电需求：非电下游开工陆续打满，增速预期同样受限