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        1. 與時俱進追求卓越
          煤炭行業專題報告:變化中的供需缺口,繞不開的價格周期
          編輯:admin 日期:2023-08-18 08:41:21 來源:未來智庫



          煤炭行業專題報告:變化中的供需缺口,繞不開的價格周期

          未來智庫

          發布于安徽財經領域創作者

          (報告出品方/作者:興業證券,王錕)

          1、煤炭資源相關概念明晰

          1.1、目前多以碳化程度和使用場景作為煤炭分類的主要依據

          煤炭是由古代植物遺體演變而來。古代植物遺體堆積后逐步演變為泥炭和腐泥,由于地殼運動而被掩埋,在較高的溫度和壓力的作用下,經過成巖作用演變為煤炭。煤炭根據成煤時間、所處底層的壓力和溫度形成不同的碳化程度,不同煤種的碳化程度從低到高依次為:褐煤,煙煤和無煙煤。其中,煙煤可根據干燥無灰基揮發分及粘連指數等指標,進一步劃分為貧煤、貧煤、貧瘦煤、瘦煤、焦煤、肥煤、1/3 焦煤、氣肥煤、氣煤、1/2 中粘煤、弱粘煤、不粘煤及長焰煤。另一種分類方式是基于不同煤種的用途,根據煤炭的具體使用場景進一步劃分為:動力煤、煉焦煤、噴吹煤和無煙煤。其中,動力煤是用于動力原料的煤炭,如取暖、發電、建材制造等;煉焦煤主要用作生產焦炭的原料;無煙煤塊煤多應用于化肥、陶瓷、制造鍛造等行業,無煙煤粉煤可用于冶金行業和高爐噴吹等。

          1.2、國內外煤炭資源儲量分類標準

          煤炭資源是指賦存于地下的具有現實和潛在經濟價值的煤炭,資源儲量分類標準是資源基礎性、綱領性技術標準。目前我國執行的資源儲量分類標準為《固體礦產資源儲量分類》(GB/T17766-2020)。該標準明確調查勘查階段分為普查、詳查和勘探,以可經濟開采的程度區分資源量和儲量內涵。具體來看,資源量指的是經勘查后預期可經濟開采的固體礦產資源,經過普查、詳查和勘探后分別對應形成預測/控制/探明資源量。 儲量指的是控制/探明資源量中經濟可采的部分,即通過了預可行性研究、可行性研究的探明/控制資源量,可分別合理轉換為證實/可信儲量。

          我國此前使用的《固體礦產資源/儲量分類》(GB/T17766-1999),主要根據經濟意義、可行性評價和地質可靠程度,采用編碼三位數(XYZ)代表不同資源含量,其中:X 代表經濟意義,Y 代表資源的可行性評價,Z 代表地質可靠程度。

          煤炭的儲量分類標準經歷了多年演變,目前國際上較為流行的為澳大利亞JORC標準和俄羅斯 1996 版標準。 JORC:由澳大利亞礦產儲量聯合委員會制定,能夠廣泛應用于礦業投資、融資、產權交易等各種市場行為。JORC 主要區分資源量和儲量,資源量僅考慮地質條件,按照地質可靠程度從低到高分為推斷的(Inferred)、控制的(Indicated)和探明的(Measured)。儲量則綜合考慮地質、經濟、采礦等條件細分為可能的(Probable)和證實的(Proved)。 俄羅斯 1996 年標準:主要區分資源量和儲量。儲量A 類—詳細探明儲量;B-充分探明儲量;C1-基本探明儲量;C2-初步控制儲量;資源量P1-可能的資源量;P2-推斷的資源量;P3-預測資源量。

          2、我國煤炭資源格局一覽

          2.1、我國煤炭資源分布較為集中,不同煤種稟賦差異較大

          據自然資源局發布的《中國礦產資源報告 2022》,我國2021 年煤炭儲量為2078.85億噸。從整體分布來看,擁有煤炭儲量最多的前五地區為山西、新疆、內蒙古、陜西和貴州,五地區占我國煤炭總儲量的 78.47%,資源分布較為集中。拆分不同煤種來看,我國資源稟賦差異較大。在我國已探明煤炭儲量中:動力煤約占 72%,煉焦煤約占 26%(其中主焦煤、肥煤、瘦煤等基礎煤種比例較少,僅占 13.35%),分類不明的占 2%。細分煤種產地來看,動力煤主要分布在內蒙古(32.5%)、新疆(28.7%)和陜西(26.5%);煉焦煤集中分布在山西(46.0%);無煙煤則主要分布在山西(39.6%)和貴州(28.6%)。

          據 Energy Institute,2020 年我國煤炭探明儲量占全球煤炭探明總儲量的13.33%,全球排名第四,僅次于美國、俄羅斯和澳大利亞;但可采年限僅為37 年,在前10 大資源國中最低。然而,我國能源結構顯示煤炭是我國最重要的基礎能源之一,占能源總消耗比重超過 50%,具備重要戰略意義。

          2.2、煤炭資源區域錯配,鐵水公路構建“九縱六橫”運輸格局

          我國主要煤炭產地在山西、陜西、內蒙古和新疆,而需求方主要在華東和華南區域,直接導致了中國需要“北煤南運,西煤東調”的整體格局,基于此,我國逐漸形成了包含鐵公水的“九縱六橫”聯合運輸格局。

          主產區調出方式不一,鐵路運量最大,水路單價最低。由于煤炭運輸量大、運距長,我國煤炭運輸主要以鐵路為主。從煤炭運量來看,2022 年鐵路、公路和水路運輸分別占比 55.22%、29.73%和 15.04%,對應運輸成本分別為126.5、250和28.1元/噸。從主產地調出方式來看,晉陜蒙的煤炭運輸形式是多式聯運,先由公路運輸將煤炭從礦區運輸到鐵路樞紐,通過北通路、中通路和南通路滿足沿途城市煤炭需求,到達秦皇島港、唐山港、黃驊港、日照港、連云港等港口下水,再經水路運輸到達上海港、寧波港、廣州港、廈門港、防城港等港口接卸。與晉陜蒙地區不同,新疆的煤炭外調通過貫穿全疆的“一主兩翼”鐵路連接,僅供給川渝甘青幾個地區,其中蘭新線是疆煤唯一外運通道,再經由蘭渝線輸送至川渝地區。

          2.3、我國煤價類型多樣,市場以長協作為價格壓艙石

          根據運輸節點不同的報價方式。在貿易環節中,可根據所處的運輸節點將煤炭價格分為坑口價、車板價、平倉價、到岸價、庫提價,分別對應了礦區、火車站、上游港口、下游港口、終端倉庫四個主要貿易環節的價格。以坑口價為基準,疊加進入下一環節所需運費、倉儲成本、稅費等,形成下一環節的價格依據。在煤炭價格類型基礎上,市場以產地、中轉地及消費地形成基于運輸節點的煤炭價格指數。

          期貨指數。我國亦存在煤炭期貨合約,主要是大連商品交易所的焦煤和焦炭期貨以及鄭州商品交易所的動力煤期貨,發揮風險控制和價格發現功能,價格影響力逐漸擴大。其中,動力煤期貨經歷 2021 年連續跌停板后,鄭商所采取提高手續費標準、收緊交易限額、研究實施擴大交割品的范圍等多項措施降低市場投機,此后動力煤期貨價格波動收窄,價格發現功能略有削弱。

          國際煤價指數。全球煤炭價格圍繞三大煤炭貿易港口形成了歐洲三港(DES-ARA)、南非理查德港(RB)和澳大利亞紐卡斯爾港(NEWC)三個重要價格指數,均由環球煤炭交易平臺根據每周交易量和問詢雙方報價后計算得出。各價格指數定價對應不同熱值,DES-ARA 動力煤包含最低發熱量為5850/5700 大卡/千克、RB動力煤最低發熱量包含 5850/5700/5300/4500 大卡/千克,NEWC 動力煤最低發熱量為 5850 大卡/千克。

          2016 年以來,我國當前煤炭定價實行“新雙軌制模式”。國有大礦對下游發電供熱用煤企業執行長協價,非電熱企業夠煤可采用市場價。2023 年,納入長協價的量不低于煤炭企業自有資源量的 80%、動力煤資源量的75%,中長期合同總量按照 26 億噸的規模落實。 煤炭長協定價執行“基準價+浮動價”形式,基準價由國家制定,浮動價隨重要煤炭價格指數進行調整,2021 年以來,在煤炭市場波動影響下,長協定價模式不斷朝著收窄波動區間的方向推演,是煤炭價格的壓艙石。目前執行的長協價格區間為 570-770 元/噸,晉陜蒙三地產區出礦環節(坑口)長協的合理區間有明確劃分:山西 370-570 元/噸,陜西 320-520 元/噸;蒙西 260-460 元/噸,蒙東200-300元/ 噸。

          3、我國煤炭的消費與供應情況

          3.1、需求:我國煤炭下游格局穩定,需求端受經濟景氣度影響顯著

          煤炭通過四大高耗能產業,最終消費指向下游的基建和地產。根據《國民經濟行業分類》規定,煤炭行業是指煤炭開采和洗選業,由各種煤炭的開采、洗選、分級等生產活動構成。隨著開采技術的成熟以及工業革命的發展,人們對于煤炭的利用也更加多元化和標準化,按照下游需求分為動力煤、焦煤和無煙煤,主要滿足電力、建材、鋼鐵、化工行業等需求。2018-2022 年間煤炭消費量仍在平緩增長,2018-2022 年均復合增長率為 2.67%。其中,電力、建材、鋼鐵和化工是四大耗煤產業,四大產業的煤炭消費量占總消費量比重長期超過80%,需求粘性強。其中,電力是煤炭行業最大的下游行業。

          煤炭需求周期與經濟周期高度關聯。穿透下游終端應用,四大耗煤行業的終端應用場景多為房地產、基建、居民生活等,與經濟運行景氣度高度相關。實證來看,2002-2011 年間,我國經濟快速增長,GDP 增速達到10%以上,經濟景氣度上行,下游生產擴大帶動煤炭消費快速增加;2012-2020 年間,我國經濟增速回落至5%-10%之間,下游生產降溫導致煤炭消費增速持續放緩。2021 年以來,我國經濟增速平穩復蘇,下游需求有所改善,拉動煤炭消費有所回升。我們認為,經濟景氣度會直接影響下游需求,從而傳導至煤炭消費量及行業發展趨勢。

          在實現雙碳目標過程中,仍需煤炭發揮基礎能源和兜底保障作用。我國2020年首次提出在 2030 年之前實現碳達峰,2060 年實現碳中和。在實現雙碳目標過程中,仍需煤炭發揮基礎能源和兜底保障作用,因此對煤需求仍具有較強支撐:首先,國際能源危機持續,煤炭能源對保供中的安全戰略性提高,基于我國重煤資源稟賦,煤炭應是我國能源安全的“壓艙石”,保障我國能源安全。其次,能源需求增長與新能源發展的期限錯配,煤炭作為能源主體仍能在較長時期內維持。根據國務院發展研究中心資源與環境政策研究所測算,到2030 年中國能源需求將達到59 億噸的峰值。從新能源發展規律來看,由于風光等新能源發電成本問題,以及電源的波動性對電網穩定性的影響,在能源輔助服務市場建設、現貨交易市場體系建設及儲能市場建設等尚處于啟動階段的情況下,實現對煤電的快速替代難度較大。

          小結:煤炭需求與經濟景氣度密切相關,未來可能受到其他替代能源影響。當前下游行業對煤炭需求粘性仍強,下游產業對煤炭需求基本跟隨經濟周期輪動進行釋放與收縮,以此將景氣度能傳導至煤炭需求端。此外,其他替代能源對煤炭需求的影響同樣需要關注,其影響力或將隨著技術成熟程度而逐漸顯露。

          3.2、供給:政策驅動煤炭產量釋放節奏

          政策的受力者集中在供應端,煤企的生產能力和意愿是煤炭供應的核心變量。不同政策帶來的影響會投射在煤企的生產量上,如安全生產政策是煤炭生產的底線,涉及保供穩價等產能政策會影響煤企的生產能力,雙碳政策會影響煤企的長期投資計劃。因此,對于煤炭供給的判斷,我們應重點追蹤國家涉煤政策的走向,包括產能政策、安全生產政策、雙碳政策、能源清潔利用政策、進口關稅政策等,結合原煤產量、重點煤企的產煤量、煤炭行業的固定資產投資實際完成額等重要供給側數據輔以驗證。

          政策驅動煤炭產量釋放節奏??v觀我國煤炭行業的主要發展階段,實際供應量與政策指引呈現較高的關聯性。從 2002-2020 年,我國的煤炭產業僅經歷了一輪從“增產-產能過剩-供給側改革”的產能周期。

          擴張階段(2002-2012):在這一期間,政策大方向為推動煤炭工業健康可持續發展,活躍煤炭市場環境,推動煤炭產能迅速放量。此外,2008 年受全球金融危機影響,我國安排 4 萬億資金啟動內需,出臺涉及基礎建設、擴大內需的措施,帶動煤炭產量快速增加,2002-2012 年原煤產量復合增速達到10.94%。

          去產能階段(2012-2020):經歷前一階段的產能放量與經濟增速放緩,煤炭產能出現明顯過剩,表現為 2012-2016 年煤炭產量不斷下降。2016 年后,我國密集出臺關于去產能的各項政策,加大供給側改革力度,通過退出落后產能、嚴格限制新項目、推進行業兼并重組的政策組合拳,不斷優化煤炭產能格局。由此,我國煤炭在 2016-2019 年年中累計退出煤炭落后產能8.1億噸。

          保供增產階段(2021 年至今):隨著煤炭去產能任務順利完成,為確保我國能源結構安全穩定,這一時期的政策指向關注先進產能釋放、安全生產、強化煤炭兜底保障作用,一定程度上拉動我國煤炭產量的回升。

          產能集中度進一步提升。2015-2022 年晉陜蒙新原煤產量由25.2 億噸增加到36.4億噸,占比由 67.2%提高到 79.82%。分煤種來看,動力煤豐富的陜西和內蒙古貢獻產量最大,焦煤豐富的山西和安徽、無煙煤豐富的山西同樣擔起主要的產出地。

          3.3、庫存周期的影響

          據統計學家基欽提出經濟運行中存在“庫存周期”,是經濟發展到某個階段時發生的供給和需求變動所造成的具有規律性的庫存波動,通過對煤炭行業的庫存周期分析,可以加深對煤炭價格變化的理解。庫存周期的內在機制是需求與生產間的錯位與變動,造就了庫存周期的四個階段,對應不同供需格局下的價格: 主動去庫存:需求較弱,生產降幅大于需求降幅,庫存出現主動下降; 被動去庫存:經濟上行階段,需求持續增加,生產尚未跟上,帶動物價上行;主動補庫存:需求仍好,企業擴大生產,該階段為周期的量價頂點; 被動補庫存:生產差,但需求更差,可能面臨量價同降;

          煤炭流轉端主要為產地、港口和下游終端用戶三個環節?;诖?,我們劃分供給端和需求端跟蹤主要環節的煤炭庫存情況,判斷當前煤炭行業處于庫存周期的位置。供給端重點觀察煤礦庫存和港口庫存,需求端則觀察電廠、焦化廠和鋼廠等重要下游的庫存。

          3.4、小結:煤炭供需的關鍵影響因素

          觀察煤炭供需的核心變量:需求一端,下游行業與經濟景氣度緊密相關,同時受到其他替代能源的影響;供給一端,與政策方向深度綁定,直影響煤企的生產能力與意愿。對于需求和供給的核心變量,我們梳理了重點的觀測指標,從而更好地理解煤炭的供需關系與煤價的變動。

          4、進口煤有調節供需平衡和價格發現的作用

          4.1、在全球范圍內,我國在煤炭的生產和消費端均扮演重要角色

          我國是全球主要煤炭產出國與消費國。盡管我國煤炭資源稟賦在全球范圍內優勢有限,但我國煤炭的產出量與消耗國穩居全球首位,對煤炭依賴較高。 消耗量:2022 年我國煤炭消耗量為 88.41 艾焦(EJ,注:1 艾焦=10^18焦耳),同比增長 1.0%,占全球煤炭消耗量的 52.8%,是煤炭最重要的消費國家之一。 產出量:2022 年我國煤炭產出量為 92.22EJ,同比增長10.5%。我國煤炭產出量占全球 52.83%,同比增加 1.5 個百分點,是產出占比最大的國家。

          4.2、我國進口煤規模雖小,但對調節煤炭供需平衡作用明顯

          進口煤對我國煤炭供應的貢獻度低于 10%。2018-2022 年,我國每年進口煤炭在2.82 億噸-3.24 億噸之間,但進口煤對我國煤炭總供給量的影響程度呈降低趨勢,從 2018 年的 9.03%降低到 2022 年的 5.95%。進口煤量的變化主要受政策和經濟效益的共同影響,常見的影響要素包括:進口政策調整、國際關系變化、產煤國對外供應能力變化、進口煤貿易利潤波動、國際物流周期變化等。從進口煤的細分品種來看:動力煤占 73%左右;煉焦煤占 24%左右;其余為無煙煤,占比保持穩定。

          進口煤來源國的市場份額已發生了變動。我國的進口煤來源國相對穩定,主要來自印尼、澳大利亞、俄羅斯和蒙古,但各國在進口煤市場上的占有率發生了較為明顯的變化。2022 年,印、俄、蒙、澳四國進口占比分別為58.07%、23.16%、10.60%、0.97%,份額較 2018 年分別變動了+17.84、+13.66、-2.07、-28.11個百分點。印尼和俄羅斯已填補了澳大利亞讓出的市場份額。細分煤種來看:2022 年我國進口動力煤主要來自印尼和俄羅斯。其中,從印尼進口了 16848 萬噸,占動力煤進口量的 75.30%,市占率居首。進口煉焦煤主要來自蒙古和俄羅斯,2022 年我國從兩國分別進口 2561 和2100 萬噸,占焦煤進口量的35.30%和 28.94%。

          4.3、進口煤具有價格發現功能,與內貿煤價格走勢趨同

          過去十年,印尼、澳大利亞和我國山西的 Q5500 動力煤到達廣州港的庫提價,在大部分時間段走勢高度趨同,且基本沒有價格差異。2022 年開始,進口煤出現了一定的價格優勢,隨著價格發現功能起效,內貿煤價在較短時間內完成了下調回歸,抹平了內外價差。國際煤價變化是全球能源供需關系的一種呈現方式,進口煤既對我國的煤炭供應起到必要的外部補充作用,同時也是一個價格發現窗口。當國際煤價格上漲時,會對國內的價格形成支撐;反之將驅動價格下行。

          5、供需缺口與煤價變動

          5.1、供需缺口、價格拐點與價格高度

          判斷煤價變動方向的核心是供需缺口,價格發生實際變動的時間較供需缺口的產生滯后 1 年左右。我們觀察了 2001-2022 年,煤價同比變化和供需缺口的擬合關系,發現了以下現象: 滯后一年的方向切換:2006 年,煤炭市場由前一年的供過于求轉變為供不應求,但煤價在 1 年后的 2007 年才實現同比增長;同樣的,煤炭市場在 2015 發生了類似的供需關系轉換,煤價在1 年后同比增長。當行業完成對供需平衡關系的切換,價格運行方向就會發生切換。供需矛盾沒有解決前,價格會在同方向持續演繹。2007 年,供需缺口延續了 2006 年的規模,沒有被填補,煤價在2008 年提速上漲;2012-2014年,供應過剩的情況沒有完全解決,煤價在此期間持續下跌;2016年,供不應求的矛盾在 2015 年的基礎上愈演愈烈,煤價在2017 年加速上漲;2017 年供需缺口收窄,煤價漲幅放緩。因此,如果市場沒有發現供需邊際反轉的信號或者產生反轉的預期,價格方向上的趨勢不會停止。

          結合以上現象,我們認為,供需增速差(需求增速減供給增速)和供需缺口的絕對值可以結合用于把握價格彈性大小和判斷價格拐點。前文我們提到,煤炭的需求和經濟增長有著較高的關聯性。在慣性認知里,經濟需求好或不好意味著預期的煤價上漲或下跌。但是,在歷史復盤中,經濟高增時如產量同步快速釋放,價格也難有起色;相反,在經濟增長有限時,類似供給側改革、進口限制等針對供應的政策,反而催化煤價上行。所以,需求或供給單方面的預期變化無法決定商品價格的變化;增速差完成正負方向的轉換,價格將發生運行方向的切換;增速差在同方向上的變動幅度,決定價格彈性的幅度。

          5.2、需求、供給、進口的現狀

          需求端:經濟預期增長,下游對煤炭仍具有高度粘性。分不同煤種來看:(1)動力煤需求上漲的支撐是經濟增長拉動火電發電量的提升,短期內清潔能源仍未能替代火電地位。2022 年全國發電量 83886 億千瓦時,同比增長2.2%,其中2022年火電發電量 58531 億千瓦時(同比+0.9%),占總發電量比重69.8%。從發電增量來看,2022 年發電總量同比增加 2764.5 億千瓦時,其中火電同比增加828.6億千瓦時,貢獻率達到 30.0%,僅次于風電增加的 1200.2 億千瓦時(貢獻率43.4%)。(2)焦煤需求穩定的底層邏輯在于穩增長預期下鋼鐵產量維持平控。2023年,隨著經濟周期逐漸轉入復蘇期以及穩增長目標的落實,鋼鐵行業對焦煤保持剛性需求。同時,鐵水產量處于歷史均值,但焦煤行業庫存相對較低,補庫需求亦或產生需求的邊際拉動。

          供給端:國內產能增量空間受限,高供給難以持續。從行業層面來看,在保供增產政策推動下,我國在 2021Q4 釋放煤炭產能 2.2 億噸/年,2022 年釋放產能3億噸/年。產能的快速核增帶動了 2021-2022 年國內煤炭產量增速迅猛,同比分別增長 5.74%和 10.48%。2022 年全國煤礦產能利用率同比增加4.1 個百分點,達到93.0%,基本達到飽和狀態。在安檢要求趨嚴、煤礦質量要求優質等背景下, 我們認為,快速核增產能帶來的產量高增預計難以長期持續。從企業層面來看,一方面有限的資本性開支難以支撐產量大量釋放。盡管資本性開支同比增速于2018年 9 月由負轉正,且 2022 年同比增速超過 30%,但絕對值仍然低于2012 年1348.08億的水平,且當前煤礦建設成本以及安全投入遠高于以前,對資本投入要求更高。另一方面,在雙碳政策的預期下,煤企新建產能意愿受到一定影響。實證來看,我們選取國內產量排名前 20 的國有煤炭集團為樣本。2021 年,這20家煤炭集團原煤產量合計為 26.6 億噸,占當年全國原煤產量(40.7 億噸)的65%。截至 2022 年底,前 20 大煤企在建或擬建煤礦產能1.923 億噸,有望在未來數年陸續投產,2023-2027 年將新投產 1.78 億噸。近兩年的產能高增長趨勢難以持續。

          進口端:海外進口補充能力有限,未來不確定性或將增強。2023 年以來,在國外煤價大幅下滑、澳煤進口解禁、進口零關稅政策等利好因素疊加,進口煤大量補充我國煤炭供給,2023 年 1-6 月累計進口煤炭 22195 萬噸,同比增加93%,但我們仍需關注進口補給的重要性和持續性。從量的角度來看,進口煤占整體煤炭供應比重較低,并且對我國煤炭供給增量的貢獻率較低,遠低于國內產量的增量貢獻率;同時不穩定性更高,易受國際局勢和煤價波動的影響。從質的角度來看,由國際局勢緊張誘發的能源危機將持續,使得各國搶購高卡煤,我國進口煤發電熱能下降較為明顯。綜上我們判斷,隨著進口煤的價差優勢趨弱,2023 年以來進口煤高增趨勢難以為繼,能源危機的影響將持續深化我國煤炭進口的不確定性,作為供需緊平衡的重要邊際變量對煤價產生影響。

          5.3、IEA:供需差將再次顯現

          根據 IEA 對我國煤炭行業的追蹤,我國煤炭需求在燃煤發電的強需求帶動下,預計 2023 年需求同比增長 5.93%至 46.79 億噸;煤炭供給同比增長回落至1.59%,供給量為 46.31 億噸,供需差將再次顯現。 同時,在假設 GDP 增長率為 4.7%和工業生產(Industrial Production)增長率為5%的條件下,預計 2023-2025 年的煤炭需求年均增長率為1.0%,2025 年達到47.73億噸的水平,增量主要來源于煤電和煤化工。電力是維系煤炭需求的最重要抓手,在 2020-2022 年的電力應急情況以及國家能源局公布的燃煤電廠裝機容量計劃背景下,IEA 推測燃煤發電量將以 2.3%的速度增長,在2025 年將達到62663億千瓦時,對應煤炭消費量約為 30.65 億噸,占 2025 年預測消費量比重超過60%。同時,IEA 認為我國煤炭產量將在 2023 年達到峰值,2024 年起開始緩慢下滑,預計 2025 年產量水平接近 45.5 億噸,接近 2022 年產量水平。

          6、投資分析

          資源方面:2020 年我國煤炭探明儲量占全球煤炭探明總儲量的13.33%,全球排名第四,僅次于美國、俄羅斯和澳大利亞,資源稟賦優異。我國煤炭資源集中分布在山西、陜西、內蒙、新疆、貴州等地,煤炭種類齊全但不同煤種稟賦差異較大。

          運輸方面:由于我國的煤炭產地和消費地存在一定程度的區域錯配,運輸網由鐵路、海運、公路共同形成了“九縱六橫”的格局,其中鐵路運量最大,水路單價最低。

          價格指數:市場以長協作為價格壓艙石,長協定價執行“基準價+浮動價”,明確 570-770 元/噸為合理的價格區間。

          供需關系:煤炭的下游主要有電力、鋼鐵、建材、化工等,煤炭需求與經濟增長正相關;我國自產煤的供給顯著受到產業政策影響。

          進口煤:我國每年進口煤炭在 2.81 億噸-3.27 億噸之間,進口煤對我國煤炭供應的貢獻度低于 10%,但有調節供需平衡和價格發現的作用。進口動力煤主要來自印尼和俄羅斯;煉焦煤主要來自蒙古和俄羅斯。

          煤價變化:判斷煤價變動方向的核心是供需缺口。需求或供給單方面的預期變化無法決定商品價格的變化;增速差完成正負方向的轉換,價格將發生運行方向的切換;增速差在同方向上的變動幅度,決定價格彈性的幅度。建議在不同時間周期下,持續跟蹤供需增速差的變化。

          小結:我們判斷,穩增長將拉動煤炭需求,國內產量高速增長難以持續,進口量或邊際減少,煤炭行業需求增速>供給增速的格局有望再次顯現。

          (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。)

          精選報告來源:【未來智庫】。


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