中金：今年夏季还会缺煤吗？

国内供给保持高增长，但持续性需验证。3月原煤产量数据反映整体保供力度不减，根据部分产地披露计划来看，我们预计全年原煤增量在1-1.5亿吨左右。不过，考虑近年来产能利用率持续高位运行，生产接续问题可能更加突出，我们认为全年国内供给侧仍存在一定的扰动。

一季度煤炭进口超预期，与市场和政策变化等多方面因素有关。一方面与煤炭进口关税政策有关，原定于今年3月末结束实施的进口煤零关税政策或促使下游在4月前进行积极采购。另一方面海内外煤价差阶段性收窄，性价比也在驱动下游增加进口煤采购。

煤炭进口成本端可能仍存在阶段性的压力。我们认为海外供给增长存不确定性，印尼增量可能受天气及当地需求变化影响；蒙古、俄罗斯进口煤供给仍受运输条件约束；澳煤供给释放可能相对偏慢。而海外需求整体或维持刚性，欧洲需求仍有边际提升的可能，印度需求或存增量，日韩等地煤电需求可能相对平稳，但4月日本与澳洲签订的年度200美元/吨动力煤合同价也为后市煤价提供了一定支撑。

下游存煤天数并没有明显抬升。在淡季保供力度不减和进口煤采购增长下，下游煤炭库存已恢复到正常至偏高水平。但库存恢复的同时，煤炭消费量也在同比提升，因而存煤天数并没有明显抬升。我们观察到二十五省终端用户存煤天数处于正常范围内，六大电厂存煤天数仍然相对偏低。

旺季用电高负荷或致煤炭供需阶段性收紧。随着气温回升，传统淡旺季切换拐点临近，我们认为下游备库需求或逐步抬升，对煤价形成支撑。再往前看，考虑到今夏用电高峰期的调峰需求或进一步增强，叠加非电用煤需求有望恢复，我们预计煤炭供需或阶段性收紧，对煤价形成刺激。

在电力需求整体恢复，同时气候年景可能偏差的情况下，夏季用电高峰期火电或再度出现高位数增长，带来阶段性的煤炭供需紧张。中电联预计今年夏季全国最高用电负荷约为13.7亿千瓦左右，比2022年增加8000万千瓦；若出现长时段大范围极端高温天气，全国最高用电负荷可能比2022年增加近1亿千瓦。考虑到今夏电力运行可能仍存在偏紧的可能，我们做了中性和乐观两种情景下的煤炭供需分析：

• 中性情景：假设8月最高用电负荷同比增6.2%，用电同比增6%左右（从过去三年来看，8月最高用电负荷增幅与当月用电量增幅相近），水电利用小时恢复至去年同期水平，水电同比增4.3%，我们测算煤电或同比增5.5%。
• 乐观情景：假设极端天气发生，8月最高用电负荷同比增7.8%，用电同比增7%左右，水电仍然疲弱，利用小时同比降5%，水电同比降0.9%，我们测算煤电或同比增8.1%。
• 国内供给方面，我们预计8月动力煤商品煤供应量或同比增长3.4%至3.07亿吨（基于全年原煤产量同比增约1.5亿吨、动力煤洗出率80%，即月平均增1000万吨动力煤商品煤的假设）。
• 进口方面，我们预计8月印尼和澳洲或能合计贡献600万吨左右的动力煤进口增量（印尼预计全年出口增长约5900万吨，澳洲预计全年出口动力煤增长约1400万吨，我们假设两国增量均供向我国，意味着我国月平均进口增量约600万吨）。实际上，考虑到海外的供给扰动和需求边际变化，我们认为600万吨增量已属于偏理想的情况。

综上我们认为，在气候相对正常的情况下，夏季煤炭供给可能存在小幅缺口；若出现极端天气扰动，煤炭保供或仍面临一定挑战。

根据国家气候中心预计，我们认为今年夏季用电高峰期，华中、西南等电力净调出地区的电力需求增幅可能高于全国平均水平，同时当地电力供应或也存在一定的不确定性，进而影响华东、南方部分地区，导致区域性的能源保供需求更为明显。

干旱、高温热浪或导致部分地区居民用电负荷增长超过全国平均。国家气候中心预计今夏（6-8月）西南地区东部及华中中部降水偏少、气温偏高，可能出现区域性气象干旱，全国大部地区气温接近常年同期到偏高，其中河南南部、安徽西部、江西西北部、湖南北部、湖北、重庆大部、四川东部、陕西南部、甘肃西部、新疆大部等地偏高1-2℃，上述地区高温（日最高气温≥35℃）日数较常年同期偏多，可能出现阶段性高温热浪。

以水电为主的受影响地区或将通过火电补位。受极端高温干旱天气影响，去年夏天我国部分水电占比相对偏多的地区出现了“缺水”，8月云南、四川、湖北、贵州、重庆水电发电同比分别下滑了6.7%、2.2%、45.0%、8.5%、49.2%，与此同时火电补位，同期地区火电同比分别增加63.9%、113.5%、61.1%、34.9、55.1%。考虑到今夏西南、华中部分地区来水可能仍偏弱，我们预计火电或继续扮演补位角色。

上述部分地区的电力调出可能受到扰动，进而影响对应调入地的电力供需。四川、云南、湖北、贵州是电力净调出地区，受极端天气影响，去年8月四川、云南、湖北电力净调出同比分别下滑1.2%、27.2%、72.7%，9月跌幅进一步扩大至25.1%、37.7%、87.7%，贵州电力净调出也由8月的40.4%同比增幅转为跌13.3%。这些地区电力净调出的减少一定程度也将影响相应调入地的电力供应。

从去年8月数据来看，西南调出电力主要送至华东、华中和南方地区，分别占西南电力总调出的66%、19%、13%，对应调出量相当于华东、华中和南方地区电力总调入量的35%、22%和63%；华中调出电力则主要输送至华东、西南和南方地区，分别占华中总调出的44%、29%、22%，该部分调出量相当于华东、西南和南方地区电力总调入量的8%、23%和37%。若今夏传统丰水期，西南、华中地区水电仍然疲弱，我们认为华东、南方等地可能需要从其他地区增加电力调入，或增加本地煤电以加强电力供应。

单季度煤炭进口量创历史新高。今年3月我国进口煤炭4117万吨，同比增长151%，单月进口量达到历史第二高水平，仅次于2020年1月的4356万吨。1季度我国累计进口煤炭1.02亿吨，同比增长96%，单季度进口创历史同期绝对新高。从进口大幅增加的原因来看，2019年12月部分进口煤由于未能及时清关，导致当月进口量仅277万吨，远低于往年同期正常水平（2010-2018年，12月平均进口2465万吨），因此在次年的集中清关下，1月进口煤激增。而今年3月进口煤的大幅增加则与市场和政策变化等多方面因素有关。

进口煤增量主要来自印尼、澳洲、蒙古和俄罗斯。从3月煤炭进口分国别数据来看，我国自印尼、澳洲、蒙古和俄罗斯分别进口2198、222、582和884万吨，同比提升119%、546%、469%、183%，环比提升34%、969%、26%、30%。侧面看，这些国家的煤炭出口数据与我国进口煤增长的态势也基本吻合。

• 1-2月印尼出口增量有限，3月向中国发运量增加。1）根据印尼国家统计局，今年1-2月印尼出口煤炭7527万吨，同比增长70.5%，2月出口3854万吨，同比增长24.8%，环比增长4.9%。出口同比增幅较大主要是去年初印尼对煤炭出口实施了阶段性的限制，导致同比基数偏低。与2021年同期的7206万吨相比，今年1-2月印尼出口增幅有限，仅增4.5%。2）Kpler船舶数据显示3月印尼出口煤炭4872万吨，同比增长22.4%，环比增长26.1%。其中，1-3月印尼分别向我国出口煤炭1517、1540、2351万吨。
• 澳洲向我国出口煤炭增幅较快，但体量相对偏小。Kpler船舶数据显示3月澳洲出口煤炭2923万吨，同比增长7.5%，环比增长21.0%。其中，1月澳洲向我国出口煤炭有限，不过随着我国进口澳煤的渠道改善，2、3月澳洲向我国的出口量增加至201、424万吨。
• 俄罗斯向我国出口煤炭增加。Kpler船舶数据显示3月俄罗斯出口煤炭1438万吨，同比增长16.2%，环比增长21.6%。其中，3月俄罗斯向我国出口煤炭588万吨，同比增长137%，环比增长61.7%。
• 蒙古向我国出口煤炭持续增长。根据蒙古国海关总署，3月蒙古国出口煤炭595万吨，同比增长385%，环比增长38.2%。其中，1-3月向我国分别出口煤炭347、423、580万吨。

进口增长与煤炭进口关税政策有关，原定于今年3月末结束实施的进口煤零关税政策或促使下游在4月前进行积极采购。去年4月，为加强国内能源供应保障，我国发布了《国务院关税税则委员会关于调整煤炭进口关税的公告》，决定自 2022年5月1日至2023年3月31日，对未制成形的无烟煤（原最惠国税率3%）、炼焦煤（原最惠国税率3%）、未制成形的其他烟煤（原最惠国税率6%）、未制成型的其他煤（原最惠国税率5%）、煤砖和煤球及用煤制成的类似固体燃料（原最惠国税率5%）、未制成型的褐煤（原最惠国税率3%）、制成型的褐煤（原最惠国税率3%）等7种煤炭货品实施税率为零的进口暂定税率。

受益于该政策的地区包括俄罗斯、蒙古、加拿大、南非等，而印尼、澳洲、哥伦比亚等地在该政策发布前已经适用于0%的协定税率。因此，我们认为3月俄罗斯、蒙古等地进口煤的增加可能与下游抢在政策优惠窗口期内积极采购有关。往前看，俄罗斯、蒙古进口煤存在环比回落的可能，不过考虑到3月末我国将关税减免政策进一步延长至年末，我们认为这将继续利好上述地区出口煤炭至我国。

海内外煤价差阶段性收窄，性价比驱动下游增加进口煤采购。根据我们测算，年初至3月中旬，海外中低卡动力煤整体性价比优于国产煤，因此下游存在增加进口煤采购的需求。而目前来看，海外中低卡动力煤与国产煤的价差有所扩大甚至再度出现倒挂迹象，海外高卡动力煤则继续保持相对高位。

往前看，我们认为海外供给存在增量，但仍有不确定性扰动，导致增量可能相对有限，而海外需求或保持刚性。因此，我们预计今年我国煤炭进口成本端可能仍存在阶段性的压力。

供给方面，我们预计进口煤供给增量主要来自印尼；澳煤供给释放可能相对偏慢，下半年可能才能获得更好恢复；蒙古、俄罗斯进口煤供给增长可能仍受运输条件约束：

• 印尼供给有增量，但受多重因素影响。根据印尼能源与矿产资源部，2023年印尼初步计划生产煤炭6.945亿吨（vs. 2022年实际产量6.869亿吨），其中5.177亿吨用于出口（vs. 2022年实际出口4.59亿吨）。我们认为该计划可能相对理想，一方面实际产量或受天气影响，如今年一季度受降雨拖累，印尼煤炭产量1.7亿吨，低于原计划的1.73亿吨。另一方面，5.177亿吨对应计划产量的25%，相当于DMO（国内市场义务）要求的最低比例，而实际上在全球煤炭供需偏紧、能源安全更加重要的背景下，2021、2022年印尼国内用煤占产量的比重达到了30.4%、33.2%。因此，若今年印尼国内需求较好，我们不排除其国内销售的占比仍高于25%。
• 澳洲供给恢复性增长或相对偏慢。2022年澳煤供给受暴雨、运输等因素扰动，出口量同比下滑7%至3.39亿吨。当地气象部门表示目前拉尼娜现象已经结束，并提示了今年出现厄尔尼诺现象的可能性。我们认为澳煤供给扰动因素虽有望缓解，但澳洲今夏气温可能高于常年，或推升当地煤炭需求。此外，由于澳洲煤炭以露天开采为主，露天矿因此前极端天气影响存在积水问题，恢复生产节奏或需要时间，再叠加人力短缺等问题，我们认为澳煤整体供给的恢复可能相对偏慢。近期，澳洲工业科学能源与资源部也发布了《资源与能源季报》，预计2023年煤炭出口将同比增长约2400万吨至3.64亿吨，其中动力煤出口将增长约1400万吨至1.93亿吨，总体仍不及2021年水平。
• 蒙煤、俄煤预计仍有一定增长空间，但运输或存约束。1）年初至今，中蒙边境甘其毛都口岸蒙煤通关车数保持增长态势，并已超过疫情前水平，我们预计随着中蒙边境口岸通关的持续向好，全年蒙煤供给仍有增量空间。不过，考虑到蒙古国境内铁路运能有待进一步优化，运输条件可能对蒙煤供给形成约束。2）除蒙煤外，俄煤供给也存在类似问题，铁路运能偏紧一定程度限制了当地供给释放。今年1-2月库兹巴斯地区（库兹巴斯是俄罗斯煤炭主产区，2021年占俄煤炭产量50%以上，占出口量60%以上）累计产煤约3520万吨，同比下滑7.4%，累计出口2010万吨，同比下滑3.1%。俄铁数据显示一季度铁路累计运煤9180万吨，同比增长0.7%，其中运往远东港口煤炭为2440万吨，同比增长4.8%，反映出增量相对有限。

需求方面，海外煤电需求整体存在刚性，欧洲需求仍有边际提升的可能，印度需求有望保持增长，日韩需求相对平稳：

• 欧洲煤炭需求预期继续受天然气价格刺激。在增加LNG进口，削减天然气消费，同时2022-2023年供暖季偏暖的共同作用下，欧洲地区天然气库存问题得到缓解。但是，天然气价格仍有可能因需求回升而再度上行，中金大宗组预计随着补库周期开启，欧洲天然气价格或再度上移，由一季度平均15美元/百万英热升至全年中枢20美元/百万英热。我们认为气价回升有望继续支撑煤炭需求预期。
• 印度煤炭需求有望保持增长。印度火电占总发电量的比重约7成，近年来印度日益增长的电力需求致使其煤炭消费量持续提升，而其境内由于运输条件约束，部分电厂及非电用户只能通过增加进口煤采购以满足需求。今年2月，为缓解夏季可能出现的电力紧张，印度要求以进口煤发电的当地电厂自3月16日起至6月15日保持满负荷运行，我们认为这可能也将推升印度的进口煤需求。
• 日韩等地煤电需求相对平稳。与欧洲不同的是，日韩LNG进口成本涨幅和纽卡斯尔动力煤价格涨幅接近，气煤价差未明显拉大，因此以煤代气的需求相对有限。不过，近期日本与澳洲签订的年度合同价为后市煤价提供了一定的支撑。往年情况来看，日本和澳洲一般于1、4、7、10月就动力煤合同价进行谈判，其中4月动力煤合同量占全年合同量的70%，这一价格也为亚太其他地区的煤炭贸易定价提供了参考。今年4月，日澳协定动力煤年度合同价约200美元/吨，虽然较去年10月的395美元下跌，但仍处于历史相对高位。

保供力度不减，产量维持增长。今年1季度我国原煤产量达11.53亿吨，同比+5.46%。3月原煤产量4.17亿吨，同比+4.34%。相比上年11、12月及今年1-2月平均的1304、1299、1244万吨，3月日均产量进一步增加至1346万吨，反映出煤炭保供力度整体不减。

往前看，我们预计全年原煤增量或达到1-1.5亿吨左右。从今年以来主产地披露的煤炭初步生产计划来看，内蒙古、山西、陕西、宁夏预计2023年分别增加原煤产量约7590、5785、396、645万吨左右；新疆也提出力争实现疆煤外送增长800万吨，疆电外送增长60亿千瓦时，我们测算相当于总共1000万吨左右的出疆煤炭供给增量。理想情况下，以上地区或贡献1.5亿吨煤炭增量。但是，考虑到产能利用率保持高位下，生产接续问题可能更加突出，我们认为全年产量增长仍存在一定的扰动。

在淡季保供力度不减之下，长协煤保持刚需拉运叠加进口煤采购的增长，煤炭库存整体已恢复到正常至偏高的水平。但在库存恢复的同时，煤炭消费量也在同比提升，因而库存使用天数并没有明显抬升，二十五省终端用户存煤天数处于正常范围内，六大电厂存煤天数仍然相对偏低。

随着气温回升，传统淡旺季切换拐点临近，我们认为目前下游中等偏低的存煤天数或将带动煤炭备库需求逐步抬升，对煤价形成支撑。再往前看，考虑到今夏用电高峰期的煤电调峰需求或进一步增长，叠加非电用煤需求的恢复趋势有望延续，我们预计煤炭需求将偏强运行，对煤价形成刺激。

一季度用电增长主要由第二产业贡献，其中又主要来自高技术及装备制造和高耗能制造业。今年一季度全社会累计用电量同比增长3.6%至2.12万亿千瓦时，增速较上一期（1-2月累计）提升1.3ppt。单月来看，3月全社会用电同比增长5.9%至7396亿千瓦时，其中第二产业用电恢复较好，同比增长6.4%至5110亿千瓦时，贡献了75%的全社会用电同比增量。

而第二产业用电增长主要来自高耗能制造业和高技术及装备制造业，分别同比增长6.1%、10.8%至2070、842亿千瓦时。在高耗能行业中，有色金属冶炼行业用电3月同比增2.8%至652亿千瓦时，黑色金属冶炼用电同比增5.0%至562亿千瓦时，化工行业用电同比增3.9%至479亿千瓦时，建材行业用电同比增17.7%至377亿千瓦时。

发电端来看，火电实现同比高增，水电走弱。

1）统计局数据显示今年1季度发电量同比+2.44%至20712亿千瓦时，其中火力发电同比+1.7%至14951亿千瓦时，增速较上期（1-2月）回升4.0ppt；3月发电量同比+5.12%至7173亿千瓦时，火电同比+9.07%至5146亿千瓦时。水电/核电/风电/太阳能发电同比分别-15.5%/+4.56%/+0.19%/+13.91%。

2）旬度日均发电量数据显示，4月上旬水电增速由正转负，同比下滑5.1%，中旬跌幅进一步扩大至32.6%，而上旬、中旬火电增速达到了17.2%、21.1%。自3月中旬以来火电维持10%以上的增幅，一定程度弥补了水电缺口。

考虑到部分水电站上游水位偏低，以及今夏气候的不确定性，水电出力可能仍偏弱，旺季火电调峰需求或进一步增加。国家气候中心判断今年全国气候年景总体偏差，极端天气气候事件总体呈现多发强发态势，预计今年汛期（5-9月）我国气候状况一般到偏差，6-8月长江中游降水明显偏少，西南地区东部及华中中部降水偏少。考虑到部分水电站上游水位偏低，若极端天气再度侵袭，我们认为火电调峰作用或将进一步凸显。

基建高增长、地产筑底支撑非电用煤需求恢复。1-3月生铁累计产量2.2亿吨，同比增长7.6%，其中3月产量7807万吨，同比增长7.3%；水泥累计产量4.02亿吨，同比增长4.1%，其中3月产量2.06亿吨，同比增长10.4%。非电需求呈回升迹象，但目前主要由基建需求支撑，而地产端需求修复还需时间。往前看，我们认为随着基建继续发力、地产逐步筑底，非电需求有望逐渐修复。

需求恢复不及预期。若基建需求高增长的持续性减弱，且地产端需求修复不及预期，我们认为煤炭需求增长可能相对有限。

供给超预期增加。整体来看国内产量增速有所放缓，但如果海外供给增量超出预期，我们认为这可能对煤价形成一定程度压制。

本文作者：中金公司陈彦，来源：中金点睛，原文标题：《中金：今年夏季还会缺煤吗？》

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