2022年煤炭行業(yè)23年趨勢分析

2022年煤炭行業(yè)23年趨勢分析核心觀點我們預計中國動力煤供需將逐步寬松化，雖然動力煤價格4Q22仍然會受到潛在產(chǎn)地和安全事故帶來的供給擾動、水力發(fā)電量大幅減少以及傳統(tǒng)冬季取暖的旺季需求的強力支持。顯著提升的國內(nèi)煤炭庫存顯示增產(chǎn)保供和產(chǎn)能核增發(fā)揮了一定的效力，但整個市場參與者對煤炭供給緊張的預期未變使得庫存的提高還沒有對價格產(chǎn)生抑制作用，同時產(chǎn)能核增嚴格的制度審批流程也使得部分核增產(chǎn)能未能充分釋放產(chǎn)量。然而我們認為2023年煤炭市場最重要的變量是需求側而非供給側，潛在海外衰退發(fā)生會推動煤炭供需寬松化從而驅動現(xiàn)貨價格中樞下移，2024年起全球新能源裝機量的顯著提升將能夠滿足絕大部分的能源增量需求從而對煤炭需求的增量產(chǎn)生顯著的抑制作用。我們基準假設下的2023年動力煤平均現(xiàn)貨價格下移意味著對市場化價格銷售占比較多的煤炭公司帶來的盈利壓力相比中長期合同占比較高的煤炭公司更大，這和2021年以來市場化價格銷售占比較高的煤炭公司更受益相反。我們預計2023年現(xiàn)貨動力煤平均價格為950元/噸，仍將高于570-770元/噸的中長期價格區(qū)間，意味著目前720元/噸的中長期合同價格下行空間非常有限，即使我們不能排除價格會下移。我們調(diào)整行業(yè)首選從兗礦能源和陜西煤業(yè)為中國神華和中煤能源，因為兩者更高的中長期合同占比（70-80%）和中國神華潛在的高分紅比例。2021年以來，在結構性（資本開支長時間不足）、周期性（應對的流動性寬松共振帶來的需求強勁增長）和擾動性（俄烏沖突帶來的歐洲能源產(chǎn)運擾動）三大因素的驅動下，中國及全球煤炭價格進入了超級繁榮周期。即使4Q22煤價大概率維持強勢，但我們認為中國煤炭行業(yè)2023年起供需將有一定幅度的持續(xù)寬松化，北港5,500卡動力煤均價或從2022年的1,250元/噸下移至950元/噸，雖然仍高于570-770元/噸的中長期合同價格區(qū)間。中國產(chǎn)能核增和新增產(chǎn)能仍將邊際上貢獻供給增量，但更為關鍵的是我們認為海外經(jīng)濟衰退的背景下，全球煤炭行業(yè)將迎來需求的逆風，需求側將是2023年全球煤炭市場的決定變量，雖然堅實的供給側將給予煤炭價格支撐避免出現(xiàn)大幅回落。不考慮海外衰退的情形下，我們預計2023/2024年中國新增煤炭產(chǎn)能為7,630/7,920萬噸，而新增煤炭需求為4,406/3,382萬噸。核增產(chǎn)能會帶來進一步的產(chǎn)量增加，但會被潛在的生產(chǎn)擾動以及部分煤礦自然衰竭部分所抵消，中國煤炭行業(yè)會呈現(xiàn)逐漸的供需寬松化，煤炭中樞價格有望持續(xù)下移。2023年或是中國煤炭行業(yè)強α（堅實的供給面）和全球宏觀弱β（潛在海外經(jīng)濟衰退）相較量的一年。2020年全球應對下的流動性寬松共振帶來2021年經(jīng)濟和能源需求繁榮，但應對通脹高企下全球大幅度加息和流動性收緊或驅動海外經(jīng)濟衰退。宏觀認為高通脹周期往往以經(jīng)濟衰退為終局。海外衰退將從隱含能源凈出口減少、潛在煤炭進口量增加以及國內(nèi)經(jīng)濟增速降低消減煤炭用量三個路徑影響國內(nèi)煤炭市場需求。我們的分析顯示，如果海外衰退發(fā)生，國內(nèi)的煤炭消費減量或將至少達到5,000-6,000萬噸，并或引致2,000-3,000萬噸的進口量增加。2022年是煤炭市場超預期因素發(fā)生較多的一年，但其中絕大多數(shù)利好煤炭供需（高溫干旱帶來的強電力需求和水電的大幅減少，以及由于俄烏沖突帶來的有利于煤炭的能源替代），2023年基數(shù)效應可能使得這些因素帶來的正面效應衰減，其中俄烏沖突是低可預測性的重大變量。在應對的流動性寬松共振帶來的能源需求強勁增長、傳統(tǒng)能源長期資本開支不足下的有限新增產(chǎn)能以及激進能源轉型下但新能源裝機規(guī)模仍較小共同作用下，2021年起傳統(tǒng)能源迎來價格繁榮周期。但石化能源價格大漲同時也將刺激新能源裝機的強勁增長，同時中國硅料瓶頸消除也會帶來光伏項目收益率的改善，全球新能源裝機量預計進入快速增長軌道。新能源裝機量的量級決定了傳統(tǒng)能源價格繁榮周期的時間長度。我們預計2023年起，海外的新增光伏/風電裝機將基本滿足海外國家年度電力需求增量，而中國從2024年起新增可再生能源發(fā)電量可以滿足85%以上的年度用電需求。我們預計2024年中國/海外的光伏/風電裝機量分別達到150/77GW和256/58GW。資本開支不足、需求階段性大漲及俄烏沖突推升煤炭價格我們認為4Q20以來全球煤炭價格的持續(xù)上行主要由三個因素（結構性、周期性、擾動性）驅動：1）全球急迫的能源轉型心態(tài)導致傳統(tǒng)能源資本開支在較長時間內(nèi)處于低位所導致的產(chǎn)能增加不足2）2020年為了應對Covid-19的公共衛(wèi)生危機的全球流動性寬松共振所導致的能源需求非常強勁的增長3）2022年2月底開始的俄烏沖突對于全球天然氣和煤炭造成的產(chǎn)運擾動進一步推動全球供求的收緊。我們認為由于全球長時間的傳統(tǒng)能源資本開支不足導致的新產(chǎn)能較低水平增加將持續(xù)，但存量產(chǎn)能的產(chǎn)量擴張可以階段性的緩解供需矛盾；之后全球流動性寬松共振所驅動的異常強勁的需求增長不可持續(xù)，并且在加息和流動性收緊背景下可能會出現(xiàn)海外衰退下的全球電力需求低速增長甚至海外國家階段性負增長；俄烏沖突將是最不可預測的變量，有可能持續(xù)時間和影響程度進一步超預期，但也可能出現(xiàn)沖突緩和的發(fā)生，事件如何發(fā)展具有較低的可預測性。能源轉型背景下，傳統(tǒng)能源非常低的資本開支所帶來的非常有限的新產(chǎn)能增加是本輪煤炭價格大幅上行的結構性驅動因素。全球傳統(tǒng)能源的新開發(fā)綠地項目面臨融資、環(huán)保、社區(qū)、碳排放、社會輿論、市場定價的多重約束，疊加2020年之前全球長時間低迷的煤炭需求和行業(yè)盈利使得傳統(tǒng)能源開發(fā)商再投資的能力和意愿都比較低，同時由于煤炭和其他傳統(tǒng)能源的項目建設長周期的特點（往往需要3-5年甚至更長的時間），使得之前的低資本開支直接導致了目前以及未來幾年相對有限的新增產(chǎn)能，這將構成煤炭行業(yè)較長時間相對堅實的供給面基礎（當然存量產(chǎn)能的產(chǎn)量提升可以階段性的提升供給）。而2020年全球為了應對公共衛(wèi)生危機的流動性寬松共振是本輪煤價大幅上行的周期性驅動因素。發(fā)生后美聯(lián)儲和歐央行史無前例的大幅擴張資產(chǎn)負債表，中國政府也注入大量流動性并且放松房地產(chǎn)行業(yè)政策來穩(wěn)定經(jīng)濟。全球經(jīng)濟在非常寬裕的流動性支持下出現(xiàn)了明顯的復蘇，尤其是中國經(jīng)濟在房地產(chǎn)強勁增長和出口紅利凸顯的背景下，對能源的需求也出現(xiàn)了強勁的增長。全球在2011-21年電力需求保持約2.5%的復合增長率，但2021年全球電力需求強勁增長6.2%或1.58萬億kWh，即使考慮2020年的下滑帶來的低基數(shù)效應，兩年復合增長也超過了過去10年的平均增長速度或者增長量。而全球煤炭產(chǎn)量在2011-21年的復合增速只有0.3%，2021年煤炭產(chǎn)量在強勁電力需求增長下也只比2019年增長0.8%到81.7億噸。全球煤炭行業(yè)產(chǎn)生了嚴重的供求錯配從而導致煤炭價格出現(xiàn)強勁增長。2022年2月底俄烏沖突的發(fā)生則是本輪能源價格大漲的重大上行擾動因素，尤其對歐洲高卡煤炭。俄羅斯是全球最重要的能源生產(chǎn)國之一，對全球能源的產(chǎn)運秩序有非常大的影響。2021年俄羅斯煤炭、天然氣、石油占全球總產(chǎn)量的5%、17%和13%，歐洲煤炭、天然氣、石油進口量的51%、34%和26%來自于俄羅斯。俄烏沖突后，歐盟、美國和七國集團對俄羅斯實施了一系列的制裁措施，其中包括對俄羅斯煤炭和石油的進口制裁措施。8月10日起禁止進口來自于俄羅斯的煤炭，12月5日起將禁止進口海上運輸?shù)亩砹_斯石油。天然氣方面，北溪一號事件以及其他管道天然氣產(chǎn)運擾動帶來了俄羅斯往歐洲輸氣量的大幅度下降和產(chǎn)量損失。由于俄羅斯在全球一次能源供應市場的重要地位以及歐盟對于俄羅斯一次能源需求的依賴性，并且考慮到由于運輸限制全球其他能源消費國無法立即吸納歐盟空出的市場供給，使得俄羅斯的一次能源供應減量成為現(xiàn)實，從而加劇了全球本已經(jīng)處在緊平衡的能源供需的緊張程度。但俄烏沖突未來如何發(fā)展，我們認為可預測性相對比較低，雖然俄羅斯總統(tǒng)普金在9月16日稱希望盡快結束俄烏沖突。但如果俄烏沖突進一步加劇，且歐盟、美國和七國集團加大對俄羅斯能源的制裁，將毫無疑問進一步在供給端沖擊全球的有效產(chǎn)量。2022年初至今，多重上行擾動因素支撐煤價高位運行2022年年初至今，中國和海外煤炭價格延續(xù)2021年4季度以來的強勁勢頭總體維持高位，但海外煤炭價格受到俄烏地緣沖突帶來的煤炭和天然氣產(chǎn)運擾動相比中國煤炭價格更為強勁?；仡櫮瓿踔两?，中國和海外煤炭市場受到多重上行/下行超預期的擾動因素，且上行擾動因素遠多于下行擾動因素，給本已處于緊平衡的全球煤炭市場非常強的供求支撐，也直接導致了中國煤炭價格的高位運行和海外煤炭價格尤其是高卡煤炭價格的持續(xù)攀升。中國煤炭北港5,500卡價格在2021年10月20日觸及2,593元/噸的高位后，在政策干預以及產(chǎn)能核增釋放產(chǎn)量下出現(xiàn)快速下行，疊加去年冬季相對偏暖的天氣，價格在2022年1月初觸及了793元/噸的低位，但自此煤炭價格在更多的超預期的利好因素帶動下逐步上行并穩(wěn)定在高位。1月份印尼出口禁令使得全球海運煤市場供給減少；2月份中國的極寒天氣和全球相對偏冷的天氣帶動了煤炭和電力的消費；3月份俄烏沖突爆發(fā)使得全球價格在預期推動下進一步上行并且國內(nèi)外價格倒掛使得中國進口量減少；4月份上海對中國的煤炭和電力需求帶來負面沖擊，但這也是年初至今煤炭行業(yè)少有的負面沖擊；7-8月份全球遭遇極端高溫干旱天氣直接帶動了制冷用電大幅上行且水力發(fā)電大幅下行，中國7月和8月的居民用電增速同比高達26.8%和33.5%，7月和8月第三產(chǎn)業(yè)和居民用電量合計增量占到當月全社會用電量增量的85%和69%；同期以北溪一號為標志的俄羅斯天然氣產(chǎn)運擾動升級帶動了全球天然氣的供求緊張并且推動了天然氣/煤炭在發(fā)電領域的一定程度上的替代；8月份中國主要煤炭產(chǎn)地發(fā)生強降雨、安全事故增多以及階段性的發(fā)生都對供給端造成了一定的影響，對本已經(jīng)在高溫干旱天氣下緊張的煤炭供需關系產(chǎn)生了進一步的促進作用，從而助長了月份的動力煤價格的超預期上行。存量產(chǎn)能的產(chǎn)量擴張階段性的緩解供求緊張2021年全球煤炭價格在供需錯配下的大幅增長后，煤炭供給也有所反應。雖然新增產(chǎn)能時間上來不及且數(shù)量上也不足夠去適應需求的變化，但煤炭行業(yè)的特點是產(chǎn)能發(fā)揮具有一定的彈性，尤其是露天煤礦以及中國的煤炭產(chǎn)能，階段性的煤礦增產(chǎn)可以緩解供需矛盾，雖然煤炭的增產(chǎn)無法重復多次使用。今年以來，全球兩個主要的煤炭生產(chǎn)國-中國和印度的煤炭產(chǎn)量都實現(xiàn)了顯著的增長，一定程度上縮小了全球煤炭市場的供求缺口，使得全球大部分的煤炭價格沒有出現(xiàn)類似歐洲天然氣那樣的失控式上漲（除了歐洲高卡煤炭價格）。中國從4Q21以來，依靠體制優(yōu)勢和制度強勢，迅速通過產(chǎn)能核增的方式來進行增產(chǎn)保供。4Q21一共核增了7批共約3.1億噸的煤炭產(chǎn)能，2022年以來據(jù)國家能源局網(wǎng)站披露，一共核增了約27,225萬噸的產(chǎn)能。雖然部分的核增產(chǎn)能帶來的產(chǎn)量增加因為各種原因并沒有與產(chǎn)能核增的幅度相匹配，但毫無疑問中國政府的強力產(chǎn)能核增還是帶來了顯著的供給增量，反映在中國的煤炭庫存在今年同比去年有了明顯的提升。據(jù)金正能源全社會煤炭庫存數(shù)據(jù)，九月初統(tǒng)計的庫存比去年同期高約4,600萬噸。CCTD的25省終端用戶庫存數(shù)據(jù)也顯示十月初的庫存比去年同期增加了約4,200萬噸。歷史比較看，目前的庫存水平處在2018年以來相對中高的位置，今年增加的部分產(chǎn)能提升了去年較低的庫存水平。我們認為通過產(chǎn)能核增來提升產(chǎn)量不是長久之計，因為產(chǎn)能核增只能解決階段性的供求矛盾，一個煤礦不可能多次進行產(chǎn)能核增，而且部分煤礦在正式核增前或已經(jīng)按照核增后的產(chǎn)能進行生產(chǎn)，產(chǎn)能核增或只是超量生產(chǎn)的確認或者是“表外轉表內(nèi)”的獲許，這也是為什么產(chǎn)能核增規(guī)模很大但并沒有對煤炭供需和煤炭價格產(chǎn)生明顯的抑制作用的原因之一。但我們認為中國仍然有空間進行一定程度的產(chǎn)能核增和產(chǎn)量提升。一方面部分省份仍有進一步產(chǎn)能核增的空間，例如9月14日新疆發(fā)改委披露積極爭取國家同意將12處共計6,350萬噸產(chǎn)能的煤礦納入到具備增產(chǎn)潛力煤礦名單；同時，目前已經(jīng)核增產(chǎn)能的煤礦如果要實現(xiàn)達產(chǎn)滿產(chǎn)，還需要獲得環(huán)保、國土、安監(jiān)、用地等方面的審批以及置換產(chǎn)能指標的獲取。這些程序和指標的獲取需要一定的時間從而一定程度上減緩了產(chǎn)量提升的速度。尤其是置換產(chǎn)能指標的獲取，在2016年以來持續(xù)淘汰落后產(chǎn)能的背景下（十三五我國淘汰落后煤炭產(chǎn)能達10億噸以上），可以用來作為置換產(chǎn)能的煤礦數(shù)量和產(chǎn)能規(guī)模大幅度下降，從而對通過產(chǎn)能核增提升煤炭產(chǎn)量有一定的影響，雖然國家在之前審批的幾批核增產(chǎn)能明確說明可以邊組織生產(chǎn)邊辦手續(xù)，將產(chǎn)能置換完成的時間適度推遲。如果后續(xù)對于新建產(chǎn)能或者產(chǎn)能核增在產(chǎn)能置換指標要求方面有所放松或者在產(chǎn)能核增的審批流程方面有政府工作效率的提升，也會對我國煤炭產(chǎn)量的提升有所幫助，從而緩解目前的供求緊張程度。2023/2024預計中國新增煤炭產(chǎn)能7,630/7,920萬噸煤炭行業(yè)過去幾年資本開支不足疊加較長建設周期所導致的未來幾年新增產(chǎn)能相對有限是市場的共識，我們也持同樣的觀點。但雖然年度新增產(chǎn)能的量級無法和2016年以前動輒1-2億噸甚至更多相比，我們認為2023年起未來幾年中國煤炭年度平均新增產(chǎn)能或將維持在約7,000-10,000萬噸左右的水平，這要比市場非常低的年度新增產(chǎn)能預測要樂觀不少。我們詳細的煤礦產(chǎn)能跟蹤表分析顯示，2022/2023/2024年中國預計新增煤炭產(chǎn)能為4,410/7,630/7,920萬噸，新增產(chǎn)能來自于新疆、內(nèi)蒙古、陜西、山西四個煤炭主產(chǎn)區(qū)的比重分別為18%、21%、28%、18%，剩余的15%來自于甘肅、貴州、寧夏、山東、青海和云南等煤炭生產(chǎn)省份。2025年及之后的2-3年維持7,000-10,000萬噸/年的投產(chǎn)規(guī)模也是大概率事件，因為中國仍然有將近5-6億噸左右的已批準但目前在建或者擬建的煤礦項目。尤其對于審批的露天煤礦，由于露天煤礦建設周期也就在2年左右，顯著低于井工煤礦3-5年的建設周期，如果在建露天煤礦的各種證件辦理能夠有較高的效率，我們認為中國未來幾年保持每年7,000-10,000萬噸/年的新增產(chǎn)能是完全可能的。從供給減量的角度來看，存量產(chǎn)能的衰竭關閉和生產(chǎn)擾動造成的產(chǎn)量減量是產(chǎn)生供給減量的兩個主要因素。存量產(chǎn)能的衰竭關閉是每年都會發(fā)生的供給減量，但中國從2016年供給側結構性改革以來，已經(jīng)很高強度的關閉了大量的小型煤礦，煤礦的主產(chǎn)區(qū)山西、內(nèi)蒙、陜西、新疆60萬噸/年規(guī)模以下的煤礦占比已經(jīng)很低（陜西披露截至2021年底，60萬噸/年以下煤礦產(chǎn)能為3,740萬噸/年，僅占陜西省煤炭總產(chǎn)能的5.25%）。而中大型煤礦在設立之初一般礦井設計生產(chǎn)年限會相對比較長，雖然類似山西生產(chǎn)年限較長的煤礦占比遠比陜西、內(nèi)蒙和新疆要大，但我們預計中國每年因為產(chǎn)能衰竭關閉的煤礦產(chǎn)量規(guī)模和新增產(chǎn)能規(guī)模相比將相對有限。生產(chǎn)擾動造成的產(chǎn)量減量我們認為是每年產(chǎn)量減量的主要貢獻因素，但由于每年都有各種因素造成的產(chǎn)量減量，是否有較大量級的產(chǎn)量減量增量要看是否有新的產(chǎn)量減量因素或者原有的產(chǎn)量減量因素是否發(fā)揮了更大的影響力。2022年5月《鄂爾多斯市煤炭增產(chǎn)保供穩(wěn)價工作實施方案的通知》中詳細披露了影響產(chǎn)能發(fā)揮的主要因素，包括：1）露天礦土方剝離不及時2）征地和臨時用地需要批復3）林草地手續(xù)辦理4）煤礦地質條件影響5）安監(jiān)、環(huán)保等手續(xù)辦理6）產(chǎn)能核增手續(xù)辦理以及產(chǎn)能置換指標落實7）采礦證手續(xù)辦理等因素。同時，2022年產(chǎn)地對于生產(chǎn)的擾動影響也比2020年和2021年要大，尤其是8月底和10月初煤炭主產(chǎn)地受到影響造成部分礦井的停工停產(chǎn)，對本已緊張的供給面產(chǎn)生了進一步的沖擊。目前煤礦的生產(chǎn)需要嚴格遵守相關制度規(guī)定，任何的證件或者相關工作沒有做到位，都有可能造成煤礦的臨時性停產(chǎn)從而產(chǎn)生產(chǎn)量損失。對于因為礦井衰竭和生產(chǎn)擾動造成的額外產(chǎn)量損失，我們無法做一個精準的量級判斷，但我們認為相比7,000-10,000萬噸/年的新增產(chǎn)能相比，量級相對較小，但需要緊密跟蹤。從全球來看，主要的煤炭生產(chǎn)國除印度以外新增產(chǎn)能普遍較少。根據(jù)IEA的統(tǒng)計，未來幾年全球較高概率投產(chǎn)的以出口為導向的新增煤炭產(chǎn)能預計在9,500萬噸，主要分布在澳大利亞、俄羅斯、南非和美國等國家。印度可能是全球主要煤炭生產(chǎn)國中擴產(chǎn)意愿和能力最強的國家。印度目前每年進口煤炭大約2億噸左右，而印度政府的目標是實現(xiàn)能源完全自給來確保能源安全。印度煤炭部最近表示，為了保障國家能源安全，計劃將煤炭產(chǎn)量從去年的8.11億噸提升到2024-2025財年的12.3億噸。我們認為印度提升產(chǎn)量的計劃有一定程度的激進，但也反映出印度提升產(chǎn)能和產(chǎn)量的意愿和決心。今年前三個季度，印度煤炭產(chǎn)量同比增長13.6%到6.74億噸，也顯示出印度煤炭產(chǎn)量擴張的潛力和動能。如果印度實現(xiàn)了煤炭的自給，那也就意味著全球海運煤市場將減少約2億噸的需求，這對于約12億噸總量的海運煤市場將產(chǎn)生較大的沖擊。另外，根據(jù)GlobalEnergyMonitor的數(shù)據(jù)顯示，剔除中國之外的全球目前在建的煤礦產(chǎn)能在1.49億噸，和IEA統(tǒng)計的數(shù)據(jù)基本相當。但除中國之外，全球仍有2.5億噸已宣布的煤礦項目，6.06億噸正在勘探的項目以及2億噸獲準開發(fā)的煤礦項目。2023-25年動力煤年度需求增量逐年走低，2025年需求或見頂在不考慮海外衰退的情形下，我們認為2023-25年中國動力煤需求雖然保持增長，但年度增量將逐步走低。2021年在電力用煤和非電用煤共同強勁增長的驅動下，中國年度動力煤消費增長高達24,395萬噸，顯著高于2017-2020年9,239萬噸的年度平均需求增量，疊加“內(nèi)蒙古倒查20年”帶來的供給約束，直接導致了2021年9月起煤炭價格的失控式上漲。然而我們認為2021年異常強勁的動力煤年度需求增量不可持續(xù)，在可再生能源電力快速擴張、燃煤發(fā)電增量逐步減少，非電用煤增速放緩甚至階段性負增長的背景下，我們預計2022-2025年年度新增動力煤需求量分別為7,432萬噸、4,548萬噸、3,541萬噸和1,376萬噸，年度動力煤需求增量逐年走低，中國動力煤需求量或在2025年見頂，如果中國經(jīng)濟沒有超預期的增長的話。我們認為2023年中國煤炭需求小幅增長1.20%或4,548萬噸的年度需求增量，中國地產(chǎn)將是決定2023年中國煤炭需求的關鍵國內(nèi)經(jīng)濟變量，因為中國地產(chǎn)的狀況將直接決定水泥和鋼鐵非電用煤需求量的增速以及工業(yè)制造業(yè)中與地產(chǎn)高度相關的行業(yè)的用電需求增速。地產(chǎn)銷售是地產(chǎn)行業(yè)最領先的指標并對地產(chǎn)新開工、地產(chǎn)投資等具有先導意義，同時考慮到本輪地產(chǎn)銷售對地產(chǎn)投資歷史上2-3個季度的領先時間以及本輪地產(chǎn)下行周期地產(chǎn)開發(fā)商主動縮表的意愿和動力，如果地產(chǎn)銷售不能夠快速復蘇，2023年我們或看到地產(chǎn)投資繼續(xù)承受下行壓力以及地產(chǎn)投資相關的原材料需求進一步小幅下滑。我們預測2023年地產(chǎn)銷售和2022年持平，水泥和鋼鐵產(chǎn)量相比2022年基本持平。在不考慮海外衰退的情形下，我們預計2022-2025年中國全社會用電量增速達到5.3%、4.5%、4.2%和4.3%，年度用電量增量分別為4,434\3,935\3,851\4,090億度電，用電量增量水平相比2010-2021年年度平均3,934億度年度用電量增量持平或略高。中國的高耗能產(chǎn)業(yè)用電量增速將受到中國地產(chǎn)下行以及中國經(jīng)濟整體增速放緩的影響而維持低增速。而高技術及裝備制造業(yè)用電量增速能夠維持6%左右的復合增長率，基于中國制造產(chǎn)業(yè)升級和強大的制造業(yè)出口競爭力。消費品制造和其他制造行業(yè)我們認為維持3-5%的年度復合增長率，基于消費低速但持續(xù)的增長潛力?？傮w來看，我們預計第二產(chǎn)業(yè)在2023-2025年用電量增速將為2.9%/3.7%/2.6%/2.7%，相比2016-2020年的平均增速9.5%將有顯著下行。2022年中國的高溫干旱帶來居民用電量和三產(chǎn)用電量非常強的增長，7-8月份中國的第三產(chǎn)業(yè)以及居民用電量同比增長了15%和34%；同時由于高溫和干旱，直接導致了水電發(fā)電從7月開始出現(xiàn)明顯的同比下降，間接的帶動了火力發(fā)電的同比大幅增長，但高基數(shù)效應可能導致2023年第三產(chǎn)業(yè)和居民用電或實現(xiàn)略低的增長速度，但2024年基數(shù)效應消除后我們認為第三產(chǎn)業(yè)和居民用電將能夠實現(xiàn)6-8%的復合增長速度，基于對于夏季制冷和冬季制熱用電需求的持續(xù)提升以及制冷設備的更廣泛的使用。從2010年以來，中國年度用電量出現(xiàn)強勁增長的年份一般都伴隨地產(chǎn)的強勁增長和地產(chǎn)驅動的經(jīng)濟強勁復蘇，國內(nèi)角度來看，地產(chǎn)仍然是對經(jīng)濟和用電量增長影響最大的變量。在地產(chǎn)銷售面積穩(wěn)中有降的假設下，我們認為中國的用電量增長也很難出現(xiàn)強勁增長的狀況。從電力供給來看，可再生能源裝機的快速增長將貢獻越來越大比例的全社會電力供給總量，光伏和風電將是可再生能源發(fā)電增量的主要貢獻力量。2021-2022年是中國水電站投產(chǎn)大年，我們預計分別投產(chǎn)20.6GW和15.3GW的新增裝機量，但2023年預計僅有0.5GW的新增裝機量，2024年和2025年恢復到6.2GW和8.1GW的裝機量投產(chǎn)。2026-2030年我們預計年均水電裝機量將維持在5-10GW的水平，類似于烏東德或者白鶴灘之類的超大型水電站在2030年之前將不再出現(xiàn)。水電發(fā)電跟高山融雪產(chǎn)生的來水量和降雨量產(chǎn)生的來水量高度相關，一定程度上是“看天吃飯”。2022年的自1961年以來最嚴重的高溫干旱導致8月起全國水力發(fā)電尤其是湖北地區(qū)的水力發(fā)電大幅下降。未來水力發(fā)電除了新增裝機因素外，來水量將是一個非常重要的影響因素，但我們無法提前預判年度來水量，所以新增水力發(fā)電還是基于新增裝機來判斷，但每年的來水量對全年水力發(fā)電量來說確實是一把雙刃劍。由于十二五期間核電審批的趨嚴，考慮到4-6年的核電站建設周期，2022-2025年核電站投產(chǎn)預計維持在相對較低的水平但從2024年起會逐步增加。我們預計2022-2025年核電投產(chǎn)裝機量為2.3/1.2/2.7/5.1GW。中國政府從十四五加快了核電站的審批步伐，2022年截至目前，中國已經(jīng)審批了5個核電站共10臺核電機組，審批力度較之前明顯加大。我們預計2026-2030年中國年均核電站投產(chǎn)裝機量將達到8-12GW的水平，每年能夠帶來約700-1,000億度電的新增電力供給，這將成為中國十四五期間重要的新增基礎負荷電力供給來源。從火電內(nèi)部來看，燃氣發(fā)電和生物質發(fā)電每年都有穩(wěn)定的增長，我們預計2023-2025年將持續(xù)。我們預計2023-2025年燃氣發(fā)電每年貢獻250億度的新增電力而生物質發(fā)電每年能夠貢獻約300億度的新增電力。同時我們預計中國的輸配電損失率在2023-2025年穩(wěn)定在3.8-4.0%的水平。我們電力供給模型顯示，中國燃煤發(fā)電可能在2024年見頂，2025年會出現(xiàn)約594億度電的燃煤發(fā)電量下降，除非中國2023-25年的全社會用電量增速超過我們4.2-4.5%的需求增速預測。中國2021年新增煤電機組約30GW，創(chuàng)15年煤電新增裝機量新低。我們認為這主要取決于中國未來今年全社會用電量增速和新能源發(fā)電量的消納情況。煤電作為基礎性和支撐性電源，主要起總量保供和負荷調(diào)峰的作用，尤其在水電、風電、太陽能等可再生能源電力供給占比提升的背景下，煤電發(fā)電的確定性、可調(diào)節(jié)性以及滿足尖峰負荷的能力都遠遠優(yōu)于受自然條件影響很大且發(fā)電持續(xù)性差的水風光等發(fā)電模式。但如果全國用電量增速不夠強勁且新增光伏風電的上網(wǎng)消納能夠得到較好解決的話，我們認為大規(guī)模上馬新的煤電機組將會帶來全國煤電的利用小時數(shù)的走低而不是顯著提升煤炭的消費量，因為可再生能源發(fā)電的強制性消納是必須滿足的，雖然大幅增加的煤電裝機將能夠更好的滿足我國電力消費越來越嚴重的“日內(nèi)雙峰（每天的10點和18點是日內(nèi)的兩個用電負荷高峰）、冬夏雙峰”的特征以及滿足因為自然條件惡化導致的水電、風電、光伏階段性出力不足的極端情形下的全社會正常用電需求。海外衰退與否與程度將成2023年全球煤炭市場供需勝負手如我們8月9日報告《海外衰退：一個較大的邊際影響變量》中指出的，2023年海外衰退與否、時點，程度與持續(xù)時間長度將成為2023年全球煤炭市場供需勝負手，2023年或是煤炭行業(yè)強α與全球宏觀強β相較量的一年。煤炭行業(yè)強α體現(xiàn)在行業(yè)長期以來的低資本開支帶來的有限新增產(chǎn)能構筑了行業(yè)相對堅實的供給面，即使中國和印度在短期內(nèi)可以通過產(chǎn)能核增或其他手段階段性適度提升產(chǎn)量；并且電力消費在某種程度上比其他工業(yè)品消費更具韌性。而全球宏觀強β體現(xiàn)在2020年全球為了應對的流動性寬松共振驅動的經(jīng)濟繁榮在通脹高企、地產(chǎn)泡沫和債務膨脹下全球宏觀政策逆轉帶來的宏觀經(jīng)濟增速下行甚至是階段性的衰退。如果2023年海外經(jīng)濟沒有發(fā)生衰退，經(jīng)濟增速即使有所降低但只要能維持正常的平均增速，我們認為煤炭行業(yè)自身的強α將能夠推動中國煤炭行業(yè)供需進一步收緊；而如果2023年海外經(jīng)濟衰退發(fā)生且持續(xù)時間較長，中國煤炭行業(yè)供需勢必寬松化，煤炭中樞價格下臺階，主要通過隱含能源凈出口減少、經(jīng)濟增速降速帶來煤炭需求減少以及海外能源供求寬松化導致的中國煤炭進口增加三條路徑來實現(xiàn)。宏觀團隊1認為長周期來看高通脹周期往往以經(jīng)濟衰退為“終局”，基于貨幣政策被動收緊重新錨定通脹預期有12-18個月的傳導周期所導致的政策滯后效應?；仡欉^去120年的美國歷史，每一次年度CPI高于6%，三年內(nèi)都會出現(xiàn)經(jīng)濟衰退。這是因為，貨幣緊縮到通脹下行有18個月甚至更長的傳導期、期間經(jīng)濟增長勢必大幅回落。能源供給沖擊可能將歐洲經(jīng)濟在2H22推入收縮空間，而美國經(jīng)濟在2023年前進入衰退的可能性可能高于50%，2023全年GDP預計小幅收縮0.1%。與2008年海外經(jīng)濟劇烈收縮但很快“V型反彈”的路徑不同，2023年海外經(jīng)濟進入衰退后修復的過程可能更為艱難，并且在低增長、甚至負增長區(qū)間徘徊的時間也可能更長。這一判斷主要基于目前全球經(jīng)濟再平衡在供給和需求端的調(diào)整空間均遠不如2008年在周期拐點：1）如果歐美陷入衰退，政策空間及需求增量難尋。海外受通脹制約以及后流動性大幅寬松影響，海外央行可能無法再次快速推出寬松貨幣政策；同時中國受制于基建高基數(shù)，地方政府債務制度約束難以出臺類似2008-09年的大規(guī)?；ù碳?，且地產(chǎn)下行對經(jīng)濟增長帶來幅度較低且持續(xù)時間較長的緊縮效應；再次中美在政策協(xié)調(diào)上也今非昔比2）大宗商品價格即使回調(diào)，但因為多個因素加劇全球供應鏈、及能源供給的不確定性，原材料價格回撤的“底部”可能被結構性抬升，而供給瓶頸持續(xù)、包括勞工短缺、持續(xù)時間可能較長。一般來說，全球貿(mào)易對工業(yè)增長變化的“彈性”可達4-5倍，2H22起全球貿(mào)易大概率進入負增長。全球能源消費對經(jīng)濟增速高度敏感，海外經(jīng)濟衰退如果發(fā)生必然引發(fā)能源消費增速下行甚至絕對量階段性較少。我們認為海外衰退對中國煤炭消費的影響將通過三條路徑來實現(xiàn)：1）海外衰退沖擊中國出口，從而導致中國隱含能源凈出口的下降2）出口惡化驅動國內(nèi)GDP增速下降從而引發(fā)國內(nèi)能源消費量增量減少3）海外衰退也必然使海外能源供需寬松化和價格中樞下移從而使得中國可以增加煤炭進口量。中國是全球出口份額占比最高的出口大國，同時也是隱含能源凈出口大國。尤其是2020年后，中國完整的產(chǎn)業(yè)鏈和成功的防控使得中國占全球貿(mào)易的份額進一步攀升至2021年的15.1%。根據(jù)我們在之前報告中的討論2，2014年中國隱含能源凈出口預計在50,000-60,000萬噸左右標煤。綜合規(guī)模效應，技術效應和結構效應在2015-2021年的變化，我們大致預測2021年中國隱含能源凈出口的規(guī)模將比2014年增長15%達到57,500-69,000萬噸標煤的水平。全球經(jīng)濟衰退必然驅動中國出口增速的負增長（假設出口相對競爭優(yōu)勢短時間內(nèi)不發(fā)生劇烈的變化），類似于2008-09年中國經(jīng)歷的情形。中國是一個全球顯著的隱含能源凈出口國，出口的下行必然減少中國的能源消耗從而減少煤炭的消費。我們的測算顯示，5%的全球出口的下降將導致約3,687萬噸的煤炭的需求降低。中國的出口增速在8月顯著下行，韓國的高頻出口數(shù)據(jù)也顯示9月份出口增速進一步惡化，而9月起中國華南地區(qū)包裝紙紙機在旺季停機比率高達39%，也顯示了外需可能出現(xiàn)了快速的顯著下行跡象。出口作為經(jīng)濟的三駕馬車之一，雖然凈出口占中國GDP的比重呈現(xiàn)逐步下滑的趨勢，但出口所涉及的產(chǎn)業(yè)和就業(yè)鏈條比較長，出口一旦下行也必然會影響到國內(nèi)的內(nèi)需，從而對經(jīng)濟的擴張產(chǎn)生收縮作用，影響到能源消耗的制造業(yè)等第二產(chǎn)業(yè)，煤炭消費量也會受到相應的負面影響。歷史數(shù)據(jù)顯示，國內(nèi)用電量增速和GDP增速的彈性系數(shù)平均在1左右，但2015年和2008年經(jīng)濟低谷期用電量增速相對GDP增速下滑的更大，也就意味著如果海外經(jīng)濟衰退影響到國內(nèi)的內(nèi)需增長，那么電力需求增速的下滑幅度可能更大。如前所述，電力增速下降或者電力需求下降情形下，絕大部分是煤炭承擔了這部分的發(fā)電下降，因為一般會確保其他類型的發(fā)電的上網(wǎng)需求。同時，國內(nèi)的工業(yè)制造業(yè)每年要直接消耗大量的煤炭及煤炭的相關產(chǎn)品。據(jù)中國能源年鑒數(shù)據(jù)，2019年中國工業(yè)制造業(yè)直接消耗煤及其他相關形式煤炭大約43,080萬噸標煤，而內(nèi)需一定下行，也勢必影響到工業(yè)制造行業(yè)對于煤炭的直接消費。我們測算0.5%的GDP增速減少將導致1,777萬噸的原煤消耗降低。歷史經(jīng)驗顯示，海外經(jīng)濟衰退對海外能源消費有明顯的負面影響。今年以來，在國內(nèi)提升供給抑制煤價，海外天然氣擾動且需求保持韌性的背景下，內(nèi)外的煤炭價差大幅消減了中國從海外的煤炭進口，從而支撐了國內(nèi)的供需關系。而海外經(jīng)濟衰退一旦實現(xiàn)，會驅動海外能源供需的寬松化和價格下行，或導致中國的煤炭進口窗口重新打開，從而提升國內(nèi)有效總供給的水平，這將最終促成國內(nèi)煤炭供求的進一步寬松化和價格中樞進一步下行。國際煤炭市場目前呈現(xiàn)顯著的結構溢價現(xiàn)象，澳洲和歐洲的6,000卡煤炭價格由于歐洲在俄羅斯煤炭禁令背景下的強勁需求而持續(xù)上升并保持高位，而印尼的低卡煤（3,800/4,700卡煤炭）和澳洲/歐洲的5,500卡煤炭目前和中國的北港價格價差已經(jīng)顯著收窄甚至低于國內(nèi)價格，這也是8月份中國煤炭進口量環(huán)比增長25.2%的原因。海外煤炭供需寬松下的煤炭價格下行或將驅動國內(nèi)的進口量上升從而補充國內(nèi)的一部分供給。2024年起新能源裝機量將是煤炭價格中樞的決定因素從傳統(tǒng)能源到新能源的轉型是應對全球氣候變暖的必由之路。但由于在新能源裝機量規(guī)模還較小且市場化驅動力量還較弱的時候，過度強調(diào)了“轉型”而忽略了全球經(jīng)濟發(fā)展對于能源需求自然增長的要求，從而導致了全球傳統(tǒng)能源低資本開支所帶來的極為有限的新增產(chǎn)能、新能源裝機量較小無法貢獻足夠量電力供應、2020年后全球流動性寬松共振以及俄烏沖突所驅動的需求爆發(fā)和供給減少之下的傳統(tǒng)能源嚴重供求錯配所驅動的價格超級繁榮周期。雖然傳統(tǒng)能源的新增產(chǎn)能因為長建設周期的特點在未來幾年仍將保持相對有限的增加，但全球新能源裝機量我們預計將出現(xiàn)強勁的增長，一方面因為全球高企的傳統(tǒng)能源價格推動新能源裝機快速增加來實現(xiàn)更高程度的能源自給和能源安全，例如歐盟在9月13日通過可再生能源法案（RenewableEnergyDirective，REDII），計劃將歐盟2030年前投資5,650億歐元，將可再生能源發(fā)展目標提升至終端能源需求占比45%，這和REPowerEU的計劃相一致；另一方面風電和光伏發(fā)電進入了市場化驅動的階段并且中國硅料產(chǎn)能釋放會推動組件價格的下行從而提升集中式電站的項目收益率，最后中國光伏產(chǎn)業(yè)鏈各節(jié)點龐大的產(chǎn)能能夠滿足全球快速增加的光伏組件的需求，中國從4Q22起硅料產(chǎn)能將進入釋放周期，有望顯著降低硅料價格和下游的組件價格。當然，全球各個國家在發(fā)展光伏和風能過程中也遇到了一些限制因素，例如土地的使用、安裝工人的匱乏、新能源發(fā)電上網(wǎng)消納等，這些會抑制新能源裝機提升的速度，但我們認為不改變大幅增長的趨勢。根據(jù)BP能源統(tǒng)計，中國和中國以外的全球市場2011-2021年平均年度新增電力需求分別為3,943億kWh和2,325億kWh。我們認為2023年起海外光伏和風電裝機所提供的電力就能完全滿足正常年份的電力需求，中國2024年光伏和風電裝機預計能夠滿足正常年份約85%的電力需求?？紤]到中國2026年新增投產(chǎn)核電裝機量將顯著環(huán)比提升貢獻約700-1,000億度電的年度新增電力供給，可再生能源發(fā)電預計逐漸可以全部覆蓋正常年份的電力需求，除非中國或者全球經(jīng)濟再次出現(xiàn)強勁增長或者中國的電氣化/電能替代進程遠超預期從而帶來年度電力需求遠超正常年份水平。由于燃煤發(fā)電是煤炭最主要