（报告出品方/作者：广发证券，安鹏、宋炜）
一、复盘过去四十年，煤油等大宗商品价格关系如何？
（一）国际油煤价：油价弹性高于煤价，过去20年经历4轮周期
过去40多年，国际煤价和国际油价表现高度相关，油价弹性高于煤价，而国内煤价弹性较低。年以后，国际油价和煤价经历四轮周期变化，国际油价弹性相比较国内外煤价更高。从国际原油和国际煤价的比价关系来看，过去40多年油煤比（考虑热值）平均值为3.3，过去3年平均值为2.9，而最新比价约1.4。
本轮相比前几轮的区别：过去3年国际煤价涨幅较高，纽卡斯尔NEWC煤价和年累计上涨29%和98%，22年以来累计上涨45%，而布伦特原油价格涨幅分别为-24%、+52%和+57%。煤价涨幅更快主要由于突出的供需矛盾。
（1）第一轮周期（.08-.12）：中国工业化进程加快，经济高速增长，全球经济繁荣，大宗商品普遍迎来牛市，之后全球面临金融危机而周期见底。国际油价从01年的20美元/桶上涨至07年的美元/桶，最高涨幅（%）小于国际煤炭价格涨幅（%），冲高和触底时点均领先于国际煤价，07-08年的回调幅度（-77%）略大于国际煤价（-69%）。而国内煤价相比国外油价煤价总体涨跌幅均较小，分别累计上涨%和回调44%。
（2）第二轮周期（.12-.01）：全球金融危机之后，各国相继出台经济刺激政策，国内也有4万亿财政刺激政策，全球经济企稳回升带动大宗商品需求和价格回升，之后由于供需总体宽松大宗品普遍回落。本轮周期中，国际油价上涨启动早，冲高时点晚（滞后国内外煤价约1年），高位运行的时间（年-上半年）也长于国内外煤价。从价格变化来看，国际油价从08年34美元/桶上涨至美元/桶，累计最高涨幅（%）大于国际煤价（%），回调幅度（-80%）也大于国际煤价（-66%）。而国内煤价总体涨跌幅依然较小，分别累计上涨55%和回调59%，从09年的元/吨上涨至从元/吨，此后回落至15年的元/吨。
（3）第三轮周期（.01-.04）：年开始中国、印度等新兴市场国家的经济回升，加上中国国内供给侧改革，大宗商品景气上行，年前后开始出现回落，之后受新冠疫情影响加速周期见底。本轮周期中，国内煤价涨跌幅仍明显小于国际油价和煤价，国际油价和煤价时间周期较为一致，其中油价从16年47美元/桶上涨至18年的美元/桶，此后回落至20年的49美元/桶。
（4）第四轮周期（.04至今）：疫情之后，全球经济逐步复苏带动大宗商品景气上行，目前已累计上行2年。特别是年以来受地缘政治影响，油价和国家煤价大幅上涨，布伦特原油现货价格突破美元/桶后上探至.7美元/桶，接近历史高点.2美元/桶，年初以来累计上涨57%。而国际煤价已创历史新高，澳洲纽卡斯尔NEWC现货煤价年初以来累计上涨45%。但受从目前价格表现来看，由于之前油价深跌后基数更低，国际油价底部累计上涨幅度（+%）仍然远大于国际煤价（+%）和国内煤价（+%）。
（二）国内外煤价：过去20年中国逐渐成为最大的煤炭生产、消费和进口国，国内外价格高度关联
过去20年国内市场煤价和国际煤价相关性高，动力煤、焦煤走势也基本一致。主要由于在过去30年中，我国逐步世界上最大的煤炭生产国和消费国，以及最大的进口国，市场话语权和煤炭定价权影响较大。
（1）年：中国首次超越欧美成为最大的生产国和消费国。改革开放以来，伴随着我国经济高速增长，能源消耗、煤炭产量和消费量也持续攀升。根据IEA数据年中国煤炭产量10.4亿吨（不包括中国台湾），占全球产量比重22.4%（美国和欧盟27国占比为20.1%和20.6%）；而从消费量看中国、美国和欧盟27国占比分别为23.7%、20.9%和17.4%。
（2）年：中国首次从净出口国变为净进口国。全年进口量1.26亿吨,同比增长%，而出口量约0.22亿吨。根据BP数据，年中国煤炭进口量占全球贸易量的比重约14.4%，而欧洲/日本/韩国占比分别为22.0%/18.5%/11.8%。
（3）年：我国煤炭产量和进口量分别达到41.3亿吨和3.2亿吨，同比增长5.7%和6.3%，年中国占全球煤炭产量和进口量分别达到52%和24%。相比30年前，我国煤炭总产量、分煤种的动力煤、炼焦煤产量、煤炭消费量占全球比重均从20%左右提升到50%以上。
（三）大宗商品比较：国际煤价大幅飙涨，主要由于供求紧张，油价带动只是因素之一
从国内外大宗商品价格表现来看，历史价格走势相关度高。年初以来，国内外煤价表现领先，累计涨幅分别达到98%和45%，涨幅明显大于除油价外的其他大宗商品。而从年价格底部开始，国内外煤价涨幅也处于前列，涨幅分别达到%和%，仅低于国际油价（+%）。不过，目前最新价格距离历史价格高点，国内煤价差距在40%以上，也大于多数大宗商品。
（四）本轮大宗品特点：国际煤价与国内煤价严重背离，预计供给端影响加剧
从近2年价格表现来看，特别是22年以来，由于疫情后需求回升、地缘政治导致国际煤炭供给收缩，供需持续偏紧，国际煤价表现更为强势：
（1）动力煤方面，纽卡斯尔NEWC动力煤及年以来均价分别为美元/吨（同比+%）、美元/吨（同比+89%），22年以来累计涨幅约45%，而国内秦港大卡煤价22年以来累计涨幅为98%，但及年以来均价分别为元/吨（同比+79%）、1元/吨（同比+9%），涨幅明显小于国际煤价。
（2）炼焦煤方面，澳洲峰景矿硬焦煤及年以来均价分别为美元/吨（同比+83%）、美元/吨（同比+%），22年以来累计涨幅约88%；而国内山西太原古交2号焦煤22年以来累计涨幅为29%，及年以来均价分别为元/吨（同比+82%）、元/吨（同比+11%），22年以来涨幅明显也滞后于国际煤价。
国际煤价的飙涨带来国内煤炭供给的缺失，由于海外煤价倒挂，潜在进口供给大幅下降，其中年2月单月进口量下降至1万吨的历史低位水平，3月随着海外煤价继续暴涨，预计进口量将进一步下降。
二、22年及中长期全球煤炭供需怎么看？
（一）需求端：需求增长超预期，未来五年有望延续增长
1.半个多世纪来，全球能源消费稳健增长，近20年煤炭消费占比有小幅提升
（1）基础能源消费量：根据BP数据，年以来，全球基础能源消费量在持续稳健增长，新冠疫情之前的09-19年间，全球基础能源消费量年复合增速达到1.9%，其中亚太、中东和非洲地区增速相对更高，分别达到3.3%、3.1%和2.5%，而以欧美发达国家为主的OECD国家平均增速仅约0.4%。年受疫情影响，全球经济和能源消费受损，OECD国家基础能源降幅达7.7%（占比39%），而非OECD国家降幅为2.3%（占比61%），其中中国消费实现正增长2.1%（占比26%），贡献较大。
（2）煤炭消费量：年以来的半个多世纪，全球煤炭消费量也在持续增长，新冠疫情之前的09-19年间，全球煤炭消费量年复合增速为0.9%。近30年以来，欧美发达国家由于执行了较严的能源结构调整政策，煤炭消费量总体在持续下滑，OECD国家煤炭消费总量占全球的比重已经从年的46%降至年的18%。驱动全球煤炭消费增长的主要是非OECD国家（09-19年复合增速达2.2%），特别是亚太地区国家（09-19年复合增速达2.3%，年消费总量占比近80%，其中中国和印度占比约66%）。
（3）基础能源消费量中煤炭占比：截至年，全球煤炭消费在基础能源消费结构中平均占比约27%，原油和天然气消费占比分别为31%和25%，而年原油、煤炭和天然气消费占比分别为39%、25%和22%，近20年来煤炭在能源总消费结构中占比还有小幅提升。年煤炭消费量占比较高的国家包括：南非（71%）、中国（57%）、印度（55%）、越南（51%）、印尼（40%）。
2.世界范围内经济快速恢复，叠加可再生能源出力有限、天然气价暴涨，拉动21年煤炭消费增长
随着疫情防控形势总体向好发展，世界范围内各主要经济体年经济都有强劲复苏，美国、中国、欧盟、日本、印度、俄罗斯等国年实际GDP增速分别达到5.7%、8.1%、5.2%、1.7%、8.1%和4.3%（年分别为-3.4%、+2.2%、-5.9%、4.5%、-7.3%和-3.0%）。
经济快速恢复也带动了电力消费高增长，但因为可再生能源发电条件状况不佳、天然气价暴涨，年世界范围内火电和煤电机组发电增量在电源结构中最大，拉动了煤炭消费增长。根据IEA数据，世界范围内年火电发电量同比增长近6%（TWh），是年以来的最高增速。在经历和年连续2年下滑后，年煤电机组发电量增长约9%，满足了超过一半的额外电力需求，年以来增速首次超过可再生能源发电。
年的煤炭消费大部分增长来自三个国家：中国、印度和美国。三国发电用煤量显著增加，中国的煤炭消费量预计将增加Mt（+4%），而印度和美国的需求分别增加Mt（+13%）和74Mt（+17%）。其他地区的煤炭消费量也有恢复，包括欧盟（+45Mt）和东南亚（+14Mt）。
3.中日韩等主要煤炭消费国21年进口量已接近或超过疫情前水平
而从煤炭主要进口国和地区煤炭需求来看，根据IEA的数据，年全球煤炭总进口量约13.71亿吨，同比+2%。前五大煤炭进口国或地区中，仅印度21年进口量略有下降。中国是全球最大的煤炭进口国，21年进口量占全球份额的24%，同比增长7%。而亚太地区的日本、韩国以及中国台湾，21年进口量也有2-9%的增长，已经逐步接近或超过疫情之前的煤炭进口水平，21年消费量分别增长0.11亿吨/+6%、0.03亿吨/+2%、0.06亿吨/+9%。此外，欧洲地区的德国21年煤炭进口量也有恢复，此前已连续多年下降。
4.未来世界煤炭需求增长主要来自亚太地区，欧美去煤化进程预期放缓
展望-年，根据IEA的观点，预计全球煤炭需求在年强劲复苏后增长放缓，但会在年超过年的记录，并在年升至Mt历史新高。增长主要是由中国（+Mt），印度（+Mt）和东南亚国家（+50Mt）推动的。在所有这些地区，经济增长刺激了更高的电力需求，煤炭是发电的核心支柱。
总体持续增长的预期是基于一方面，全球GDP从年到年以4%的复合年均增长率增长。另一方面，通过远期价格表达的市场预期，年之前的天然气价格期货相对较高，煤炭在能源供应组合中的份额将比以往的预期更为重要，因为煤炭和天然气是电力市场上填补所谓“热缺口”（电力需求与核能和可再生能源发电之间的差异）的主要竞争对手。
实际上，年下半年以来天然气价暴涨，煤炭价格相对低廉，欧洲部分燃气机组已经开始在调整使用煤炭作为替代。而在俄乌冲突、欧洲天然气预期供给紧张的背景下，欧盟国家也在试图减少对俄罗斯天然气的依赖，转向寻求支付得起的、安全可持续能源，预计欧美国家未来三年削减煤炭消费趋势可能比预期的慢，也在一定程度上进一步支撑全球煤炭需求增长。（报告来源：未来智库）
（二）供给端：主产区产量未恢复，出口预期持续下降，资本开支下降限制中长期产能扩张
1.相比较消费端的快速回升，煤炭供给端还未恢复到疫情前水平
相比较煤炭消费端的快速回升（年世界煤炭消费量已超越疫情前的年），煤炭供给端恢复相对较慢。根据IEA数据，年世界各国煤炭总产量78.9亿吨，同比增长5%，仍未恢复到疫情之前的年生产水平，除中国、印度、印尼等少数国家煤炭产量有增长外，多数国家近4年来产量基本平稳或有减量。
2.资本开支下降限制中长期产能扩张，22年美澳等国目标产量较19年仍有下降
从海外主要煤企近10年来数据看，其资本开支情况也呈现周期变化，行业景气高点往往资本开支也较高，而在行业景气下行期资本开支有明显收缩。年受疫情影响，多数煤企资本开支都有明显下滑，较前期高点平均降幅近50%，而疫情之前的16-19年各煤企资本开支较上一轮周期也有下降，较低的资本开支也使得中长期扩产能力受限。
此外，根据IEA对海外主要煤矿建设项目的梳理，预计22-25年新建项目投产产能分别为0.61亿吨、0.61亿吨、0.36亿吨和0.36亿吨，增量较21年（1.44亿吨）明显回落。而从主要产煤国产量目标来看：
（1）美国：预计年煤炭产量将达到6.12亿短吨（5.55亿吨），同比增加万短吨，增长6%，年煤炭产量预计为6.19亿短吨（5.6亿吨），同比增长1%。即便到年也还未达到疫情之前的年的水平（6.4亿吨）。
（2）印尼：印尼能矿部设定年印尼煤炭产量目标为6.63亿吨，较21年增长8%。但3月7日印尼煤炭生产商协会执行董事亨德拉·辛那迪亚（HendraSinadia）表示，受1月份印尼煤炭出口禁令及其他潜在因素影响（受拉尼娜天气影响，今年上半年可能会为当地持续带来降雨天气，也将是印尼煤炭产量的另一潜在限制因素），印尼煤炭生产商可能难以完成今年6.63亿吨的产量目标。印尼年目标产量6.25亿吨，但实际产量为6.14亿吨。
（3）澳大利亚：能源部门预计澳大利亚煤炭产量将在今年增加10%，达到4.99亿吨，较19年仍下降15%。
3.主要国家出口水平正在下降，年或进一步收缩
疫情后全球煤炭生产供给恢复较慢，相应地，国际煤炭贸易市场的煤炭供应也相对偏紧。21年全球各主要出口国合计出口煤炭13.7亿吨，同比增长5%，但较19年仍下降约6%。
印尼：今年1月份，印尼政府完全禁止了煤炭出口，以优先供应国内电厂、保证国内电力供应。随后，印尼政府部分放开了煤炭出口，只有完成国内市场义务（DMO）的印尼矿商才允许继续出口，且计划按月对国内煤企就该义务的完成情况进行审查。印尼设定年煤炭国内市场义务(DMO)销售目标为1.65亿吨，比年目标1.亿吨提高万吨，设定的年煤炭出口目标为4.98亿吨，比上年出口目标4.亿吨增加万吨，增幅约20%。
总体来看，印尼年产量、出口量目标均较乐观，实现难度较大。从印尼能矿部产量数据来看，今年1-2月份，印尼煤炭产量预计为万吨，远低于上年同期的万吨，降幅近20%。
澳大利亚：年澳大利亚的冶金煤出口也有所下降，比年下降2.6%。澳大利亚的矿业公司几乎没有多余的能力来运送额外的煤炭，因为他们要应对极其潮湿的夏季和秋季，在过去几个月里，新南威尔士州和昆士兰州的部分地区一再被洪水淹没，同时，由于疫情，劳动力的缺勤率很高。
近期，澳大利亚最大铁路公司Aurizon削减了-财年（截止6月30日）澳大利亚煤炭的运输量目标。受天气、劳动力缺勤、抗议活动影响，Aurizon将指导量从2.12亿吨减少至约2.02亿吨。Aurizon公司首席执行官说：“强劲的价格信号将鼓励更多的煤炭生产，但产量要实现大幅提高是很困难的。”他补充说，大幅提高产量需要额外的煤层剥离，这需要时间。
俄罗斯：据俄罗斯统计局数据显示年全年俄罗斯煤炭出口总量为2.1亿吨（同比+10%），其中对中国出口近万吨（同比+44%），年俄罗斯煤矿准备继续增加对中国的供应，年前2月俄罗斯对中国出口煤炭万吨（同比+15%）。但俄乌冲突影响下，欧美国家对俄罗斯制裁力度加大，预计全年出口量可能下降。
三、正在发生的变化：地缘政治导致油气资源紧张，煤炭边际需求提升
（一）俄罗斯能源供给：油气对国际特别是欧洲需求影响较大
1.天然气：俄罗斯是世界天然气贸易市场最大的供给方，俄气占欧洲国家进口比重达33%
作为资源大国，俄罗斯能源和矿产资源丰富，石油、天然气和煤炭已探明储量分别居世界第六、第一和第二位，其中石油和天然气行业已经成为俄罗斯最重要的经济支柱，油气行业给俄罗斯每年贡献约40%的财政收入和一半以上的出口创汇。天然气方面，由于天然气市场具有较强的区域性特点，其运输、交付受基础设施制约大，主要依靠管道气和船舶运输液化天然气（LNG），LNG的运输、交付还需要接收站的建设来配套。
根据IEA数据，年俄罗斯天然气产量为亿立方米，占世界天然气总产量的18.5%，位居世界第二位，仅次于美国（亿立方米，占比23.6%）。而根据BP数据，俄罗斯年天然气产量亿立方米，天然气消费量亿立方米，天然气合计出口亿立方米（其中管道气和LNG分别为和亿立方米，占世界天然气贸易市场比重分别为26%和8%），是世界天然气贸易市场最大的供给方。
欧洲是俄罗斯油气的主要出口地区，从20世纪60和70年代起，苏联就通过管道向欧洲出口天然气，目前俄罗斯通过7条天然气管道向欧洲出口天然气，年出口量达到亿立方米，已占到俄罗斯管道天然气出口量的85%，而LNG出口到欧洲的气量也达到亿立方米，占俄罗斯总LNG出口量的43%。欧洲国家是全球应对气候变化和发展可再生能源的先锋，天然气消费量大，对外依存度高。年欧洲各国从俄罗斯进口管道天然气和LNG分别为和亿立方米，合计进口天然气亿立方米，占其总进口量的38%、15%和33%。
2、石油：俄罗斯目前是世界前三大产油国和出口国，俄油占欧洲国家消费量比重达到23%
俄罗斯在全球石油供应链的位置举足轻重，目前是世界第三大产油国和出口国。资源储量方面，根据BP数据，截至年底，俄罗斯已探明原油储量亿桶，占世界总储量的6.2%，排在除欧佩克组织成员国外的第2位，仅次于加拿大。产量方面，根据IEA数据，年12月，俄罗斯的石油产量为每天1万桶，占世界石油总产量的11.4%。而根据BP数据，年俄罗斯石油产量每天万桶，占世界总产量比重的12.1%，仅次于美国（万桶/天，占全球比重18.6%）和沙特（万桶/天，占全球比重12.5%）。
出口方面，年俄罗斯国内每天消费万桶（占全球比重3.7%，占俄罗斯石油产量比重的30%），俄罗斯每天出口万桶（占全球贸易市场比重11.4%），仅次于美国（万桶/天，占比12.5%）和沙特（万桶/天，占比12.3%）。出口去向来看，年俄罗斯总石油出口2.6亿吨，其中出口欧洲国家、中国的量分别为1.38亿吨、0.83亿吨，占比分别为53%和32%。而出口欧洲国家的石油量占欧洲消费量（6.03亿吨）的23%。
俄乌冲突前，由于近几年全球石油行业勘探开发投资规模下降明显，和年全球油气勘探开发投资相比较年降幅近30%，导致原油供给恢复总体慢于需求。俄乌冲突后，全球主要国家的石油生产和需求还未有明显影响，但随着美欧对俄罗斯制裁的不断升级，俄罗斯石油的出口渠道受到一定的影响，可能会间接影响全球石油供应链。
（二）欧洲煤炭需求可能成为重要的边际增量
1.近20年来欧洲新能源发展较快，但化石能源消费占比仍在70%以上
从欧洲能源消费来看，欧洲国家是全球应对气候变化和发展可再生能源的先锋，根据BP数据，近20年来欧洲可再生能源消费量年复合增速近14%。截至年，欧洲可再生能源消费占总消费比重已提升至12%。不过，欧洲化石能源消费比重仍较高，年欧洲石油、天然气和煤炭消费比重分别为34%、25%和12%，而年消费占比分别为38%、23%和19%，近20年天然气消费占比总体较平稳，石油消费占比有小幅回落，由于去煤化相对激进，煤炭消费占比回落更明显（近20年欧洲煤炭、石油和天然气消费量年复合增速分别为-2.8%、-1.2%和-0.2%）。
2.欧洲化石能源消费对俄罗斯依存度高
目前欧洲国家石油和天然气消费对外依存度均在90%以上，俄罗斯资源丰富同时地缘优势明显，其石油、天然气和煤炭在欧洲能源进口总量中占比也较高。根据BP数据，年欧洲国家从俄罗斯进口的原油、成品油、管道气、LNG、煤炭占进口量比重分别为29%、39%、38%、15%和50%。相比较石油和天然气，欧洲国家煤炭进口来源较少，对俄罗斯煤炭依存度也更高。22年由于俄乌冲突，欧美国家针对俄罗斯制裁力度加大，但考虑到俄罗斯在国际能源市场的地位以及欧洲对俄罗斯能源依存的现状，如果欧洲国家限制进口俄罗斯能源，将很难短期在国际能源市场找到等量的替代品。
3.年欧洲燃煤发电贡献了最大的边际增量，俄乌冲突、油气价格高企背景下，未来煤电仍有提升空间
近30多年来，欧洲发电结构和能源消费结构变化趋势总体是一致的，相比较燃气发电，燃煤和燃油发电占比降幅更快。根据BP数据，年欧洲燃气、燃煤和燃油发电占比分别为19.6%、14.8%和1.2%。而根据IEA数据，年燃气和燃煤发电占比分别为20%和11%，可再生能源发电占比为41%。年由于气候条件不利，欧洲可再生能源出力有限，而天然气供应问题导致气价飙升也影响了燃气机组运行。各国经济恢复拉动用电高增长，增量的用电需求主要由燃煤发电来贡献。年欧洲燃煤、燃气和可再生能源发电增速分别为60TWh/+11.3%、31TWh/+4.2%和9TWh/+0.6%。
总体来看，我们认为俄乌冲突、大宗商品价格高企主要通过以下路径来影响煤炭市场：
（1）欧美国家针对俄罗斯制裁力度加大，预计俄罗斯煤炭出口将出现减量（21年俄罗斯煤炭产量占全球产量6%，但出口煤炭占全球煤炭贸易市场的15%），影响全球煤炭贸易市场供给。
（2）天然气价高企背景下，煤炭仍相对廉价，欧洲国家部分燃气发电机组经过灵活性改造，重启或延迟退役部分燃煤机组，对煤炭消费量有提升，目前已加大对澳洲、印尼煤的采购，近期飙升的国际煤价也反映了国际煤炭贸易市场资源偏紧的现状。
（3）欧洲国家中长期新能源发展目标宏大，但计划增加的新能源“远水解不了近渴”，后期可能审视调整能源政策，能源供应的经济性、稳定性获得更多的重视，煤电、核电也是可选项，未来可能提供边际增量。
四、外部环境变化怎样影响我国煤炭进口？
（一）总量：前2月进口煤量同比下降14%，预计后期将延续低位
年以来，进口煤占我国煤炭表观消费量的比重在5-7%，进口煤已经成为我国煤炭市场的重要补充，特别是在沿海省份煤炭消费中占比较高。年10月以后我国限制了澳洲煤进口，但总体进口量近2年仍保持了增长，-年分别进口了3.0亿吨（同比+1.8%）、3.2亿吨（同比+6.3%），主要由于增加了对印尼、俄罗斯等国煤炭的进口。其中，年我国增加进口印尼煤万吨（同比+39%），增加进口俄罗斯煤1万吨（同比+44%）。
年初以来，印尼阶段性收紧出口煤炭政策，2月下旬以来俄乌冲突导致国际煤炭贸易市场资源有进一步紧缺的预期，海外煤价飙升，国内外煤价出现倒挂，已经开始明显影响我国进口煤量，1-2月我国累计进口煤及褐煤万吨，同比下降14%。在俄乌冲突没有明显缓解前，大宗商品价格高企背景下，部分进口煤可能无法兑现，预计后期进口煤可能将延续低位。
（二）动力煤：21年受澳洲煤限制进口冲击小，22年面临的资源和经济性问题更复杂
根据海关总署的数据，21年我国进口动力煤2.6亿吨，同比增加万吨或16%。虽然澳洲煤进口煤受限，全年减量近万吨（同比-87%），但印尼煤进口增加万吨（同比+38%）、俄罗斯煤进口增加近万吨（同比+47%），印尼煤和俄罗斯煤进口占比进一步提升至74%和14%。
目前按照华南港口进口煤到岸价来测算，进口已无价格优势，而若根据按照澳洲和印尼FOB价格来测算，国内外煤价倒挂程度更大，3月以来澳洲纽卡斯尔港NEWC现货价格均价为美元/吨，考虑运费、汇率和税费影响，运抵华南港口的到岸价近元/吨，相比目前国内煤价高约元/吨或40%。而根据澳洲纽卡斯尔港NEWC目前现货价格约-美元/吨来测算，运抵华南港口的到岸价也近1元/吨，考虑进口煤存在的滞期影响，较国内市场煤价也没有明显优势，同时也远高于港口限价要求（元/吨）。
3-4月动力煤逐步进入需求淡季，但今年进口动力煤面临的经济性及货源问题，相比去年更复杂，预计淡季低位进口对动力煤市场供需有支撑。
（三）炼焦煤：21年进口量同比下降25%，22年预计增量仍有限
相比较动力煤，21年以来炼焦煤受澳大利亚煤进口限制政策影响更大，虽然从美国、加拿大、俄罗斯增加了部分进口，但远不及澳大利亚和蒙古进口煤减量，21年全年进口量同比下降25%。目前我国炼焦煤来源国中俄罗斯煤占比已上升到20%，若俄罗斯煤进口不畅，炼焦煤供给受到的冲击也相对更大。此外，21年10-12月，部分前期到港积压的澳大利亚煤通关后，22年澳大利亚煤预计将进一步减量。
焦煤进口有增量的来源预计主要是蒙古煤，由TT矿至嘎顺苏海图/甘其毛都口岸方向的新建铁路，计划于7月15日前正常运行，每年可以运输出口万吨煤炭。预计投产后运行正常，同时蒙古国境内疫情防控较好的理想情况下，预计蒙古进口煤今年能恢复到疫情之前的19年水平。同时考虑到澳大利亚煤和俄罗斯煤潜在的减量，叠加国内外焦煤价差持续扩大，预计今年进口炼焦煤增量可能也有限。
五、连续2年跑赢大盘，煤炭股估值还有优势么？
（一）股价：大宗景气上行阶段，煤炭板块相对收益明显
年以来，煤炭、原油等主要大宗商品经历的几轮周期中，行业景气上行阶段，煤炭股票指数也往往表现较强，其中年大宗商品牛市、年金融危机后国内四万亿财政刺激、-年煤炭行业供给侧改革的前2年，煤炭行业基本面上行，煤价持续上涨，煤炭板块绝对和相对收益突出，特别是和年煤价股价弹性明显。而近2年来，疫情之后国内外需求复苏较快，大宗商品普遍迎来新一轮周期，各产品价格创历史新高，股价的抢眼表现也是对基本面的映射。
（二）业绩：大宗商品牛市，煤企盈利弹性大，下行期业绩韧性也明显提升
煤企业绩与煤炭量价直接相关，历史上大宗商品牛市，煤价上涨对煤企业绩贡献显著，而价格下行期间，由于煤企主动的成本费用控制以及长协合同的影响，煤企业绩韧性往往也较强，业绩即便下滑，幅度也远低于油价和煤价变化。
从煤炭板块上市公司来看，神华在A股年上市之后，年3季度CS煤炭开采板块扣非净利润达亿元，相比Q1增长64%，而同期布伦特原油和纽卡斯尔NEWC现货季度均价相比Q1上涨19%和29%。受金融危机影响，年4季度大宗商品价格回落，布伦特原油和纽卡斯尔NEWC现货季度均价相比前期高点累计下跌63%和59%，而CS煤炭开采板块扣非净利润较前期高点回落约40%。
而最近的-年，煤油价格上行期，CS煤炭开采板块业绩提升也较明显。而在年Q4开始的下行期，相比较油价和煤价表现，煤企业绩表现更稳健，业绩底部相比较前几轮周期显著提升。目前国际油价仍在上行期，国际煤价已经创历史新高，国内电煤长协政策落地，中长期价格中枢较17-20年提升25-40%，签约和履约率要求提升，预计后期油价即便有回落，中长期煤企高盈利持续性仍较强。（报告来源：未来智库）
（三）估值：近2年虽有回升，但较历史均值折价仍较大
1.PE：过去5年动态PE回落明显，目前估值较年来均值折价仍在30%以上
年以来，煤炭行业景气度回升，过去5年煤价中枢也有提升，特别是年煤价和煤炭公司盈利创新高，但板块PE估值变化不大，目前板块PE（TTM）和PE（当年）分别为9.6倍和8倍，较年以来均值折价约18%（年以来PE（TTM）和PE（当年）均值分别为12倍和8倍），历史上07-11年，煤炭行业成长性较好，同时煤价弹性较高的时候，PE估值中枢在20倍以上。从基于每年盈利预测的动态PE来看，年以来的均值也在12倍左右，而目前最新动态PE为8倍，较历史均值折价30%以上。
2.PB：近3年来回升至1.5倍，较历史均值仍折价20-30%
相比较PE变化不明显，板块PB估值近3年来有明显提升。19年4季度到20年上半年，由于市场对煤炭需求和煤价预期悲观，板块整体PB长期处于破净状态。不过，随着煤价大幅回升，煤炭公司盈利能力显著增强，ROE提升明显，近3年来，板块PB（整体法）和PB（中值）已回升到近1.5倍和1.4倍，年以来均值分别为1.8倍和2.1倍，目前估值仍折价17%和32%。
六、行业观点：国内外煤价延续高位预期，继续看好板块估值提升
1.煤炭市场：年初以来国内外煤炭供需整体偏紧，煤价表现持续超预期，其中国内秦港大卡煤价年初以来累计上涨元/吨/+%，澳洲主力动力煤、焦煤FOB价格涨幅分别达45%和88%。后期，考虑到北方港口库存仍维持中低位，随着下游复工复产，需求将逐步回升，国内煤矿保供增产背景下继续增产空间相对有限，海外煤价大幅上涨后国内外煤价倒挂影响进口煤补充不足（前2月累计同比下降14%），预计动力煤价格仍处于高位；而焦煤随着下游钢焦企业复产加快，补库积极性回升，煤价有望延续稳中有升。
2.行业判断：我们延续此前的观点，认为在国际能源价格高企，以及稳增长持续强化的政策预期下，煤炭板块有望直接受益，继续看好板块。主要原因是：
（1）国际煤价延续强势，国内供需面好于预期，长协落地预期修复：国内方面，保供要求下全国日产量已回升到万吨水平，各环节库存仍处于中低位（北方港口存煤较12月末下降30%，电厂存煤高位回落约20%），供需面持续紧张；国际方面，海外煤价持续高位，进口量难以增长，供给端进一步收缩。长协政策落地后，政策面无收紧趋势，供需面持续向好对估值的提升将不受制约。
（2）Q1-2及全年盈利具备高弹性：22年动力煤和焦煤价格中枢有望较21年上涨10-40%，其中1季度各公司煤价有望普遍同比上涨30%以上（港口市场价/长协价格同比21Q1平均上涨48%/23%，产地动力煤和焦煤价格同比普遍上涨50%以上），预计Q1盈利同比维持高速增长，近期山煤国际、冀中能源、电投能源等公告1-2月盈利，归母净利润和利润总额同比分别增长%、%和80%。预计1季度、2季度和22年全年行业盈利增长确定。
（3）双碳背景下煤价维持高位，煤企分红优势将持续显现：预计未来五年煤炭供给维持整体偏紧，需求仍维持稳健增长，而国内外供给端弹性较小，煤价中枢水平有望维持高位，煤炭企业资本开支整体继续下降，高盈利和现金流及分红的优势有望持续显现。更重要的是，港口和产地长协落地后，确立了盈利和分红高位的持续性。
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