动力煤基本面或将由松转紧 全年价格中枢或将维持在900元/吨以上

近日，中金公司研报称，展望2024年，对能源市场维持乐观态度，煤炭核增产能释放放缓叠加需求韧性，2024下半年动力煤基本面或将由松转紧，2024年全年市场煤价格中枢或将维持在900元/吨以上。

2023年国内动力煤市场供需两旺。需求端，经济重启提振电力消费，尽管风光发电保持高增，但上半年水电出力疲软造成的缺口仍有赖火电弥补，2023年煤电份额或与去年基本持平。我们预计2023年全年动力煤消费量增速或将达6%。在供给端，国内原煤产量保持高增，我们预计全年日均原煤产量可达1270万吨。进口资源较为充裕，海外煤价大幅下滑后进口窗口利润打开,我们预计全年煤及褐煤增速进口量可达4.6亿吨，增速57%。不过，供给端隐忧也开始浮现，比如安监压力重新回升，以及海外煤价的边际成本支撑。单纯从煤炭供给与终端需求的平衡来看，2023年供应增速慢于需求，但电厂的库存处于高位，长协供给有保障，补库的动力较弱，煤价支撑因而大幅减弱。时隔两年，我们看到价格中枢重回1000元/吨下方。

2024年用电弹性可能有所上升

展望2024年，经济增长韧性或仍将支撑用电需求。基于中金宏观给出的2024年中国实际GDP同比增长5.0%判断，我们预计明年全社会用电量增速约为5.5%，对应的电力消费弹性系数为1.11，较今年的1.06有所回升。一方面在增发国债、城中村改造等财政政策加持下，我们预计明年固定资产投资增速将加速，撬动基建并利好冶金、建材、化工等相关产业；另一方面，海外制造业补库存开启，出口降幅或将收窄乃至转正，利好制造业出口。因此，我们预计明年用电弹性系数较高的第二产业或将相对受益，从而提升GDP的能耗强度。非电用煤消费也将得到一定支撑。

火电份额继续缩小，但尚未见顶

明年风光装机量或将继续增长，在一个相对中性的利用小时数假设下，风光发电或将维持高增，但不容忽视的是短期内电网对风光高增的消纳压力仍比较大。水电方面，从历史上看，El Nino的第二年往往有降雨较为充沛的预期，来水若明显改善，水电出力或将较今年的低基数有较为明显的提升。风光水发电量的提升将挤压火电占比，但考虑到可再生能源出力的间歇性和波动性以及天气不确定性等因素，火电“压舱石”作用不容忽视，以保障尖峰时段用电。今年火电以来累计装机量同比增长了67.3%。我们预计明年火电在总发电量中的份额将降至68%，但同比今年或仍有2%的增长。

煤炭增产动能或将放缓

一个值得问的问题是2021年下半年以来煤炭的增产动能在明年能否持续？这两年扩产的主要驱动在于政策推动下的存量项目的核增扩产或煤矿复工，可以理解为存量实际产能利用率的提升。向前看，在存量产能潜力充分挖掘后，新增产能的增长空间可能面临一定掣肘。“双碳”预期下，煤企建矿的意愿和动力并不强，受限制也较多。另一方面，在煤价回归合理区间后，安监压力再次加码，或将限制煤矿产能的进一步释放。我们预计2024年原煤及动力煤产量微幅增长。

图表：原煤日均产量和年平均中枢

资料来源：国家统计局，中金公司研究部

进口能否保持高增？

另一个值得问的问题是，在国内增产动能放缓的情况下，明年供需的边际缺口是将通过进口，亦或是库存去化来弥补？进口的核心因素在于价差，如果明年海外动力煤进口资源如今年一般保持相对宽裕，那么进口煤炭将继续在高位，国内煤价的上行动能也会被抑制。若海外煤价转紧，国内需求的保障可能将转而依赖现有库存。换言之，明年煤炭进口或将成为决定国内煤价的边际因素。政策端对煤炭进口的态度总体是鼓励的，国务院副总理丁薛祥近日强调，“要着力抓好煤炭、天然气生产供应，积极扩大资源进口” 。我们预计明年动力煤进口或有小幅回落，同比2023年小幅下滑4%左右，但在历史上看仍算较高。从进口资源来看，印尼煤仍将是主要进口来源，但其资源在一定程度上面临印度的竞争以及潜在的出口约束。我们预计俄煤进口增量也将受制于运力和出口关税。

总体看，我们预计明年国内动力煤的基本面或从下半年开始由松转紧，特别是在三季度或有一波较为明显的库存去化。2024年全年市场煤价格中枢或将维持在900元/吨以上，我们对明年四个季度动力煤市场价格的判断是950、900、1050、1000元/吨。

图表：2024年动力煤供需示意图

资料来源：国家统计局，国家能源局，海关总署，WoodMac，Fenwei，中金公司研究部