焦化厂炼焦车间年终(煤炭行业年度策略报告：守正待时，不疾而速)

Posted 2023-06-02

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焦化厂炼焦车间年终(煤炭行业年度策略报告：守正待时，不疾而速)

（报告出品方/作者：山西证券，杨立宏、胡博、刘贵军）

1. 2022 年回顾：涨幅大超市场预期，周期呈钝化特征

1.1 板块走势独树一帜，大超预期

1.1.1 煤炭板块走势独树一帜

板块 2022 年走势独树一帜。在 2021 年四季度节点，行业面临较强的政策压力，价格冲高回落，导致市场明显降低对 2022 年板块的风险偏好。但 2022 年初至今，煤炭板块大幅领涨全行业，同时也是全A股唯一上涨的行业，显著超出市场预期。

板块大幅上涨主要还是由业绩驱动。从指数角度看，煤炭指数从年初一直上涨至9 月，并在9月开始回调。三季度开始回调的原因与 2021 年三季度回调的原因相同，即市场在交易行业盈利顶点。估值层面，行业动态估值仅在 1-4 月出现小幅提升，之后便随业绩释放不断走低。目前行业动态水平已调整至近5年低位。

1.1.2 周期钝化，价格中枢继续抬升

业绩改善的驱动因素为行业景气度提升。2022 年行业景气度并没有像去年市场预期的出现大幅回落，而是继续提升。全年煤炭周期的表现形式可以概括为周期顶部钝化，煤炭价格出现两次冲高，但峰值均低于 2021 年三季度高点。价格两次冲高的催化剂分别为俄乌战争和夏季枯水。同时价格中枢较2021年显著抬升，并创出供给侧改革后新高。

炼焦煤整体跟随动力煤趋势，但走势呈先强后弱。2022 年炼焦煤第一次冲高主要由于地缘冲突驱动，之后因需求端表现偏弱价格回落，8 月焦煤受“金九银十”开工旺季提振再次出现回升，但反弹幅度弱于动力煤。全年来看，价格中枢较 2021 年有一定幅度提升。

1.2 超预期因素为俄乌战争和夏季枯水

1.2.1 俄乌战争导致动力煤进口大幅下降

俄乌战争导致海外煤价上涨幅度大幅高于国内。当地时间 2022 年 2 月24 日，俄罗斯总统普京发表的特别讲话，宣布决定在顿巴斯地区开展特别军事行动，俄乌战争拉开帷幕。战争开始后，欧盟对俄能源领域做出多轮制裁，同时俄国也给予了激烈的反制裁。煤炭作为化石能源中最先落地的制裁品种，被率先实施禁运，进而形成刚性缺口。同时，欧盟多国也陆续宣布重启燃煤电厂，以防范俄国天然气等能源领域的反制裁，煤电替代形成了弹性缺口。欧盟的煤炭缺口扩大也使得国际煤价大幅上涨。以战争开始为节点，对比全球主要标杆煤价，发现海外标杆煤价的最高涨幅大幅高于国内港口价格的最高涨幅。

高企的海外煤价影响中国煤炭进口。而海外煤价的大幅上涨也导致国内进口价差多次出现倒挂，进而压缩了国内的动力煤贸易空间。2022 年至今中国动力煤进口的同比增速再次出现大幅收缩。由于动力煤进口量大幅下降，进口煤同比 2022 年初至今一直维持负增速，大部分月份低于往年水平。

1.2.2 夏季枯水引发火电替代作用

长江流域的盛夏枯水引发火电替代。根据过往经验，长江流域水循环特点是水热同步，通常夏季降雨和洪水多，枯水季降雨和径流少。来水期上游水库群可通过增加下泄流量，向下游补水。而今年由于周期性的拉尼娜现象影响，北半球入夏以来，大气环流异常，欧亚大陆大范围出现高温少雨，长江流域梅雨期缩短，副热带高压长时间控制在长江上游的川东和重庆以及中下游地区，同时台风深入内地也较少，夏枯现象形成。根据气象台相关数据，2022 年至今长江流域降水和长江上游来水均创多年新低记录。而夏季枯水也导致川渝等地持续限电，火电替代明显增加，进而提振动力煤需求。

2. 供给端：增量受保供指引，供给弹性未恢复

2.1 中长期合同更迭与未来增量指引

增量驱动力或来自电煤保供。2021 年由于动力煤短缺，价格曾创新高，随着2021 年四季度产量持续释放，价格有所回落。但 2022 年上半年俄乌战争导致电煤缺口再次扩大，保供压力增加。2022 年5月，在发改委的《煤炭价格调控监管政策系列解读之六》中，首次对动力煤做出明确定义。凡以发电、机车推进、锅炉燃烧等为目的，产生动力而使用的煤炭属于动力煤。按照科学合理、简便可行、符合行业实际的原则，可以从流向和热值两个角度对动力煤进行界定。从流向角度看，煤炭生产经营企业直接或间接销售给发电供热企业用作燃料的煤炭，不论煤种和热值，均应视为动力煤。从热值角度看，根据多年情况，热值低于6000 千卡的煤炭，主要用于发电供热，是必须稳住的煤炭基本盘，一般可视为动力煤。煤炭生产经营企业销售的热值低于 6000 千卡煤炭，如无明确合同、发票等证据证明其最终用于炼焦、化工等非动力用途，一般可视为动力煤。10 月 31 日，国家发改委办公厅发布了《2023 年电煤中长期合同签约履约工作方案》（简称 2023 年方案）。2023 年方案不仅在签定方、电煤比例等方面突出了电煤保供思路，“2021 年9月后核增的产能被要求全部签订长协合同”维持不变也在一定程度上继续指引地方给出相关保供增产方案。

2.2 保供指引下，未来供给释放空间有限

2.2.1 2022 年供给弹性不足，主产区贡献主要增量

2022 年供给弹性不足。2021 年四季度各省核增后，产量逐步释放。2022 年以来，累计产量增速稳中有降，显示供给弹性不足，当月产量基本与去年四季度水平相当，四季度增速存在下降预期。尽管夏季需求有所提振，但煤炭企业并没有释放更多供给。

2022 年行业投资持续性不强。从行业投资增速来看，2021 年四季度随着主产区保供导致增速低位冲高，但 2022 年二季度开始回落。一方面，煤炭企业对未来需求端仍持谨慎态度，导致投资意愿不足；另一方面，政策主要以核增为主，新矿投资占比低，投资增速持续性不强。

主产区带动全国产量增加，增量贡献集中度高。统计局口径下，新疆和内蒙两区域增速高于全国平均增速，内蒙古增量贡献度最高，蒙晋疆陕四大区域合计贡献增量超过 90%。

2.2.2 内蒙古：预计新增产量将大幅低于上一轮保供周期

预计新增产量将大幅低于上一轮保供周期。2022 年 10 月，内蒙古发改委公布该区煤炭在产产能12.2亿吨，占全国总产能的 1/4 以上。同月，内蒙古能源局发布《关于加快保供煤矿产能释放的通知》，要求在2023 年一季度结束后完成相关产能核增和调整建设规模组织生产。根据文件信息，内蒙古产能释放主要分为产能核增和调整建设规模，其中在产核增量为 5150 万吨，调整建设规模为1910 万吨，合计7060万吨。从数据分布角度看，核增产能主要分布在鄂尔多斯市，以民企的露天矿为主。在产产能核增方面，虽然新增的煤矿明细与 2021 年并无重复，但考虑到“边生产边办手续”的原则，推测或有部分产能释放已经体现在表内，边际增量小于实际核增量。调整建设规模的矿井需要一定时间达产，产量释放速度有待观察。以2021 年 11 月-2022 年 10 月为上一轮保供周期，期间内蒙古产区原煤增量为15671 万吨，而新一轮保供周期该区新增产能 7060 万吨。乐观情景下，假设全部产能均能快速投产，预计整个产量增速将较上一个保供周期降低 55%。

2.2.3 山西：未来增量以地方国企为主，实际增量有限

2022-2023 年产能增量以地方国企为主，不同类型煤矿长协占比存在差异。2022 年11 月，山西省能源局印发《2023 年全省电煤中长期合同签订履约工作方案》，要求相关保供煤矿的核增部分全部签订中长期合同。梳理文件保供名单，新增产能中地方国企占比过半，地方国企的长协签约比例50%左右，央企和非国企口径长协签约量均低于 30%。 2021-2022 年产能增量以地方国企为主。2021 年 9 月，山西省煤电油气运协调保障领导小组综合办公室发布《关于将部分煤矿列入保供煤矿并按要求组织生产的通知》，决定将 2021 年1-8 月已完成全年产量的煤矿列入保供煤矿，当年四季度在确保安全的情况下，可以正常组织生产。梳理文件保供名单，新增产能中地方国企占比过半。

两份保供名单存在重复矿井，剔除后实际增量有限。对比 2022 年保供矿名单与2021 年保供矿名单，2022 年保供煤矿数量变少，但整体规模变大，这主要是因为央企保供矿（单矿规模大）大幅增加所致。2022年保供名单中，现有产能 19270 万吨/年，新增产能 9450 万吨/年，预计核增后总产能28720 万吨/年。与2021年相比，两份名单中含有 34 处重复产能矿，理论重复产能共计 8350 万吨/年。但2021-2022 年存在部分产能核增未完成的情况，所以实际重复产能为 5930 万吨/年。剔除 2021-2022 年核增未完成的产能，我们推算2022-2023 年的实际核增量为 5540 万吨。

2.2.4 陕西：保供增量有限，未来核增空间或将大幅缩小

2023 年陕西省更强调电煤保供，签约规模减少。2022 年 11 月，陕西省发改委印发《关于做好陕西省2023 年度电煤中长期合同签订履约工作的通知》，根据文件 2022-2023 年签约矿规模为7.01 亿吨，签约矿个数为 258 个。2021 年 11 月，陕西省发改委印发《关于做好 2022 年煤炭中长期合同签订履约工作的补充通知》，根据文件 2022-2023 年签约矿规模为 7.36 亿吨，签约矿个数为 370 个。对比两份文件，2023年无论从保供规模和保供矿个数均有一定程度下降，这主要因 2023 年更强调电煤保供，非电煤长协规模相应减少。根据 2023 年文件，民企签约矿数量占六成以上，但地方国企的签约规模占比近半。而这一比例与2022年文件大体相似。

本轮核增后，未来核增空间或将大幅缩小。对比 2022 年和 2023 年两份文件，2023 年签约矿名单中绝大部分矿井（257 个煤矿）均出现在 2022 年的名单中，仅有子长县前进煤矿不在2022 年名单内。此外，2022年名单中的中煤集团大海则煤矿和延长石油巴拉素煤业产能高于 2023 年名单中产能数据，按2022年口径调整基数。通过测算，我们得出 2023 年陕西或将新增保供产能 6810 万吨，其中央企100 万吨、地方国企3340 万吨、民企 3370 万吨。根据陕西省十四五规划，2025 年全省原煤产量将达到7.4 亿吨。对比2022年初至今产量年化测算和陕西省十四五规划，本轮核增后陕西省几乎已经没有规划内核增空间。

2.2.5 新疆：产量水平或已达规划要求，未来产量释放速度有望变缓

未来产量释放速度或将变缓。2022 年新疆区产量释放速度加快，在一定程度上反应消费地供需关系紧张。2022 年 5 月，新疆区政府印发《加快新疆大型煤炭供应保障基地建设服务国家能源安全的实施方案》（简称 57 号文），强调“十四五”期间，预计新疆新增产能 1.6 亿吨和储备产能0.8 亿吨，主要集中在准东和吐哈矿区，2025 年自治区煤炭产能将达 4.6 亿吨/年以上，产量将达 4 亿吨以上。2022 年6月，新疆发改委公告全区生产煤矿 66 处（产能 31273 万吨/年）。2022 年 9 月，自治区发改委公布最新产能增量进度，争取国家同意将新疆 12 处煤矿（产能 6350 万吨/年）纳入具备增产潜力煤矿名单；准东红沙泉二号露天等13 处“十四五”规划建设煤矿已获得国家同意开展项目核准等前期工作（产能5450 万吨/年）。哈密三塘湖、淖毛湖、吐鲁番沙尔湖及昌吉硫磺沟矿区总体规划环评（修编）已取得生态环境部批复。对比2022年初至今新疆区原煤年化产量、产能数据与十四五产量规划，目前新疆基本完成规划要求，叠加后续产能核增尚未有明确时间进度规划，预计未来产量释放速度或将有所放缓。

2.2.6 预计新一轮保供周期增量大幅减少，关注疫情扰动影响

预计新一轮保供周期增量大幅减少，关注疫情扰动影响。通过对主产区增量文件的梳理，预计2023年的主要增量还是现有产能核增而非新矿投产。从绝对量上看，测算 2023 年实际增量或将小于2 亿吨。在理想状态下，假设产能全部转化为产量，预计新一轮保供周期将比上一轮所释放的产量减少56%。根据上一轮保供周期经验判断 2023 年供给仍会在一段时期内脉冲回升然后走平，供给弹性仍然偏低。此外，由于产能的区域集中度不断提升，也需要关注疫情对主产区生产的扰动影响。

3. 需求端：火电投资加速，焦钢注意节奏

3.1 火电投资加速大势所趋，电力耗煤仍有较大增长空间

3.1.1 新增煤电投资大势所趋

煤电仍为最主要发电能源，近年增量偏低。根据中电联数据，到 2022 年底，全国发电总装机容量将达到 26 亿千瓦左右，其中煤电 11.3 亿千瓦，占比约 43.5%，仍是最主要电力来源。从发电量来看，2021年煤电发电量 5.03 万亿千瓦时，占全口径发电总量的 60%以上，是我国电力供应绝对主力。受煤价、能耗双控等因素影响，2020 年以来国内煤电建设滞后，2021 年全国新增燃煤装机 2908.88 万千瓦，2022 年1-10月新增煤电装机 1491 万千瓦，中电联预测全年新增仅 2100 万千瓦左右，连续两年处于15 年来最低水平。未来电力供需或偏紧。随着美国加息步伐减缓及国内稳经济政策发力，预计全国电力供需偏紧。根据电规总院《未来三年电力供需形势分析》分析，按照装机平衡考虑结合当前电源、电网工程投产进度，预计 2023 年、2024 年电力供需紧张地区将增加至 6、7 个。

新增煤电投资大势所趋。国家能源局发布的《2023 年煤电规划建设风险预警的通知》中煤电装机充裕度预警指标为红色的仅剩山西、甘肃和宁夏三个省份，比 2022 年减少了 63%，也有效降低了煤电建设的阻碍。2022 年以来多省市加快了煤电建设，形式包括但不限于新批火电机组、现有煤电项目延寿以及前期缓建项目开工等。截至 2022 年 10 月底，全国主要发电企业电源工程完成火电投资640 亿元，同比增加42.8%，火电投资增速也维持高位。由于煤电仍是我国电力能源保供的最可靠手段，预计2023、2024 年煤电投产进度或将加快。

新增煤电机组支撑电煤消费增速。根据电规总院预测，不考虑煤电机组建设加速因素，未来3年将会新增 1.4 亿千瓦机组。按 2022 年 1-10 月煤电可利用小时水平（4526 小时）和度电耗煤300g 计算，1.4亿千瓦时新增装机将带来 1.90 亿吨左右的电煤需求。若考虑煤电机组建设加速因素，假设未来3 年新增1.6亿千瓦机组，测算将带来 2.17 亿吨左右的电煤需求。

3.1.2 电力耗煤仍有较大增长空间

预计电力原煤消费量仍有较大增长空间。近年来，随着终端电气化水平的逐步提高，电动汽车、电能供热、电炉炼钢及智能家居等用电行业发展较快，带来了中国用电量的持续提高。中电联预测2022年我国社会用电量在 2021 年高基数的基础上继续增长 4-5%，预计碳达峰前我国用电量仍将维持较高速度增长。由于煤电较长时期内仍是我国主力电力来源，用电量的增加将带来电力行业耗煤量的持续增长。2016-2021年，电力行业原煤消费量同比增长速度分别为 0.30%、4.10%、10.41%、11.79%、0.80%、10.2%，整体维持较高增速，且高于煤电装机增速。一方面是近年来用电量增加导致了煤电利用率的提高；另一方面也是由于近年来随着煤炭开采条件的变化，煤炭供应热值整体降低，导致原煤实际消费量增加。根据中电联监测，2021年电煤热值较 2020 年降低 110 千卡左右，同比下降 2.3%，进口煤也由于煤源国结构变化热值下降明显。煤电大省内蒙古、山东、江苏的 2022 年平均度电耗用原煤分别比 2021 年增长了10%、28%和9.4%，高于原煤产量增速。因此整体上来看，电力行业随着煤电装机增加、煤炭热值降低和疫情影响减弱等因素，原煤消费量仍有较大的增长空间。

3.2 地产融资放松，焦钢注意节奏

3.2.1 地产融资放松，改善焦煤需求悲观预期

地产融资放松，缓解焦煤需求悲观预期。终端需求方面，基建持续发力，地产大幅降速，至今仍未有回暖迹象。四季度以来，强力政策频出，有如诸葛连弩，其中“第一支箭”鼓励银行信贷支持地产敞口、“第二支箭”支持民营房企债券融资，“第三支箭”松绑股权融资。多轮利好政策连续击中地产核心痛点，短期有利于提振市场预期，也在一定程度上缓解了焦煤需求端的悲观预期。未来地产实质回暖的逻辑传导链条或为“融资-销售-新开工”，当各个环节通畅并呈现正反馈迹象才可实质挽回市场信心。

3.2.2 粗钢平控思路或延续，焦炭开工跟随利润调节

粗钢压减思路大概率维持，节奏或有变化。“十四五”时期，在双碳政策的影响下，作为碳排放主要行业之一的钢铁行业，其发展思路也逐步转变为碳排放总量和强度“双控”。2022 年2 月，工信部、发改委和生态环境部联合印发《关于促进钢铁工业高质量发展的指导意见》，《意见》所提出的钢铁行业确保到2030年前碳达峰的目标较去年的征求意见稿实现时间目标推迟 5 年。一方面，未来粗钢压减思路不变；另一方面，压减节奏可能会有变化。

焦炭开工跟随利润调节，关注补库时点。尽管当前焦化厂产能相对宽松，但2022 年以来焦企利润被产业链所挤压，焦企更多结合下游需求、自身利润变化等因素组织生产。同时，盈利被压缩也导致产业链的焦煤库存水平偏低，未来如果需求端出现催化因素，在补库节点或将大幅提高焦煤价格弹性。

4. 进口煤：俄乌战争冲击中国进口煤格局，未来国内进口压力仍大

4.1 俄乌战争冲击中国进口煤格局

俄乌战争冲击中国煤炭进口格局。从国别角度看，印尼、俄国和外蒙成为最主要的进口来源国。2022年以来，印尼稳坐进口煤第一大来源国地位，占比在 60%上下，俄国和外蒙联手挤占掉澳大利亚的份额，其中俄国份额目前已超 20%。从煤种分布来看，褐煤占比持续增加，动力煤占比持续降低。一方面印尼主要对华出口低卡褐煤，另一方面则是俄乌战争爆发后全球动力煤紧缺。

4.2 国际煤炭贸易形势紧张，未来国内进口压力仍大

4.2.1 俄国：运输问题限制东向贸易，平价煤打击对华出口意愿

运输问题限制东向贸易，平价煤打击对华出口意愿。欧盟对俄国煤炭的禁运令在2022 年8 月生效，直接限制了俄国煤炭的生产和出口。生产方面，由于欧盟订单的大量缺失，主产区库兹巴斯煤田带动整体煤炭产量下降。出口方面，尽管中国和印度的订单可以在一定程度上弥补由欧盟制裁所导致的俄国煤炭贸易缺口，但也要关注到：一方面，远东方向的运输线路单一以及相关基础设施落后，这在很大程度上制约东向出口的增量；另一方面，考虑到超长运距和地缘因素降低俄煤议价能力，而平价出口无法产生高税收，进而打击俄国方面的出口意愿。整体来看，未来俄国对华出口的增量虽然会增加，但增幅会受多因素制约。

4.2.2 印尼：高卡煤抢手，预计对华出口以低卡褐煤为主

欧盟煤炭缺口或将扩大，预计对华出口实际增量有限。早在俄乌战争爆发之前，印尼国内的煤炭供需关系就已经极为紧张，并一度禁止煤炭出口。战争爆发后，为了应对能源缺口，欧盟多国陆续重启燃煤电厂，增加煤炭需求。印尼作为最主要的动力煤供应国之一，动力煤一度遭到欧洲和亚洲买家的疯抢。激增的外部需求和紧张的产地供需关系导致印尼煤炭基准价在俄乌战争爆发后出现了大幅上涨。由于欧洲电厂大部分按俄煤的品质设计，所以欧洲买家更倾向于采购印尼的高卡煤，加剧了高卡煤的供应不足，期间印尼高低卡价差明显走扩。中国从印尼进口的煤炭以低卡褐煤为主，尽管褐煤占整个进口煤比重大，但若换算成标准煤实际增量有限。考虑到产地供需紧张和欧盟缺口扩大因素，预计2023 年印尼对华出口仍以低卡褐煤为主，并且实际增量有限。

4.2.3 外蒙古：对华出口以焦煤为主，未来增量驱动因素主要为中国需求表现

对华出口以焦煤为主，未来增量驱动因素主要为中国需求表现。从进口量占比来看，2021 年外蒙古疫情严重影响对华煤炭出口，对华出口量占中国全部进口煤比例降至近 5 年最低。2022 年前三季度因疫情缓解通关量大幅增加，进口占比也出现明显扩大。之后因疫情通关和需求影响，对华出口量环比下降。从煤种来看，外蒙古对华出口主要以焦煤为主，2022 年 8-10 月因中国动力煤市场更为活跃，外蒙古风化煤的出口量和占比都出现较大提升，也在一定程度挤占了焦煤额度。风化煤是指出露于地表或埋藏于浅部的煤层的褐煤、烟煤和无烟煤，该煤种含有再生腐殖酸等性质，热量偏低（价格也相对便宜），可视作动力煤。运输方面，现阶段蒙煤出口至中国主要通过公路运输，运费波动大，也在一定程度上限制了通关量。随着旺陶勒盖煤矿（TT 矿）至嘎舒苏海图口岸的铁路以及珠恩巴彦-杭吉铁路等对华铁路的陆续开通，运力瓶颈有望逐步改善，影响外蒙对华出口量的核心因素还是中国的需求表现。

4.2.4 澳大利亚：澳煤进口若重启，增量或将受多因素制约

澳煤若重启，增量或将受多因素制约。受中国对澳大利亚的煤炭贸易禁令影响，2021 年至今澳煤占中国进口煤份额大幅下降。2022 年 11 月，中国领导人在巴厘岛会见澳大利亚总理阿尔巴尼斯，加剧市场对恢复澳煤进口预期，但即使澳煤重启通关，预计未来增量空间也不大。首先，受ESG 理念影响，投资者对于澳大利亚煤炭资产普遍秉持谨慎态度，新矿投资意愿偏低，限制未来增量。其次，2022引发的暴雨和洪水严重影响主产区生产和港口发货，导致澳大利亚煤炭产量和出口量均出现不同程度的下降。第三，当前澳洲煤炭价格与中国标杆煤价仍存在较厚价差，直接抑制澳煤对华出口。

4.2.5 未来国内进口压力仍大

未来国内煤炭进口压力仍大。一方面，考虑到 2023 年欧盟对俄煤炭禁运将会贯穿全年、多国重启燃煤电厂增强煤炭弹性需求，欧盟的煤炭缺口将会显著扩大。另一方面，国内主要的供应来源国均存在较大不确定性，未来难言增量。

5. 分煤种供需推演：预计各煤种未来缺口难补

5.1 动力煤供需推演

5.1.1 关键假设

总供给：国内供给有序释放。海外受俄乌冲击影响深远，未来进口动力煤仍偏紧。总需求：考虑到用电量增加、煤炭热值降低、煤电三改联动、建材行业需求边际放缓等因素，预计未来动力煤消费仍将有较大增长空间。

5.1.2 动力煤供需平衡表

由于国内供给弹性仍未恢复、海外贸易格局偏紧，在需求继续增长的逻辑下，动力煤缺口或将逐年放大。

5.2 炼焦煤供需推演

5.2.1 关键假设

总供给：国内焦煤资源稀缺，增量匮乏，同时电煤保供挤占焦煤比例。俄国和外蒙或将贡献一定增量。总需求：粗钢压减思路延续，铁水仍有性价比，焦煤消费量仍有支撑。

5.2.2 炼焦煤供需平衡表

尽管进口煤或可获得一定增量，但在需求仍有支撑的逻辑下，炼焦煤缺口或将逐年增加。

6. 投资分析

预计未来行业景气度有望维持，目前行业估值水平偏低，关注几类机会。第一，政策引导下的确定性和弹性机会。第二，高股息预期下的行业配置价值。第三，能源转型浪潮中的钠离子电池投资机遇。

6.1 政策引导下的确定性和弹性

6.1.1 政策变化与长协价格的确定性提升

政策对价格变动容忍度提升。尽管 2021 年价格从高点回落，但供需关系仍较为紧张。2022 年1月28日，发改委召开保供稳价会，要求秦皇岛 5500 下水煤不超过 1000 元/吨，并要控制到900 元/吨左右，5500坑口价不能超过 700 元/吨。2 月 25 日，发布《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》（简称303号文），对港口和各产地中长期交易的上限和下限给出了指引。随后俄乌战争催化导致现货价格持续上涨，市场煤价已经超出之前 128 保供稳价会的要求。4 月 30 日，发改委再次发布2022 年第4 号公告《关于明确煤炭领域经营者哄抬价格行为的公告》（简称 4 号公告），要求秦皇岛下水煤价格不超过1155 元/吨，并对各地现货价上限也给出指引。从结果来看，政策对价格上涨的容忍度在提升。

2022 年中长协价格参数有所变动。对比历年煤炭长协合同方案，2022 年的方案对2017 年以来历时5年的长协煤炭定价机制做出调整，是一次较大的变化。10 月 31 日国家发改委办公厅发布的2023年方案是在 2022 年方案上的一次修订，变化相对较少。以 4 号公告为节点，2022 年 5 月1 日前后价格形成机制出现变化，即基准价下调 25 元/吨、浮动价取消挂钩中国沿海电煤采购价格综合指数。此外，2023 年方案允许贸易商在合理区间加价销售。

长协价格长期横盘，与市场煤价差有望修复。年度长协价格在并且大幅背离市场价格，与市场煤价形成较大价差。2022 年 11 月，部分浮动价格指标出现向上变动趋势，导致长协价格上涨，向市场价格变动方向靠拢。

6.1.2 电煤长协比例提升增加市场煤赔率

电煤长协比例提升增加市场煤波动率。2022 年 11 月，国家发改委召开会议研究部署2023 年电煤中长期合同的签约工作。会议明确了 9 条措施、6 个优先、3 个挂钩（简称 963 新规）。新规明确电煤中长期合同签约量由 26 亿增至 29 亿吨，电煤长协体量再次增加。而长协电煤比例提升后，进一步挤占了市场煤空间，导致市场价格机制调节作用减弱，市场煤价波动空间扩大。

华阳股份

传统能源企业开启新一轮转型，钠离子电池为重要探索方向之一。与上一轮转型是为了防范煤价下跌的思路不同，本轮转型更多是布局双碳导向赛道和 ESG 友好型赛道。一方面，响应国家能源转型的大趋势，进而把握住战略转型窗口。另一方面，争取更多融资空间，降低风险。钠离子电池近年受到市场关注度持续提升，为本轮煤炭转型的重要探索方向之一。

与锂离子电池相比，钠离子电池的核心竞争力在于经济性。锂价高企，锂资源对外依存度高。从技术路径上看，相比较钠离子电池而言，在电化学储能领域中较为成熟的技术是锂离子电池。但是随着锂离子电池在汽车动力电池和大规模储能等领域的广泛应用，锂资源面临较为严峻的资源匮乏问题。2022 年以来，碳酸锂价格已经从 2020 年初的价格低点上涨至55万元/吨左右的水平，涨幅超过 1400%。此外，中国锂矿的对外依存度较高，企业资源保障率偏低，很多企业均通过外购或者与海外矿山合作等方式获取锂资源。若海外资源被切断，国内锂离子电池企业可持续生产能力将会严重下降。根据 SMM 统计，2021 年中国锂资源对外依存度约 69%。钠电具备成本优势。由于锂资源有限，未来或不能同时满足所有应用场景的需求。钠元素拥有更高的地壳丰度，同时与锂元素在物理和化学性质上更为相近，均可作为二次化学电源的金属离子载体，具备替代条件。同时，钠离子电池工作原理与锂离子相同，产业链易转换。由于目前碳酸锂价格高企，碳酸钠具备较强比价优势。

未来钠离子电池想象空间广阔。根据研究机构 EVTank、伊维经济研究院联合中国电池产业研究院共同发布的《中国钠离子电池行业发展白皮书（2022 年）》，基于钠离子电池各项比较性能，或将在电动二轮车、低速电动车、储能、启停等应用场景具备较好的前景，并且基于创新的电池PACK 方式，钠离子电池还可通过与锂离子电池等其他产品混搭、串联、并联、集成的方式应用在新能源汽车领域。考虑到钠离子电池各潜在应用场景对电池的需求量，假设渗透率为 100%，钠离子电池 2026 年的理论市场空间可达到369.5GWh，理论市场规模或将达到 1500 亿元。华阳股份联手中科海纳打造钠离子电池全产业链。在钠离子电池领域，公司目前布局了正负极、电芯、电池 pack、电解液等细分产线，基本形成全产业链条。电芯、正负极和电池pack 等产线是通过股权投资的方式跟中科海钠合作。华阳股份通过全资子公司山西新阳清洁能源有限公司和间接持股中科海钠等方式合计持有 100%电芯产线和 49%正负极产线。电解液方面，公司通过与多氟多合作设立公司的方式布局。目前公司间接持有电解液产线 2.12%股份。

钠离子电池正极材料各有千秋，竞争格局有待进一步观察。正极材料是钠离子电池的核心技术，对电池的能量密度和功率密度起决定性作用。根据材料类型划分，目前正极材料主要分为层状氧化物体系、普鲁士蓝类化合物体系、隧道型氧化物体系和聚阴离子化合物体系，而层状氧化物、普鲁士蓝类化合物和聚阴离子化合物是主要发展方向。由于这三种材料各有优劣且目前仍在研发过程中，未来格局尚不确定。层状氧化物具备较高的可逆比容量和较低的成本等优势。但由于钠离子在脱嵌过程中，层状金属氧化物易发生结构变化或相转变，因此也存在循环性较差和稳定性不佳等特点。层状氧化物未来发展趋势或将用阳离子取代进而提升稳定性和循环性，华阳股份和中科海钠主要选择该路线。普鲁士蓝类化合物正极材料虽然由比较高的比容量，但是由于结构缺陷和结晶水导致在充放电的过程中结构容易坍塌，循环性能一般。未来发展趋势主要是解决共沉淀制备法带来的结晶水和结构缺陷含量高、生产效率低下等问题。聚阴离子化合物因结构稳定和对材料的氧化还原电对具有可调的诱导效应，具备较为出众的稳定性、循环性和安全性能，但也带来了比容量低和导电性一般的缺点。未来发展趋势主要是通过碳材料包覆、氟化、掺杂、不同阴离子基团混搭等提升比容量和导电性。

各家密集布局新产能，预计 2023 年为钠离子电池元年。目前市场上各家厂商纷纷加快钠离子电池产业化进度，大部分产能或将在 2023 年集中释放。华阳股份目前 1GWh 电芯产线已经投产，未来万吨级正极材料项目渐行渐近。

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精选报告来源：【未来智库】。「链接」