摘要：（报告出品方/分析师：天风证券 张樨樨 吴鑫涛）1. 煤炭产地与消费地高度不匹配 1.1. 产地结构：煤炭产地向西部集中 动力煤产能向晋陕蒙集中。“十三五”期间，我国累计退出煤矿5500处，退出落后煤炭产能 10 亿吨/年以上，煤矿数量减少...
（报告出品方/分析师：天风证券 张樨樨 吴鑫涛）
1.1. 产地结构：煤炭产地向西部集中
动力煤产能向晋陕蒙集中。“十三五”期间，我国累计退出煤矿5500处，退出落后煤炭产能 10 亿吨/年以上，煤矿数量减少到4700处。
2021年1-11月，晋陕蒙地区动力煤产量占比达75.2%。其中内蒙古动力煤产量为8.9亿吨，较2020年同期增长1.4%；占动力煤总产量的29.7%，较2020年全年-1.2pct。而山西、陕西、新疆则分别占比24.9%、20.6%、8.4%，较2020年全年+2pct、-0.4pct、+0.7pct。
通过对比2019、2020、2021年 1-11 月动力煤产量结构，我们发现除山西、新疆、陕西、内蒙煤炭主产地外，国内其他地区煤炭产量持续处于下降的态势。而内蒙古煤炭产量在2020 年的大幅下降则主要由于内蒙古能源局发布的“2020年工作计划”提出，2020年内蒙古将实现原煤产量 10 亿吨左右，严格落实“三区三线”管控要求，草原核心区不再新开煤矿。
2021年，山西、内蒙地区煤炭产量增长则主要由于全国新增核准煤矿主要集中在两地。未来新疆有望成为煤矿新增主力地区。
一方面，从产量增长角度看，2016-2020年，新疆地区煤炭产量年均增长率在各省份中排名最高，达10.92%。而陕西、山西、内蒙仅5.84%、5.42%、3.61%。
另一方面，从国家审批角度看，2020年国家能源局审批通过的 22 个煤矿中，有 20 个在新疆。并且，由于其资源储量位居全国第一，新疆有望成为未来我国煤炭产能主要增长地。
1.2. 销地结构：特高压引导销地向产地回归，但对贸易结构影响已告一段落
在动力煤的下游消费结构中，电力占比为60%。
从我国用电量来看，发电主要省份主要集中在沿海、华中等经济发达地区，且这些省份普遍有电力调入。
而煤炭大省如内蒙、新疆、山西则是电力调出大省。
从我国煤炭消费结构看，仅内蒙古、陕西、山西三大煤炭主产地为煤炭调出大省，而煤炭调入大省则主要集中在沿海、华中等地。
从下图可以看出，煤炭调入大省和电力调入大省高度重合，且煤炭调出大省和电力调出大省也有较高重合度。
这首先是资源禀赋决定的，其次也和特高压输电线路和坑口电站的建设有关。
我国资源与负荷中心呈逆向分部，特高压技术提供支撑。
中国70%煤炭产量、67%水能、90%风能、80%太阳能都分部在西北部，而用电大省则分部在华中、华南、华东等地，能源主产地与消费地距离在1000-4000公里。特高压是指800千伏及以上的直流电和1000千伏及以上的交流点的电压等级。
该技术具有输电容量大、距离远、损耗低、安全性高等优势，能够有效的缓解我国电力资源和电力负荷不均衡的问题。特高压建设以及坑口电站的发展，导致煤炭消费地向产地靠近。
截至2020年，我国已投运的跨区域联网及跨区线路共计 29 条，总运输能力为15615万千瓦，相当于运煤能力约 3 亿吨。主要送端地区集中在东北、晋蒙、地区，而受端地区主要集中在东中部地区。
根据国家电网最新规划，“十四五”期间将建设38条特高压线路，超过前两个五年计划的总和。蒙西、山西、西北、西南地区对东中部地区的输电量将大幅增长。
根据电力流图，蒙西、山西以及西南地区是我国前两大电力输出地区。
通过对比2016年和2019年电力调出量，我们发现内蒙、新疆、山西煤炭主产地以及云南水电主产地电力调出量有明显提升。
而在煤炭调出量上，山西煤炭调出量有明显下降；内蒙煤炭调出量年均增速则小于本地消费增速，说明其煤炭本地消化能力有所提升。
而陕西省由于其特高压建设路线较少，从而影响其煤炭本地消化水平。
未来，政策限制下，特高压输电对煤炭定价体系的影响告一段落。
一方面，全国建设规模仍有待提升。2020年特高压跨区跨省输电量为2.08万亿千瓦时，仅为中国前三大省份2020年用电总量。
另一方面，由于可再生能源发电输电量总体呈下降趋势，2021年《2030年前碳达峰行动方案》提出“严控跨区外送可再生能源电力配套煤电规模，新建通道可再生能源电量比例原则上不低于50%”。
在清洁能源输电比重提升下，我们预计煤电特高压输送量增长将受到限制，从而减弱特高压输电对于我国煤炭定价体系的影响。
图 11：“十三五”期间建设 22 条特高压线输电情况（亿千瓦时）
1.3. 进口结构：澳洲煤限制后，印尼煤更加重要
印尼煤成为我国动力煤第一大进口来源国。2020年 10 月，受中澳关系影响，我国禁止澳大利亚煤炭进口。
澳大利亚动力煤进口量占比从2020年以前的46%，下降至2021年1-11月的 4%，其市场份额则主要由印尼、俄罗斯等国进行补充。
2021年 1-11 月，印尼动力煤占我国动力煤进口比重的 61%，从2020年开始成为我国第一大进口来源国。
俄罗斯占比 25%，较2020年全年同比提升10pct。
2.1. 铁路：“西煤东运”主要运输方式
煤炭生产和消费的逆向分部，促使我国形成了“北煤南运、西煤东运”的物流格局。
主产地晋陕蒙外运通道主要为北路通、中路通和南路通，主要满足京津冀、华东、华中、东北地区煤炭需求。新疆地区外运通道主要包括兰新、兰渝纵向通道。
图 13：我国煤炭运输通道
在煤炭外运通道中，大秦线、朔黄线、张唐线和瓦日线为“西煤东运”的主要干道。
其中大秦线设计运能为 4.5 亿吨/年，主要由山西北部、内蒙古西部地区运往秦皇岛港和曹妃甸港。朔黄线设计运能为 3.5 亿吨/年，西接神朔线，由神木运往黄烨港。张唐线设计运能为 2 亿吨，由鄂尔多斯开往唐山。
瓦日线设计运能为 2 亿吨/年，由山西吕梁横贯晋豫鲁三省，至日照港。
铁路运输为我国煤炭主要运输方式。
受公路治超、环渤海禁汽运煤、公转铁等政策影响，我国铁路煤炭货运量从2016年开始逐步提升。
而2020年的下降主要因为受疫情影响，年初煤矿主产地复产不及预期，导致铁路煤炭货运量同比下降。
同时，2020年2-5月高速公路免收通行费政策降低了汽运的运输成本，从而挤压了煤炭铁路发运量。
2021年1-10月，我国铁路煤炭货运量为20.9亿吨，较去年同期增长8.5%，占同期原煤产量的 63.4%，为我国煤炭主要运输方式。
图 15：全国煤炭铁路货运量（亿吨，%）
2.2. 水运：“北煤南运”主要运输方式
国内水路运输为煤炭外运的第二大运输通道，具有运价低、运力大、可直达用煤企业专用码头等优势。其主要运输方式包括海路运输和内河运输。
根据国家建设规划，我国形成了 5 个港口群体，分别为环渤海、长江三角洲、东南沿海、珠江三角洲和西南沿海。
其中环渤海地区港口群体主要服务于我国北方沿海和内陆地区；长江三角洲地区港口群主要服务长江三角洲以及长江沿线地区；珠江三角洲地区港口群服务于华南、西南部分地区，加强广东省和内陆地区与港澳地区的交流。
国际海运方面，印尼和澳大利亚为全球最大出口国。
2020年，印尼、澳大利亚煤炭出口量分别为4.07、3.71亿吨。动力煤贸易方面，2020年国际动力煤贸易量为9.78亿吨，海运占比达94%。其中印尼、澳大利亚、俄罗斯分别占国际动力煤贸易量41%、20%、18%。
从我国进口煤来源国变化情况来看，我国从印尼、俄罗斯、加拿大进口量持续处于增长状态。
美国进口煤量在2021年大幅度提升，主要由于澳大利亚进口煤的限制。蒙古国进口自2020 年开始的下降则是由于疫情影响下，内陆通关口岸监管严格，整体通关水平较低导致的。从印尼马辰港到中国北仑、宁波、防城、黄埔港口是最主要的进口煤贸易航线。
未来，国内煤炭进口方面，在我国原煤产量大幅增长的情况下，IEA预计到2024年中国煤炭进口量将下降6000万吨。
国际煤炭出口方面，在国际需求回归正常的情况下，IEA预计仅俄罗斯的出口量或将维持不变，主要因为其煤炭生产成本具有竞争优势。其他国家煤炭出口都将有所下降，其中印尼煤炭出口变化情况还要取决于中国对煤炭进口限制情况。
2.3. 港口：内贸煤和外贸煤的交汇点
我国沿海煤炭港口分为装船港和卸船港。装船港主要集中在北方七港，主要由于其余“三西”地区煤炭生产基地距离较近，且铁路运输便捷。
而北方七港煤炭发运量占沿海主要港口煤炭发运量比重约90%以上，为我国煤炭主要发运港口群。
2020年港口发运量的下降主要受疫情影响，汽运煤的增长挤压了铁路运煤量。
而2021年北方七港发运量占比小幅下降，我们认为主要由于2019年浩吉铁路开通，“北煤南运”通道增加后，对港口运量的挤压所影响。而卸船港主要是上海港、宁波港、广州港等。
主要是由分布在江苏、上海、浙江、福建、广东等沿海地区的电厂等大型用煤企业自建的专用码头和公用码头组成。在上述港口卸船的煤，既包括“北煤南运”的国产煤，也包括从海外进口的煤炭资源。
以广州港为例，同时接收南下的国产煤，以及上岸的进口煤，二者的价差关系可以反映当下国内和国际两个市场的松紧对比。
图 18：北方七港和全国主要港口煤炭发运量（万吨）
“海进江”运输方式缓解“北煤南运”的运输难题。
湖南、湖北、江西等长江中游煤炭消费地受去产能等政策影响，煤炭短缺问题突出。
2019年，“两湖一江”地区煤炭产量占消费量的6.01%，较2016年下降8.87个百分点。
该地区煤炭基本依靠外省调入。
而“海进江”是指南运的北煤在华北下海后，经海轮运输，在长江口个港口接驳，用江轮低成本运输到沿江消费地。
在2019年浩吉铁路开通以前，是“北煤南运”的重要方式。
3.1. “港口-坑口”价差：
是煤价的领先指标煤炭北方港口和坑口价差，主要由铁路贸易连接。铁路煤炭运费主要分四个部分。
1）基价1，为车辆始发和终到作业费；
2）基价2，为车辆运行途中运行作业费；
3）电气化附加费；
4）铁路建设基金。
其中电气化附加费于2018年开始不再单独收取。所以煤炭铁路运费计价公式为：基价1+（基价2+建设基金）*运价公里。大秦线执行特殊运价，成本优势明显。
在我国“西煤东运”的 4 条主要线路中，由于大秦线发、到均在本线上，在运输成本中不收取基价 1，基价 2 定为0.1001元/吨公里，使大秦线每公里运价具有成本优势。在实际铁路运费中，除运费外还包含点装费、延时费、计划费等铁路杂费和港杂费。
内贸价差对煤价有一定领先性。
逻辑在于，当铁路贸易利润见底回升，贸易套利拉动坑口价格回升；反之，当贸易套利空间较大甚至见顶，则贸易套利行为会带动港口价格回落。
以大秦线为例，如果运费按照 87 元/吨，以及 20 元左右的港杂费计算，2016年至2020年，我国内贸煤价差为均值在 26 元/吨。根据领先性分析，内贸价差领先秦皇岛港口价 6 天左右。
2021年，内贸煤价差第一次见顶的时间在 1 月 19 日，同步秦皇岛港煤价也到达最高。
价差第一次见底的时间为2月19日，而秦皇岛港煤价见底时间为3月1日，两者相差时间10天。价差第二次见顶时间为10月11日，而秦皇岛港煤价见顶时间为10月21日，两者时间相差10天。
价差第二次见底时间为12月31日，而秦皇岛港煤价见底时间为1月4日，两者相差4天。
3.2. “内煤-外煤”价差：可能保持低位
2016年后，国内煤价持续高于海外。去除不同热值对于煤炭价格的影响，我们发现国内外煤价价差仅在2015年出现倒挂，其余时间煤价波动基本一致。2016年至2020年，我国进口煤价差均价为80元/吨。
图 21：广州港山西产煤、印尼煤价格（左轴），以及价差（右轴）（单位：元/吨）
类比历史上2015年，国内煤价和进口煤价出现过倒挂，即国内煤价低于进口煤价的情况。 原因包括两方面：
1）我国煤炭产量超过销量1.85亿吨，煤炭市场国内供给比较宽松而价格保持低位。
2）受当年《商品煤质量管理暂行办法》对进口煤质量要求严格化，以及央行调整人民币中间价定价机制导致人民币汇率大幅贬值，提高了中国煤炭进口成本，导致2015年我国煤炭进口量同比减少30%，创2011年以来新低。
2022年，煤炭内松外紧，或将导致内外价差维持低位。2021年，我国预计核增产能2.3亿吨，或将导致2022年国内煤炭供给相对海外（如日韩、东南亚和印度）市场宽松。
1. 过去五年煤炭的产地和销地结构发生了哪些变化？
国内煤炭产地向西部集中。经过小产能淘汰，除山西、新疆、陕西、内蒙煤炭主产地外，国内其他地区煤炭产量持续处于下降的态势。特高压和坑口电站引导煤炭销地向产地回归，但受政策影响，其对煤炭贸易结构影响已告一段落。进口方面，澳洲煤限制后，印尼煤更加重要。未来受中国本土增产影响，中国进口煤总量将下降。
2. 煤炭贸易路线，有哪些关键通道和节点？
内贸主要靠铁路，大秦线、朔黄线、张唐线和瓦日线为“西煤东运”的主要干道，其中大秦线成本优势最为明显。进口航线方面，澳煤禁止进口之后，从印尼马辰港到中国北仑、宁波、防城、黄埔港口是最主要的进口煤贸易航线。重要港口方面，北方七港以秦皇岛港为代表，是衔接坑口和北方电厂的节点。南方港如上海港、宁波港、广州港，是衔接内贸煤和外贸煤的节点。
3. 用贸易价差，观测煤炭供需变化 “港口-坑口”价差，是煤价的领先指标。
逻辑在于，当铁路贸易利润见底回升，贸易套利拉动坑口价格回升；反之，当贸易套利空间较大甚至见顶，则贸易套利行为会带动港口价格回落。根据领先性分析，内贸价差领先秦皇岛港口价 6 天左右。“内煤-外煤”价差，可能保持低位。历史常态是内煤价格高于外煤。2022 年可以类比历史上2015年，在煤炭供给内松外紧张和汇率因素双重影响下，国内煤价和进口煤价保持低位、甚至阶段性倒挂。
特高压建设不及预期：
在文中我们提到，特高压项目假设加快，将引导煤炭消费向产地转移。根据国家规划，“一四五”期间我国规划建设特高压线路38条，超过前两个五年计划的总和。
煤炭消费转移不及预期：
煤炭消费转移是指煤炭通过在主产地转化为电能，再通过特高压输送至负荷中心。如果特高压项目假设不及预期，或将导致煤炭产地消费增速减缓。同时，根据国家最新规定，新建特高压项目输送可再生能源发电量比例不低于50%，或将导致煤炭消费向产地转移不及预期。
煤价价差不及预期：
我们用贸易价差来观测煤炭供需变化。分析发现“港口-坑口”价差，是煤价的领先指标。逻辑在于，当铁路贸易利润见底回升，贸易套利拉动坑口价格回升；反之，当贸易套利空间较大甚至见顶，则贸易套利行为会带动港口价格回落。如果贸易套利行为不及预期以及内贸煤价差出现异常，或将影响文中结论。
通过复盘2015年国内外煤炭供需情况，我们预计“内煤-外煤”价差，可能保持低位。如果国内煤炭供需不及预期，或将导致进口煤价差扩大。
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