1. 强加的供给：难以为继
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1.1 为什么2022年煤炭供给能够大幅提升？
在煤炭保供政策的推动下，2022年国内煤炭产量同比增速达到了惊人了9%，增加了4.2亿吨，无论是增速还是增量都达到近十年来最高。因此，市场对于煤炭板块产生了第一重顾虑：为什么煤炭供给突然又行了？
第一，饱和生产。不难看出，最近几年煤炭的产量和产能利用率高度相关，实际上反映的是，在产能瓶颈下，提升产量的唯一方式就是饱和生产，即：把产能利用率往上顶。那么关键问题就是，持续性如何？实际上，我们在调研的过程中，发现几乎所有的煤矿在2022年都在饱和生产，也就是说目前的煤炭产能利用率已经开到极限；
第二，统计口径。最近也发布了2022年煤炭的需求数据，同比增长4.3%，与供给的增速相差近5个点，但是我们发现库存没有出现明显的回补，主要的煤炭库存数据（如：CCTD港口库存、北方港口库存）年度均值同比甚至出现了下降，也就意味着供给端的实际数据并没有统计的这么多（实际煤炭供给大概增长了5%左右）。
第三，热值下降。除了统计口径问题，另外一个值得重视的细节在于2022年动力煤发电效率首次出现大幅下滑。由于疫情冲击导致工业生产疲弱，2022年火电发电量增长0.9%，但是我们发现电煤的消费量却大幅增加4.9%，动力煤发电效率的下降本质上是由于，保供阶段为了提高煤炭产量对原煤的筛选降低了标准，从而导致新增产能热值下降。
其实，近期煤矿风险事件正是煤炭供给侧脆弱性的一个映射，对于2023年的供应端无需多虑，保供政策仍会推进，但是供给向上无弹性这一事实无法更改。
1.2 全球能源格局变迁下，进口趋势和结构如何演变？
虽然市场对于全球能源危机的定价已经阶段性结束，但是我们发现，全球能源贸易格局悄然发生切换。2021年欧盟进口俄罗斯管道气和以美国为主的LNG占比分别为34.4%和18.2%，而在2022年则分别变为15.0%和33.4%，显然，天然气的全球贸易格局正在重塑，正如我们在前期报告《满库入冬，欧洲能源危机解除了吗》所说，本轮能源危机的本质是市场份额的掠夺，当前欧洲能源变局下的危机只是开端并非结束，等待全球经济进入新一轮复苏周期，新贸易格局下的供应体系将面临新的挑战。
其实，比起全球衰退背景下国际能源价格的短期回调，我们关注点应该放在我国能源进口结构变化带来的外供压力是否能够缓解？是否能够弥补内供的空缺？这是市场对于煤炭板块的第二重顾虑。
我国虽然是全球最大的煤炭生产国，但也是最大的煤炭进口国，近两年我国煤炭进口有八成来自印尼和俄罗斯。需要注意的是，我国煤炭进口结构实际上近几年发生了大幅转变，2019年澳大利亚是我国的第二大煤炭供应国（占25.7%），但2022年则降至1.0%，在此期间，我国与俄罗斯的能源合作更加密切，占比由9.7%升至21.9%，能源危机导致全球能源贸易不确定性持续升温，国际间的能源合作是未来能源格局演变的大方向，未来俄罗斯能源进口在我国的外供比重会进一步提升。
其实，结构的变化也映射了一个总量的事实——全球煤炭供给的脆弱性正在形成，除去中国，全球煤炭供给实际上在2014年已经达峰，其中曾经全球主要的煤炭供给国——美国、欧洲、澳大利亚都依次达峰，也就意味着未来我国进口端的结构性增量主要在于俄罗斯和印尼，在2023年全球需求偏弱的阶段，外供预计有所缓和，但考虑到供给端的增量空间也相对有限，我们预计对于外供的支撑大概率难以超越2021年。
2. 被低估的需求：内有玄机
2.1 煤炭需求结构拆解：一半电煤，加速提升
从投入产出表来看，煤炭是个典型的上游资源品，在国民经济生产中充当主要供给角色。对其依赖度较高的行业包括：电力、建材、化工、钢铁等，而煤炭自身的生产对于其他行业的依赖度非常微弱，需要少量的金融服务和电力供应。
我们把视角聚焦于煤炭的需求侧，从煤炭产品的实际用途来看，我国煤炭下游需求相对广泛，主体在于电力供应（主要集中在制造业用电，部分在三产和居民端），占比53.9%；其次在于传统制造的动力提供（包括：冶金、化工、建材、供热等领域），占比31.4%；另外，钢铁的冶炼需要焦煤作为重要还原剂，占比12.7%；无烟煤主要用作化工领域，仅占2%左右。
过去几年三类主要煤炭需求呈现分化的格局，2017年以后，电煤的需求加速上升，非电动力煤震荡上行，焦煤几乎零增长。充分体现了新老经济分化以及双碳背景下，我国能源结构中电力系统的地位正在逐步抬升，因此，对于2023年，我们认为需求端的亮点还是在于新经济带来的电煤韧性，此外，传统行业的困境解除也会给非电煤带来一定的增量。
2.2 重视人工智能发展带来电煤的韧性，预计火电增长4.5%
我们在前期报告《为何当前“经济弱、用电强”》拆分过电力需求的结构，具体来看，二产中的人工智能、半导体等高技术制造、三产中的数据中心、新能源车充换电服务、居民用电是经济转型过程中用电侧维持韧性的核心因素，且这一趋势仍在加强。因此，我们看到一个明显的迹象，近几年的用电增速基本都高于工业增加值。
对于2023年，我们判断居民和三产的韧性依然是全社会用电的核心支撑，其增速维持在10%附近，受疫情长期制约的工业生产也迎来趋势性反转，高技术制造业依然是最强主线，将带动二产用电增速回归至合理区间5%附近。总体而言，预计2023年全社会用电量增长6.7%。
对于发电侧来说，关键问题在于新能源能够为火电分担多少压力？我们在前期报告《中国能源格局未来图景猜想》重点解释了新能源在转型初期的问题，具体来说，风光电在时间和空间的错配导致转型初期出力受限，水电在近几年气候问题频发的背景下出力大幅缩水。因此我们发现，能源保供对于传统火电的依赖实际上正在加强，我们预计2023年火电出力需要维持4.5%的增长。
2.3 非电煤已经脱离困境，不再构成拖累
2022年疫情冲击下的衰退环境叠加经济周期下行，老经济的景气度达到了过去几年的冰点，也导致非电煤近几年首次负增（-1.0%），但是当前的环境已出现本质变化，2023年是疫情放开后的复苏之年，经济周期也已经来到被动去库阶段，部分老经济链条已经见到了库存拐点（如钢铁），也就意味着2023年的非电煤需求将呈现截然不同的局面，我们判断全年能够维持2%左右的增速，尤其是下半年工业企业有望进入主动补库阶段，需求弹性将进一步提升。
3. 易升难降的煤价：不必怀疑
当市场对于弱复苏已经形成一致预期的时候，需求端的矛盾（超预期）似乎只能通过“显微镜”才能看到，在传统高弹性的经济周期中这种“先需求、后供给”的研究范式相对有效，但在当下国内新老经济分化、全球能源危机频发的环境，当我们拿起“望远镜”，透过弱复苏提前看到供给侧的隐患，宏观环境的超预期其实不难获得。显然，市场正在过度定价弱复苏背景下，新增供给的空间能够弥合相应的缺口，低估了以人工智能为代表的新经济发展带来煤炭需求的韧性，未来煤价易升难降。
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