煤炭的投资逻辑再梳理(三): 短期脉冲背后的结构性矛盾

$兖煤澳大利亚(03668)$ $兖矿能源(01171)$ $中国神华(01088)$

YTD煤炭价格表现不错，澳煤纽卡指数前2个月涨幅10.8%(6000卡, 107.5-119.15美元/吨), API指数涨幅21.55%(5500卡, 71.5-87.4美元/吨)。美伊战争爆发后，3月2日一天纽卡指数就上涨了超过10美元，涨幅8.61%！虽然涨幅可观，但是相对欧洲天然气TTF单日35%的涨幅还是克制的。兖澳股价表现得比较犹豫，YTD 40%, 距离2024年7月前高点只差a few ticks，很明显，市场对海运贸易煤涨价是否可持续抱有极大的疑虑。这时候，再次梳理基本面的关键逻辑，回顾初心无疑尤为重要。

撇开美伊战争导致油气运输在霍尔木兹海峡通行受阻所带来的短期价格脉冲不谈(满屏都是)，本次煤价反弹,抑或是反转的市场叙事大致有以下几个内容：

1. 最早的，去年7月中国反内卷：政府不只收紧了安全监管，而且提前执行了原计划年底到期的核增配额截止日期。

2. 印尼减产并大幅减少出口配额：作为全球最大的海运贸易煤炭出口国，印尼全球市场占有率接近40%。虽然最终削减数量尚未落定，但是现在印尼国内电厂库存只有10天，严重低于政府要求的25天。在满足国内需求之前，至少短期内出口大幅减量是确定的。于是，海外煤炭价格淡季不淡，3-5月装船的澳煤API指数2月收盘价稳定在FOB 87美元/吨的水平。

对于印尼的减产，市场一开始并不相信，因为印尼过去也喊过好几次减产，最终都不减反增。这次会不一样吗？很可能会，因为资源民族主义在全球逐渐蔓延，因为印尼在镍这个品类的价格管理上尝到了甜头，也收获了经验。

3. 美国重启煤电：2025年美国煤电增长了12.4%，除了特朗普鼓励并给出政策支持以外，天然气价格暴涨也导致部分电力需求转向更具有性价比的煤炭。2026 年 2 月 12 日，美国环保署正式发布公告，彻底废除 2009 年出台、已平稳实施 17 年的温室气体危害认定；同步终止针对 2012 至 2027 年所有轻型、中型、重型车型及发动机的联邦温室气体排放标准，全面取消汽车与卡车尾气的温室气体排放监管要求。这两项决定，相当于直接抽掉了美国联邦气候监管体系的两根核心支柱。紧随其后，特朗普要求美国防部直接采购煤电用于国家安全生产。

市场对美国政策的转向并不以为然，毕竟美国出口占比全球海运贸易量只有6%左右(高卡煤和焦煤为主)，而且特不靠谱的政策又能靠谱多久呢？但笔者相信，煤电或许是AI缺电时代为数不多的替代选项了，看着满屏的燃气轮机订单爆表，核电动辄7-8年的建设周期，煤电启动相对更快更便捷，成本也更低 - 总不能不发展AI了吧？相对欧洲，美国还是务实的。

除了以上几点，笔者认为还有以下几个重要的结构性问题并未被市场关注：

一．中国潜在的产能断档风险

1. 尽管名义产能总量仍在增⻓，核⼼矿区经过数⼗年的⾼强度开采，部分主⼒矿井已进⼊稳产甚⾄减产期。新增产能中，相当⼀部分是⽤于对冲⽼矿井因煤层变薄、开采难度增加⽽导致的产量下滑。因此，这部分规划的增量不能简单视为净增量，其实际对市场供应的净贡献率可能在50%-60%之间，甚至有的核心矿区已触及产能天花板，从“增量贡献者”转变为“存量维持者”。

2. 东中部老矿区退出的产能和西部新矿区的增量产能存在质量和时间上的不匹配：产能置换的核⼼⽭盾在于 - 退出的往往是位于负荷中⼼的优质⾼卡煤(5000-5500卡)，⽽置换进来的往往是位于偏远⻄部的低卡煤（3500-4800卡)。为了获得相同的发电量，电⼚需要燃烧更多吨位的低卡煤。比如，1吨⼭东产能的退出，在能量当量上需要约1.25-1.3吨的新疆/内蒙产能来置换。这意味着名义产能必须有25%-30%的溢价增⻓，才能维持实际能源供给的平衡。时间上看，受限于新增铁路运力的释放速度，在未来2-3年内能到达内地的“有效增量”每年仅能增加2000-3000万吨左右。

3. 核准增量释放期结束后可能出现的空窗断档：受2021年能源保供危机驱动，中国在2022-2023年掀起了⼀波煤矿核准⾼潮。根据3-4年的建设周期，这批产能在 2025-2026年集中释放，形成短期供给⾼峰。由于2024年后的新项⽬储备不⾜，叠加东部⽼矿井的持续退出，预计在 2027-2028年，中国将⾯临新增产能的“空窗期”。届时，若电⼒需求(受AI算⼒、电动⻋普及驱动)持续增⻓，⽽“⼗五五”规划的新矿尚未投产，市场将出现供需错配。彼时如果再遇到极端天⽓等黑天鹅事件（如2022年⼲旱导致⽔电乏⼒），供给侧将缺乏⾜够的即时弹性来响应。

二．中国动力煤热值通缩导致高卡煤市场出现结构性短缺

市场往往只关注名义吨位产量在增长，⽽忽略了热值通缩导致的实际热能产出已停滞甚至减少。疆煤虽然储量巨⼤且开采成本极低，但其煤质普遍呈现“⾼⽔分（25%-35%）、⾼灰分、低热值（3800-4500⼤卡）”的特点。此外，其⾼碱⾦属含量容易导致电⼚锅炉结焦，从而限制了其掺烧⽐例。有测算估计，2023年名义原煤产量47.1亿吨，同比增速3.4%，但因加权平均热值的降低，实际热能产出增速只有1.8%；2024/2025年名义原煤产量同比增速分别为1.3%和1.2%，但实际热能产出增长却是-0.4%和0%。

当前的典型配煤⽅案是：

- 基质煤（Base Load）：占⽐60%-80%。主要采⽤价格低廉、供应充⾜的内蒙或新疆低卡煤（4000-4800卡）。

- 辅料煤（Sweetener）：占⽐20%-40%。必须采⽤⾼热值煤（5500+卡）来提升整体混合煤的热值，以满⾜电⼚锅炉的最低⼊炉要求（通常为4800-5000卡）。

随着东中部老矿区优质高卡煤的衰减和不可逆的退出，国内不得不更加依赖进口贸易煤来维持火电厂的正常运转。

三．海运贸易高卡煤的结构性短缺

两家海运出口煤的头部矿商, WHC和Yancoal, 在上月的年度报告中再次指出了高卡煤和动力煤市场的供给缺口风险(见下图)。其中，WHC主要聚焦高卡煤和焦煤，兖澳的预测则是基于海运动力煤市场。兖澳图表中，2025-2029高卡煤市场存在供给缺口，2030后供给缺口的逆转则是基于伍德麦肯兹“煤炭需求2027/2029见顶回落”的预测，但正如兖澳指出的，伍德麦肯兹的峰值预测自2021年起就不断被推后。

两家煤企的预测在市场中有反映吗？如笔者在前文(煤炭的投资逻辑再梳理(一)：煤炭市场的结构性演变, 网页链接)所述 - 有的。疫情前，纽卡斯尔6000卡指数相对API5500卡指数的溢价基本是18-20美元， 2022年至2024，该溢价基本维持在40美元以上的高位，旺季甚至达到了50-60美元！2025年，虽然煤炭价格遭遇大熊市，该溢价也一直维持在30-40美元的水平，始终没有回到疫情之前的20美元。

更长期的视角，记得之前笔者做过一个简单的计算：假设未来30年全球电力需求增速持平过去30年的1.9%，按照IEA测算中新旧能源转型后的比例，原油和煤炭需求的绝对量并不会出现断崖式下跌，反而会小幅增长。2025年11月，IEA首次在报告中承认全球原油需求的增长会至少持续至2050年，证实了笔者的测算是对的。而过去5年，中美的用电量增速都明显高于之前数年，尤其是2023年之后的AI时代，全球缺电的惊呼声更是不绝于耳。如是，两家煤企提示的供给缺口风险还会显得很不合时宜吗？

2026年以来，尽管原油和煤炭价格都经历了不错的上涨，原油股票和煤炭股票也都实现了更大的涨幅，但是主流市场叙事却依然是地缘风险驱动了能源价格的反弹，而非基本面，更不是中长期的基本面。高盛昨天的报告继续预期“美伊战争结束后，油价将重回60-56美元/桶”，同时，布油/美油的远期曲线也在诉说同样的故事 - 尽管过去几年包括油价大跌的2025年，曲线持续的backwardation结构显示市场并不存在供给过剩，而是供需紧平衡，但是远期曲线还是走跌的。

当下，除了美国的原油和煤炭股票估值回到了相对正常的水平，其他国家/市场的原油和煤炭股票估值依然在能源转型需求峰值的典型叙事中蒙尘。这样也好，在市场叙事逆转之前，继续安心持有进可攻退可守的原油和煤炭股票就好。