伴隨著歐洲等地持續(xù)攀升的天然氣與電力短缺風(fēng)險(xiǎn)，去年以來(lái)全球動(dòng)力煤價(jià)格一路走高，當(dāng)前紐卡斯?fàn)柮禾績(jī)r(jià)格較去年和2020年同期增長(zhǎng)了111%/642%，我們認(rèn)為高煤價(jià)的背后是短期“俄烏”沖擊與長(zhǎng)期綠色轉(zhuǎn)型下歐洲乃至全球能源供應(yīng)體系所面臨的重大挑戰(zhàn)。

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可以看出，雖然最近海外加息拖累原油、天然氣等價(jià)格出現(xiàn)明顯回調(diào)，但海外煤炭?jī)r(jià)格依然保持了較強(qiáng)韌性。即便是近期歐盟在運(yùn)輸環(huán)節(jié)邊際放松了對(duì)俄煤的制裁，允許歐洲企業(yè)將俄羅斯煤炭運(yùn)往第三國(guó)或提供航運(yùn)相關(guān)服務(wù)，但當(dāng)下海運(yùn)動(dòng)力煤市場(chǎng)所面臨的供需矛盾并非缺乏運(yùn)力所致，因此運(yùn)力的放寬并不足以改變偏緊的基本面，市場(chǎng)反應(yīng)也較為平淡。

對(duì)于今年冬天，面對(duì)天然氣供給沖擊(詳見(jiàn)我們2022年9月18日發(fā)布的《歐洲天然氣：再平衡，非坦途》)與潛在極端天氣對(duì)電力供需兩端壓力這兩重風(fēng)險(xiǎn)，我們認(rèn)為煤炭依然是歐洲能源供需平衡的重要一環(huán)，但代價(jià)除了高昂的價(jià)格，還有激增的碳排放量。我們看到去年歐洲整體的碳排放量逆勢(shì)增長(zhǎng)，碳排放配額價(jià)格也從30歐元/噸一度上漲至接近100歐元/噸。因此我們認(rèn)為訴諸煤電解決燃眉之急或非長(zhǎng)久之計(jì)，長(zhǎng)期內(nèi)歐洲可能會(huì)加速發(fā)展風(fēng)光、儲(chǔ)能、氫能等以實(shí)現(xiàn)能源去碳化進(jìn)程。

盡管歐洲僅僅只是一個(gè)邊際買(mǎi)家，但其對(duì)全球海運(yùn)動(dòng)力煤市場(chǎng)帶來(lái)的外溢效應(yīng)或仍不可小覷。在供給端，歐盟對(duì)俄羅斯的煤炭禁運(yùn)對(duì)全球動(dòng)力煤供應(yīng)的影響短期內(nèi)難以通過(guò)貿(mào)易重構(gòu)消化，同時(shí)產(chǎn)能瓶頸、極端天氣與貿(mào)易政策等因素也使得供應(yīng)端難有起色。在需求端，即便海外加息或?qū)π枨笤鏊賻?lái)拖累，但今冬發(fā)電、取暖等需求仍有剛性，高昂氣價(jià)亦驅(qū)動(dòng)了煤炭替代。因此，歐洲將與日本、韓國(guó)、印度等主要?jiǎng)恿γ哼M(jìn)口國(guó)競(jìng)爭(zhēng)有限的煤炭，尤其是高熱值煤炭的出口資源，在價(jià)高者得的市場(chǎng)機(jī)制下，我們預(yù)計(jì)今冬海外動(dòng)力煤價(jià)格大概率將維持在高位。

電力緊張疊加天然氣價(jià)格大漲，歐洲訴諸煤電

歐洲當(dāng)下正在經(jīng)歷的電力供應(yīng)緊張的背后，既有“俄烏”局勢(shì)對(duì)以天然氣為首的傳統(tǒng)化石能源帶來(lái)外部供應(yīng)沖擊，也有內(nèi)部能源轉(zhuǎn)型過(guò)程中核電等的自發(fā)縮減，同時(shí)極端干旱天氣下水力發(fā)電出現(xiàn)明顯下滑。電力供給曲線收縮的同時(shí)，高昂的氣價(jià)也抬升了邊際發(fā)電成本。電力供給的縮減通過(guò)高企的電價(jià)傳導(dǎo)至需求端，今年前8個(gè)月，我們統(tǒng)計(jì)的歐洲20國(guó)(下同)發(fā)電量與用電量同比分別下滑了3.8%和1.8%。

電力供應(yīng)緊缺疊加天然氣價(jià)格大漲，歐洲不得不訴諸煤電以應(yīng)對(duì)“燃眉之急”：一方面，歐洲部分國(guó)家延緩了煤電退出的進(jìn)程，重開(kāi)閑置了的燃煤電廠以度過(guò)當(dāng)下的燃眉之急。據(jù)Wood Mackenzie統(tǒng)計(jì)，當(dāng)前歐洲整體約有11GW的煤電產(chǎn)能復(fù)產(chǎn)，約占?xì)W洲總煤電產(chǎn)能的十分之一。另一方面，煤電的利用小時(shí)數(shù)也大幅提升，我們統(tǒng)計(jì)的14個(gè)歐洲主要煤電生產(chǎn)國(guó)的利用小時(shí)數(shù)在今年前8個(gè)月已經(jīng)達(dá)到了2380小時(shí)，我們預(yù)計(jì)今年全年利用小時(shí)數(shù)或?qū)⑦_(dá)到4000小時(shí)，較2021年的3716小時(shí)與2020年的2658小時(shí)有進(jìn)一步的增長(zhǎng)。

今冬能源風(fēng)險(xiǎn)仍存，動(dòng)力煤需求依然關(guān)鍵：今冬天然氣的供應(yīng)風(fēng)險(xiǎn)依然是歐洲能源市場(chǎng)的較大不確定因素，在供給瓶頸下實(shí)現(xiàn)供需再平衡的辦法無(wú)非通過(guò)替代能源的補(bǔ)充或是需求端的減量，而兩條路徑的代價(jià)可能都意味著更高的成本或價(jià)格。我們認(rèn)為電力側(cè)對(duì)天然氣的替代或是實(shí)現(xiàn)天然氣消費(fèi)減量的關(guān)鍵一環(huán)，核電與可再生能源的不確定性與波動(dòng)性較大，煤電則是相對(duì)可控且穩(wěn)定的電力來(lái)源。當(dāng)前天然氣發(fā)電成本仍是煤電的2倍以上。另外，受較為悲觀的經(jīng)濟(jì)發(fā)展前景的影響，歐盟碳配額價(jià)格亦在最近出現(xiàn)了明顯下跌，提升了煤電發(fā)電的經(jīng)濟(jì)性。

我們假設(shè)325億立方米天然氣減量中有30%是來(lái)自于發(fā)電側(cè)的貢獻(xiàn)，且該缺口完全依賴(lài)煤電來(lái)補(bǔ)充，則意味著煤電廠需要在當(dāng)前基礎(chǔ)上再額外增加每月84小時(shí)的出力(假設(shè)與測(cè)算請(qǐng)?jiān)斠?jiàn)本文正文與《歐洲天然氣：再平衡，非坦途》)，而今年前8個(gè)月歐洲煤電平均每月利用小時(shí)數(shù)約為298小時(shí)，因此從煤電產(chǎn)能的角度來(lái)講，仍有一定提升的空間。

但我們認(rèn)為煤電出力的瓶頸或不在發(fā)電側(cè)，而在煤炭供給側(cè)。我們假設(shè)這額外84小時(shí)左右的電力缺口完全由煤電彌補(bǔ)，那么煤炭消費(fèi)量將在今年前8個(gè)月的基礎(chǔ)上再增加30%左右，即新增203萬(wàn)噸硬煤和400萬(wàn)噸褐煤消費(fèi)。這部分缺口與歐洲每月的動(dòng)力煤進(jìn)口量幾乎相當(dāng)，我們認(rèn)為這將對(duì)歐洲本就已經(jīng)較為緊張的煤炭基本面帶來(lái)進(jìn)一步的壓力。因此為實(shí)現(xiàn)電力供需的平衡，除了增加煤炭供給外，電力需求端的自發(fā)削減或也不可避免。

歐洲煤炭自產(chǎn)占比高，但進(jìn)口煤炭仍是平衡關(guān)鍵：歐洲動(dòng)力煤自有產(chǎn)量滿(mǎn)足了其80%左右的動(dòng)力煤的需求，且主要集中在德國(guó)與波蘭兩國(guó)，合計(jì)占總產(chǎn)量的83%，其余產(chǎn)量則分布在巴爾干半島上的保加利亞、斯洛伐克、波黑、斯洛文尼亞等國(guó)。雖然進(jìn)口量占比較小，但自有產(chǎn)能制約與結(jié)構(gòu)錯(cuò)配可能決定了歐洲仍需要依靠進(jìn)口煤炭，特別是相對(duì)高熱值的硬煤來(lái)實(shí)現(xiàn)供需平衡。

全球來(lái)看，歐洲或給海運(yùn)動(dòng)力煤市場(chǎng)帶來(lái)較強(qiáng)外溢效應(yīng)

在全球海運(yùn)動(dòng)力煤市場(chǎng)，歐洲僅僅是一個(gè)邊際買(mǎi)家，2021年其動(dòng)力煤進(jìn)口占全球貿(mào)易量?jī)H約5.8%，但我們認(rèn)為歐洲當(dāng)前的能源困境將給全球海運(yùn)動(dòng)力煤市場(chǎng)帶來(lái)較強(qiáng)的外溢效應(yīng)。對(duì)于即將到來(lái)的冬天，在內(nèi)部煤炭產(chǎn)量空間有限的情況下，歐洲仍將加大動(dòng)力煤進(jìn)口從而1)滿(mǎn)足國(guó)內(nèi)的電力缺口；2)尋求對(duì)俄羅斯高熱值動(dòng)力煤的替代。

1-7月全球海運(yùn)動(dòng)力煤出口量同比下滑3.2%：即使面對(duì)歷史性的高煤價(jià)，今年以來(lái)全球海運(yùn)動(dòng)力煤出口仍出現(xiàn)了下滑。印澳俄三大動(dòng)力煤出口國(guó)均出現(xiàn)不同程度的下滑：印尼：-2.4%(同比，下同)、澳大利亞：-8.4%、俄羅斯：-7.4%。第二梯隊(duì)的南非、哥倫比亞和美國(guó)中，也僅有南非出口量增長(zhǎng)了9%，哥倫比亞和美國(guó)分別下滑了6.7%和3.6%。我們認(rèn)為海運(yùn)動(dòng)力煤出口下滑主要有以下幾個(gè)原因：產(chǎn)能瓶頸、極端天氣、資源國(guó)出口政策、俄煤禁運(yùn)。

氣煤轉(zhuǎn)換支撐日、韓兩國(guó)對(duì)高卡煤需求：日、韓兩國(guó)是海運(yùn)動(dòng)力煤，特別是高熱值煤，譬如紐卡斯?fàn)柮禾康亩▋r(jià)的重要因素，日本和韓國(guó)是全球第三與第四大動(dòng)力煤進(jìn)口國(guó)，僅次于中國(guó)和印度。燃?xì)夂腿济旱葌鹘y(tǒng)化石能源在日韓的電力系統(tǒng)中依然占據(jù)比較重要的地位，歐洲對(duì)LNG需求激增的同時(shí)也大大增加了兩國(guó)天然氣的進(jìn)口成本，導(dǎo)致了發(fā)電側(cè)的氣煤轉(zhuǎn)換。今年1-7月日韓兩國(guó)天然氣發(fā)電量下滑了約2.7%，而同期的煤炭發(fā)電量同比增加了2.1%，對(duì)沖了大部分天然氣發(fā)電的減量。

與歐洲類(lèi)似，我們認(rèn)為日、韓的動(dòng)力煤需求增量也是支撐海運(yùn)煤價(jià)格的一大因素，本質(zhì)上是全球范圍內(nèi)煤炭對(duì)天然氣的替代。從量的角度來(lái)看，日本和韓國(guó)的動(dòng)力煤消費(fèi)幾乎完全依賴(lài)進(jìn)口，因此需求側(cè)的壓力無(wú)法由自身消化，只能通過(guò)海運(yùn)煤進(jìn)口來(lái)滿(mǎn)足消費(fèi)增量。相對(duì)于燃?xì)獍l(fā)電，燃煤發(fā)電依然更具經(jīng)濟(jì)性。從結(jié)構(gòu)的角度來(lái)看，日、韓電廠的需求主要集中在高熱值煤炭，這也加劇了海運(yùn)煤市場(chǎng)的結(jié)構(gòu)性矛盾。

中、印、東盟等地區(qū)煤電消費(fèi)或?qū)⒈３猪g性：中國(guó)和印度在海運(yùn)動(dòng)力煤進(jìn)口市場(chǎng)位居前二，東盟合計(jì)也進(jìn)口了近1.3億噸動(dòng)力煤(包括地區(qū)間國(guó)家之間的進(jìn)口)。但該區(qū)域因自有煤炭資源較為豐富，煤電在能源體系居于主導(dǎo)地位，動(dòng)力煤的自給率亦較高(2021年中國(guó)和印度分別為94%和83%)。今年以來(lái)海運(yùn)動(dòng)力煤價(jià)格的大漲抑制了中國(guó)與印度的煤炭進(jìn)口空間，中、印兩國(guó)因而更多通過(guò)挖掘國(guó)內(nèi)產(chǎn)量以滿(mǎn)足需求增長(zhǎng)?？梢钥吹剑＿\(yùn)動(dòng)力煤的緊張對(duì)國(guó)內(nèi)供應(yīng)造成了較大壓力，進(jìn)口煤價(jià)也對(duì)本國(guó)煤價(jià)形成了一定支撐。

考慮到煤電在中、印兩國(guó)的比重，以及兩國(guó)較高的煤炭自給率，中、印對(duì)海運(yùn)動(dòng)力煤的需求很大程度取決于以下幾個(gè)因素：一是由經(jīng)濟(jì)發(fā)展和居民活動(dòng)主導(dǎo)的電煤需求，水電、風(fēng)光等可再生能源的表現(xiàn)則決定了電煤需求的波動(dòng)；二是煤炭的自產(chǎn)量，同時(shí)由于內(nèi)陸產(chǎn)地和沿海消費(fèi)地地理上的錯(cuò)配，運(yùn)輸情況也是一個(gè)影響因素；三是中、印兩國(guó)進(jìn)口煤的熱值普遍較日、韓與歐洲更低，因此對(duì)高熱值動(dòng)力煤的平衡的影響或較少，更多體現(xiàn)在低卡煤市場(chǎng)。

（文章來(lái)源：中金大宗商品）

關(guān)鍵詞： 綠色轉(zhuǎn)型