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能源开采：动力煤框架之二——运输通道和定价体系分析

核心内容概述

本文围绕动力煤的运输通道和定价体系展开分析，探讨了国内煤炭产地和消费地的结构变化、主要运输线路及节点，以及通过贸易价差来观测煤炭市场供需变化的逻辑。重点分析了铁路、水运、港口在煤炭运输中的作用，以及贸易价差对煤价的引导意义。

主要观点与关键信息

1. 煤炭产地与消费地结构变化

• 国内煤炭产地向西部集中：
  通过小产能淘汰政策，全国煤炭产量主要集中在山西、新疆、陕西、内蒙古等西部地区。2021年1-11月，晋陕蒙地区动力煤产量占比达75.2%，其中内蒙古占比29.7%，山西24.9%，陕西20.6%，新疆8.4%。

• 特高压与坑口电站推动销地向产地回归：
  特高压输电技术及坑口电站的建设，使得电力消费地向煤炭主产地靠近。然而，由于政策限制，其对煤炭贸易结构的影响已逐渐减弱。

• 进口结构变化：
  澳洲煤限制后，印尼煤成为我国第一大进口来源国。2021年1-11月，印尼煤占我国动力煤进口的61%。未来，随着国内煤炭增产，进口煤总量将有所下降。

2. 煤炭贸易路线与关键通道

• 内贸运输以铁路为主：
  “西煤东运”主要依赖大秦线、朔黄线、张唐线和瓦日线，其中大秦线因成本优势成为首选。2021年1-10月，我国铁路煤炭货运量达20.9亿吨，占原煤产量的63.4%。

• 水运承担“北煤南运”功能：
  水路运输是煤炭外运的第二大方式，主要服务于华东、华中、华南地区。主要港口包括环渤海、长三角、珠三角等。

• 主要进口航线：
  澳煤禁止进口后，印尼马辰港至中国北仑、宁波、防城、黄埔港成为主要进口贸易航线。

• 关键港口节点：

  • 北方七港（如秦皇岛港）是衔接坑口和北方电厂的核心节点。
  • 南方港口（如上海港、宁波港、广州港）是内贸煤与外贸煤交汇的重要节点。

3. 贸易价差与煤炭供需观测

• “港口-坑口”价差是煤价领先指标：
  铁路运输成本与贸易利润变化直接影响港口和坑口价格。内贸价差领先秦皇岛港口价约6天。2021年，价差见顶和见底时间与港口煤价变化存在10天左右的滞后性。

• “内煤-外煤”价差可能保持低位：
  历史常态为内煤价格高于外煤。2022年可能与2015年类似，由于国内供给宽松、进口成本上升，导致内外价差维持低位甚至阶段性倒挂。

结构总结

1. 煤炭产地与消费地变化

• 产地集中于山西、新疆、陕西、内蒙古。
• 消费地向产地靠近，但政策影响减弱。
• 进口煤来源由澳洲转向印尼，未来进口总量将下降。

2. 煤炭贸易线路与节点

• 铁路运输：主要承担“西煤东运”，大秦线成本优势显著。
• 水运运输：主要承担“北煤南运”，覆盖华东、华中、华南地区。
• 港口节点：北方七港为核心内贸节点，南方港口为内外贸交汇点。
• “海进江”模式：缓解长江中游煤炭短缺，如“两湖一江”地区依赖外省调入。

3. 贸易价差对供需变化的反映

• 港口-坑口价差：反映铁路贸易利润变化，是煤价的领先指标。
• 内煤-外煤价差：反映国内外市场供需对比，可能维持低位。

风险提示

• 特高压建设不及预期，可能影响煤炭消费向产地转移。
• 煤炭消费转移不及预期，可能限制煤炭本地转化及输送。
• 煤价价差不及预期，可能影响供需变化判断。

投资评级

• 行业评级：强于大市（维持评级）
• 上次评级：强于大市

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图表目录（摘要）

• 图1：2020 vs.2019年动力煤产量变化结构
• 图2：2021年1-11月动力煤产量变化结构
• 图3：动力煤分省份产量占比（2021年1-11月）
• 图4：2016-2021能源局煤矿项目审批数量及产能
• 图5：2021年电力调入和调出Top5省份
• 图6：2019年煤炭调入和调出Top5省份
• 图7：2020年我国跨区域联网电力流
• 图8：2025年我国跨国跨区域电力流
• 图9：2016vs.2021电力调入调出量
• 图10：2016vs.2019年煤炭调入调出量
• 图11：“十三五”期间建设22条特高压线输电情况
• 图12：动力煤分国别进口占比
• 图13：我国煤炭运输通道
• 图14：西煤东运主干道
• 图15：全国煤炭铁路货运量
• 图16：全国沿海港口分布图
• 图17：2016年-2021年1-11月煤炭进口量
• 图18：北方七港和全国主要港口煤炭发运量
• 图19：“两湖一江”地区煤炭产量和消费量
• 图20：秦皇岛港、大同动力煤价及贸易价差
• 图21：广州港山西产煤、印尼煤价格及价差