伴随着欧洲等地持续攀升的天然气与电力短缺风险，去年以来全球动力煤价格一路走高，当前纽卡斯尔煤炭价格较去年和2020年同期增长了111%/642%，我们认为高煤价的背后是短期“俄乌”冲击与长期绿色转型下欧洲乃至全球能源供应体系所面临的重大挑战。

可以看出，虽然最近海外加息拖累原油、天然气等价格出现明显回调，但海外煤炭价格依然保持了较强韧性。即便是近期欧盟在运输环节边际放松了对俄煤的制裁，允许欧洲企业将俄罗斯煤炭运往第三国或提供航运相关服务，但当下海运动力煤市场所面临的供需矛盾并非缺乏运力所致，因此运力的放宽并不足以改变偏紧的基本面，市场反应也较为平淡。

对于今年冬天，面对天然气供给冲击与潜在极端天气对电力供需两端压力这两重风险，我们认为煤炭依然是欧洲能源供需平衡的重要一环，但代价除了高昂的价格，还有激增的碳排放量。我们看到去年欧洲整体的碳排放量逆势增长，碳排放配额价格也从30欧元/吨一度上涨至接近100欧元/吨。因此我们认为诉诸煤电解决燃眉之急或非长久之计，长期内欧洲可能会加速发展风光、储能、氢能等以实现能源去碳化进程。

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尽管欧洲仅仅只是一个边际买家，但其对全球海运动力煤市场带来的外溢效应或仍不可小觑。在供给端，欧盟对俄罗斯的煤炭禁运对全球动力煤供应的影响短期内难以通过贸易重构消化，同时产能瓶颈、极端天气与贸易政策等因素也使得供应端难有起色。在需求端，即便海外加息或对需求增速带来拖累，但今冬发电、取暖等需求仍有刚性，高昂气价亦驱动了煤炭替代。因此，欧洲将与日本、韩国、印度等主要动力煤进口国竞争有限的煤炭，尤其是高热值煤炭的出口资源，在价高者得的市场机制下，我们预计今冬海外动力煤价格大概率将维持在高位。

电力紧张叠加天然气价格大涨，欧洲诉诸煤电

欧洲当下正在经历的电力供应紧张的背后，既有“俄乌”局势对以天然气为首的传统化石能源带来外部供应冲击，也有内部能源转型过程中核电等的自发缩减，同时极端干旱天气下水力发电出现明显下滑。电力供给曲线收缩的同时，高昂的气价也抬升了边际发电成本。电力供给的缩减通过高企的电价传导至需求端，今年前8个月，我们统计的欧洲20国（下同）发电量与用电量同比分别下滑了3.8%和1.8%。

电力供应紧缺叠加天然气价格大涨，欧洲不得不诉诸煤电以应对“燃眉之急”：一方面，欧洲部分国家延缓了煤电退出的进程，重开闲置了的燃煤电厂以度过当下的燃眉之急。据Wood Mackenzie统计，当前欧洲整体约有11GW的煤电产能复产，约占欧洲总煤电产能的十分之一。另一方面，煤电的利用小时数也大幅提升，我们统计的14个欧洲主要煤电生产国的利用小时数在今年前8个月已经达到了2380小时，我们预计今年全年利用小时数或将达到4000小时，较2021年的3716小时与2020年的2658小时有进一步的增长。

今冬能源风险仍存，动力煤需求依然关键：今冬天然气的供应风险依然是欧洲能源市场的较大不确定因素，在供给瓶颈下实现供需再平衡的办法无非通过替代能源的补充或是需求端的减量，而两条路径的代价可能都意味着更高的成本或价格。我们认为电力侧对天然气的替代或是实现天然气消费减量的关键一环，核电与可再生能源的不确定性与波动性较大，煤电则是相对可控且稳定的电力来源。当前天然气发电成本仍是煤电的2倍以上。另外，受较为悲观的经济发展前景的影响，欧盟碳配额价格亦在最近出现了明显下跌，提升了煤电发电的经济性。

我们假设325亿立方米天然气减量中有30%是来自于发电侧的贡献，且该缺口完全依赖煤电来补充，则意味着煤电厂需要在当前基础上再额外增加每月84小时的出力，而今年前8个月欧洲煤电平均每月利用小时数约为298小时，因此从煤电产能的角度来讲，仍有一定提升的空间。

但我们认为煤电出力的瓶颈或不在发电侧，而在煤炭供给侧。我们假设这额外84小时左右的电力缺口完全由煤电弥补，那么煤炭消费量将在今年前8个月的基础上再增加30%左右，即新增203万吨硬煤和400万吨褐煤消费。这部分缺口与欧洲每月的动力煤进口量几乎相当，我们认为这将对欧洲本就已经较为紧张的煤炭基本面带来进一步的压力。因此为实现电力供需的平衡，除了增加煤炭供给外，电力需求端的自发削减或也不可避免。

欧洲煤炭自产占比高，但进口煤炭仍是平衡关键：欧洲动力煤自有产量满足了其80%左右的动力煤的需求，且主要集中在德国与波兰两国，合计占总产量的83%，其余产量则分布在巴尔干半岛上的保加利亚、斯洛伐克、波黑、斯洛文尼亚等国。虽然进口量占比较小，但自有产能制约与结构错配可能决定了欧洲仍需要依靠进口煤炭，特别是相对高热值的硬煤来实现供需平衡。

全球来看，欧洲或给海运动力煤市场带来较强外溢效应

在全球海运动力煤市场，欧洲仅仅是一个边际买家，2021年其动力煤进口占全球贸易量仅约5.8%，但我们认为欧洲当前的能源困境将给全球海运动力煤市场带来较强的外溢效应。对于即将到来的冬天，在内部煤炭产量空间有限的情况下，欧洲仍将加大动力煤进口从而1）满足国内的电力缺口；2）寻求对俄罗斯高热值动力煤的替代。

供给侧：1-7月全球海运动力煤出口量同比下滑3.2%：即使面对历史性的高煤价，今年以来全球海运动力煤出口仍出现了下滑。印澳俄三大动力煤出口国均出现不同程度的下滑：印尼：-2.4%（同比，下同）、澳大利亚：-8.4%、俄罗斯：-7.4%。第二梯队的南非、哥伦比亚和美国中，也仅有南非出口量增长了9%，哥伦比亚和美国分别下滑了6.7%和3.6%。我们认为海运动力煤出口下滑主要有以下几个原因：产能瓶颈、极端天气、资源国出口政策、俄煤禁运。

需求侧：气煤转换支撑日、韩两国对高卡煤需求：日、韩两国是海运动力煤，特别是高热值煤，譬如纽卡斯尔煤炭的定价的重要因素，日本和韩国是全球第三与第四大动力煤进口国，仅次于中国和印度。燃气和燃煤等传统化石能源在日韩的电力系统中依然占据比较重要的地位，欧洲对LNG需求激增的同时也大大增加了两国天然气的进口成本，导致了发电侧的气煤转换。今年1-7月日韩两国天然气发电量下滑了约2.7%，而同期的煤炭发电量同比增加了2.1%，对冲了大部分天然气发电的减量。

与欧洲类似，我们认为日、韩的动力煤需求增量也是支撑海运煤价格的一大因素，本质上是全球范围内煤炭对天然气的替代。从量的角度来看，日本和韩国的动力煤消费几乎完全依赖进口，因此需求侧的压力无法由自身消化，只能通过海运煤进口来满足消费增量。相对于燃气发电，燃煤发电依然更具经济性。从结构的角度来看，日、韩电厂的需求主要集中在高热值煤炭，这也加剧了海运煤市场的结构性矛盾。

需求侧：中、印、东盟等地区煤电消费或将保持韧性：中国和印度在海运动力煤进口市场位居前二，东盟合计也进口了近1.3亿吨动力煤（包括地区间国家之间的进口）。但该区域因自有煤炭资源较为丰富，煤电在能源体系居于主导地位，动力煤的自给率亦较高（2021年中国和印度分别为94%和83%）。今年以来海运动力煤价格的大涨抑制了中国与印度的煤炭进口空间，中、印两国因而更多通过挖掘国内产量以满足需求增长。可以看到，海运动力煤的紧张对国内供应造成了较大压力，进口煤价也对本国煤价形成了一定支撑。

考虑到煤电在中、印两国的比重，以及两国较高的煤炭自给率，中、印对海运动力煤的需求很大程度取决于以下几个因素：一是由经济发展和居民活动主导的电煤需求，水电、风光等可再生能源的表现则决定了电煤需求的波动；二是煤炭的自产量，同时由于内陆产地和沿海消费地地理上的错配，运输情况也是一个影响因素；三是中、印两国进口煤的热值普遍较日、韩与欧洲更低，因此对高热值动力煤的平衡的影响或较少，更多体现在低卡煤市场。

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