2023年汇添富中证能源ETF投资价值分析报告：基于产业视角

一、煤炭：中长期紧平衡供需格局下，建议关注煤炭配置历史性机遇

1.1 供给端：产能短缺逻辑未变，中短期煤炭有效供给增长仍较困难

1.1.1 煤炭产量增速放缓，高强度生产节奏难以长期持续

2023 年以来我国原煤产量增速明显放缓，高强度生产节奏难以长期持续。自 2021 年四季度增产保供以来， 2022 年我国原煤生产量 44.96 亿吨，绝对量和产量同比增速均达到历史高位。2023 年以来，经过连续两年的 增产保供，国内煤炭产量增速明显下滑，累计增速持续走低，1-8 月份全国原煤产量 30.5 亿吨，累计增长 3.6%， 大幅低于去年 11%的增长水平。从月度产量环比增速看，自 2022 年四季度以来月度原煤产量环比增速明显放 缓，环比增速由 11 月+5.7%下降至 8 月 1.23%。2023 年 5 月以来原煤产量月度环比增速持续位于低位，产量 增速放缓态势反映出我国煤炭行业持续高强度的生产状态难以长期延续。

政策密集强调“增产保供”，体现修复煤炭供应缺口需求。2021 年以来，党中央、国务院、国家部委层面密 集出台的系列煤炭产业和市场调控政策 70 余项，主要涉及增产增储、价格调控、市场监管、财政支持、项目核 准等，重点在增产、保供、稳价。从国常会这个视角出发，2022 年以来，国常会先后 13 次涉及能源相关内 容，其中，5 次明确提出保障能源安全，5 次明确要求煤炭增产保供。尤其是 2022 年 4 月 20 日的国常会议明 确指出“发挥煤炭的主体能源作用。通过核增产能、扩产、新投产等，今年新增煤炭产能 3 亿吨。推进煤炭清洁 高效利用，加强储备设施建设。”同月，关税委员会提出“对所有煤炭实施税率为零的进口暂定税率”，该政 策后被延长至 2023 年底。2023 年 6 月，国家发展改革委等部门《关于做好 2023 年降成本重点工作的通知》 中提出，“做好能源、重要原材料保供稳价工作，继续对煤炭进口实施零关税政策。夯实国内资源生产保障能 力，加强重要能源、矿产资源国内勘探开发和增储上产。”相继 7 月，国务院总理主持召开国务院常务会议， 指出保障能源电力安全稳定供应，是事关国计民生的大事，需时刻做好能源电力保供工作。8 月，国家发改委 提出相应会议要求，有关部门加强统筹协调，指导督促有关地方和企业加快释放煤炭先进产能产量，全力做好 电煤中长期合同签订履约工作，推动电煤供应保障取得积极成效。

增产保供期间，煤矿持续高强度高负荷运转违背矿井均衡均量生产组织规律，导致煤矿采掘接续严重紧张，安 全生产事故频发。按照煤矿安全作业规程，煤矿生产须保持采掘（抽）接续平衡，即按照设计/核定产能对应至 每月产量进行均衡组织，实际产量不得超过设计产量的 10%。据我们不完全统计，2022 年，全国煤矿安全生 产事故 168 起，同比增加 84.62%、死亡 245 人，同比增加 37%，每百吨死亡率提升至 0.054，煤炭行业安全 事故打破连续多年下降趋势出现反弹，安全生产形势较为严峻。究其原因，2021 年以来，为持续保持高强度生 产组织，完成年度保供任务，部分煤矿存在采掘接续布置不够合理、“三量”管理不够有力、灾害治理滞后、 生产组织不科学等原因，导致采掘接续紧张问题突出、系统性安全风险加剧，对煤矿生产安全造成较大挑战。 一旦出现采掘失调，有可能导致煤炭产量“断崖式”下降，同时也可能酿成重大安全生产事故。据国家矿山安全监察局统计，当前，我国已确定的采掘接续紧张煤矿数量共计 367 处，已超过正常生产矿井的 10%，尤其是 部分高瓦斯和煤与瓦斯突出矿井以及存在水害、自燃发火等重大危险源的矿井（如炼焦煤、无烟煤矿井，及部 分东北、中东部、西南地区动力煤矿），涉及灾害治理和巷道准备工作量大，采场能力不足，更容易造成采掘 接续紧张。

产地安全监管力度持续升级，部分核增产能被撤销，且强监管导致主产地供给收缩。2023 年以来，受煤矿重大 安全事故较多的影响，煤矿产地安监力度总体呈现趋紧趋严趋强趋长，产地煤矿安全监管持续升级，煤矿处罚 从严从重，涉及重大事故隐患的煤矿立即停产整顿。新井煤业发生特别重大坍塌事故后，除部分露天矿井停产 整顿后，国家矿山安监局责令对问题严重的 30 处煤矿撤销产能核增文件或中止产能核增程序，退回至原有产能。 9 月 25 日，国家矿山安全监察局主持召开全国矿山安全生产紧急视频会议，会议指出，中秋国庆假期临近，亚 运会正在举行，四季度又是事故高发期，督促各级监管监察部门和矿山企业迅速采取更加有力措施，坚决防范 遏制重特大事故发生。与此同时，当前，2023 年全国重大事故隐患专项排查整治行动仍在推进，全国已有 29 个省份进入精准执法阶段。值得关注的是，安监持续导致主产地供应偏紧，其中晋陕蒙均减量明显，三地产能 利用率已下滑至约 80%。我们预计，四季度煤炭产地安全监管或仍偏紧，产地总体供给尤其是灾害严重的小型 矿井产量释放仍将受约束，但需注意的是保供或仍是主基调，煤炭国央企或承担更多保供责任。

《关于进一步加强矿山安全生产工作的意见》提出准入新要求，长期产能增长尤其炼焦煤约束性强。《意见》 旨在从源头对煤矿安全生产进行管控：一是限制灾害严重煤矿安全准入，停止新建产能低于 90 万吨/年的灾害 严重煤矿；二是规范煤矿生产能力管理和核定工作，严禁下达超能力生产计划或者经营指标；三是矿山升级改 造，加快灾害严重、高海拔等矿山智能化建设。我们认为，在当前煤炭供给已经偏紧状态下，本次《意见》的 出台将导致煤炭长期产能尤其是炼焦煤供给更加趋紧。短期看，我国产能 90 万吨/年以下的正常生产煤矿约 1000 个、产能规模约 4.3 亿吨/年，正常建设煤矿约 300 个、产能规模约 8000 万吨/年。我们认为，在安全生产 工作愈发趋严的背景下，在产煤矿产量或将面临收缩，而在建煤矿的产能释放节奏则也或将趋缓，且可能会加 快存量小型矿井尤其 30 万吨/年以下煤矿的整合重组或关闭退出。中长期看，煤矿准入条件和审批流程更为严 格，尤其是焦煤多为高瓦斯、埋藏深、产能规模小的灾害严重煤矿，在当前我国焦煤供给已经处于衰减态势的 基础上，本次《意见》又进一步要求停止新建低于 90 万吨/年的灾害严重煤矿，或将直接制约焦煤新增供给， 或将对炼焦煤影响更为深远。

1.1.2 焦煤供给更为紧缺，煤种结构显现稀缺性

我国炼焦煤产量增速总体低于煤炭产量增速，焦精煤产量增速尤其缓慢。从2016年至今的历史产量数据来看， 除 2019 年外，其余年份炼焦煤产量增速均低于原煤产量增速，且近几年增速差距越来越大。2022 年我国原煤 产量 44.96 亿吨，同比+10.4%；炼焦原煤产量为 13.19 亿吨，同比+5.2%；炼焦精煤产量 4.94 亿吨，同比 +0.7%。2016-2022 年，7 年间，我国原煤产量增长了 33.65%（CAGR4.95%），焦原煤产量增长了 20.22% （CAGR3.12%），焦精煤产量增长了 11.06%（CAGR1.76%），原煤增速远远高于炼焦煤产量增速，炼焦精 煤产量增速也远远低于炼焦原煤，且差距同样越来越大。由于炼焦煤转为动力煤使用的现象存在（不进行洗 选），相比焦原煤产量，焦精煤产量更能体现出焦煤资源的供给弹性不足（7 年仅增长 11.06%），反映了焦煤 的稀缺性。

未来新增煤炭产能大部分或仍是动力煤，焦煤供给或将相对收缩。汾渭报告指出，全国新增煤炭产能在 2021- 2022年达峰后将开始放缓。预计 2023-2027年全国新增煤炭产能共计 50318万吨，其中动力煤新增产能 41535 万吨，占总新增产能的 82.5%；炼焦煤新增产能 8783 万吨，占总新增产能的 17.5%。需要注意的是，炼焦煤 矿井建设周期长，我们预计产能释放进程会比较缓慢。国内焦煤矿井建设周期最短需要 4 年，若先办理审批规 划等手续再到建矿，大多数矿需要 5-6 年才能正式投产使用。

主要产区可采年限严重不足，老矿区资源枯竭。根据张恒等《我国焦煤资源供需形势及价格影响因素分析》的 数据，我国炼焦煤保有查明资源量为 2961 亿吨，其中经济可采的炼焦煤储量仅有 567.6 亿吨，仅占炼焦煤保有 查明资源储量的 19.2%。根据李丽英在《我国炼焦煤中长期供需预测研究》中使用的 2017年各省炼焦煤查明资 源储量计算，山西省炼焦煤可采年限仅有 23 年、内蒙古约 13 年，东北约 20 年左右。

主焦煤、肥煤等骨架煤种储产比较低，优质炼焦煤资源过度开发。从储产比来看，我国煤炭储产比为 32 年。炼 焦煤为 27 年，主要煤种中，主焦煤储产比最低，仅为 20 年，远远低于煤炭及炼焦煤的储产比；其次为肥煤， 储产比为 31 年。从产量、储量占比对比情况来看，主焦煤、1/3 焦煤的产量占比超过储量占比，一定程度上表 明主焦煤、1/3 焦煤存在过度开发的情况。

1.1.3 存量煤矿产能衰减，“双碳”战略下我国煤炭供应仍存在中短期不足的压力

中东部区域煤矿产能退出和原煤产量衰减制约着主消费产地煤炭供给，区域性结构性缺煤矛盾或将持续存在。 2016-2022 年，全国 23 个产煤省份中仅晋陕蒙新等 9 个省份原煤产量实现增长，由 25.41 亿吨增长至 39.33 亿 吨，增加 13.9 亿吨，年复合增长速度 7.6%。其余 14 个省份原煤产量均出现下滑，由 7.96 亿吨下滑至 5.63 亿 吨，原煤产量下降 2.33 亿吨，年复合下降速度 5.6%。2022 年增产保供政策下，多数省份实现煤炭产量增加， 但仍有山东、安徽和贵州等 6 个省份煤炭产量降低。即使增产保供政策下煤矿高负荷生产，山东、安徽和贵州 等地的原煤产量仍然下降，这些地区的煤炭产量衰减情况尤为严重。虽然其他省份在增产保供政策下打破原本 煤炭衰减趋势实现 2022 年产量正增长，但同时强力的增产保供也将导致这些省份未来的煤炭衰减速度较快。

中长期看存量煤矿产能加速衰竭退出，2030 年或降至 37 亿吨左右。根据朱吉茂《“双碳”目标下我国煤炭资 源开发布局研究》，考虑衰老煤矿报废、落后产能淘汰、薄厚煤层配采和薄煤层开采、资源压覆、地质条件变差等因素，经国家能源集团模型测算，我国现有煤矿产量 2030 年前可维持在 37 亿吨以上；2030 年后，随着资 源枯竭煤矿范围扩大，现有煤矿产量进入持续快速下降通道，2035年、2050年分别降至32亿、19亿吨；2060 年降至 14.9 亿吨，较 2020 年下降 62%。同时，2022 年 2 月以来，我国已陆续核增一批煤矿产能，对减轻短期 煤炭供应压力将发挥重要作用，但同时也加速了相应煤矿的资源衰竭，缩短剩余服务年限。

预计现有煤矿 2030 年前产量可维持在 41 亿吨左右，2030 年之后进入快速下降通道。国家能源集团技术经济 研究院建立了全国生产在建煤矿数据库，并构建了资源与产能动态统计分析模型。考虑煤矿产能、剩余资源情 况，以及落后产能淘汰、深井逐步退出、薄厚煤层配采和薄煤层开采、资源压覆、采深加大、地质条件变差导 致产能利用率下降等因素（下同），经国家能源集团模型测算，现有煤矿（截至 2022 年 2 月底的生产和在建煤 矿，下同）产量 2030 年前可维持在 41 亿 t 左右；2030 年后，随着资源枯竭煤矿范围扩大，现有煤矿产量进入 持续快速下降通道，2035年、2050 年降至 36亿 t、19亿 t；2060年降至 17亿 t，较 2020年下降 56%。同时， 2022 年 2 月以来,我国已陆续核增一批煤矿产能,对减轻短期煤炭供应压力将发挥重要作用，但同时也加速了相 应煤矿的资源衰竭，缩短剩余服务年限。

1.2 需求端：短期需求拐点已现，电煤对煤炭中长期需求仍有较强支撑

1.2.1 中长期预计峰值平台期电煤消费达到 40 亿吨以上

“十三五”以来我国煤炭消费逐步回升，煤炭消费弹性和消费增速保持正增长。期间，我国经济发展稳中向好、 稳中有进，经济增长向高质量发展转变，能源消费持续保持回暖态势，煤炭需求逐步回升，煤炭消费量由 2015 年的 27.38 亿吨增加至 2022 年的 30.40 亿吨(万吨标准煤)。煤炭消费弹性在 2017 年以来保持在 0.03-1.2，煤 炭消费增速保持在 0.2%-3.7%的增速。

根据欧美国家的达峰经验，碳达峰后能源消费存在惯性，可能较长时间处于高位平台期。对比美国、欧洲、日 本的碳达峰与能源消费量关系可以发现，发达国家在 1980 年左右碳达峰后正在经历较长一段时间的平台期，碳 排放维持稳定或逐步下降。然而能源消费依旧在维持碳达峰前的增长速度，大约持续至 21 世纪初，能源消费总 量才开始下降，这说明能源消费量有相对滞后性，对于煤炭需求将起到支撑作用。

未来煤炭需求或将经历达峰-峰值平台-快速下降阶段，国家能源集团预计 2028 年煤炭消费达峰，电煤 2033 年 达峰。根据国家能源集团技术经济研究院联合中国科学院、清华大学开发的中国能源系统预测优化模型 (CESFOM),我国煤炭消费将在 2028 年达到 45 亿 t 左右的峰值,此后经历 10 年左右峰值平台期后进入较为明显 的下降通道。

达峰阶段（2022 年后 6~8 年）。为实现 2030 年前二氧化碳排放达峰目标，煤炭消费尽快达峰是关键。为 此，国家明确提出“十四五”控煤、“十五五”减煤的要求。从下游行业耗煤趋势看，发电供热用煤在社 会用电量继续攀升的推动下仍处于持续增长阶段，炼焦用煤和其他终端耗煤下降，其中现代煤化工用煤保 持增长一定程度上减缓了“其他终端耗煤”的降速。由于该阶段发电供热和化工用煤的增量高于其他领域 用煤的减量，煤炭消费持续增长。

峰值平台期（10 年左右）。发电供热用煤继续增长，炼焦用煤和其他终端耗煤继续下降。由于该阶段发电 供热用煤仍有增长，煤炭总体消费下降并不明显，整体处于峰值平台期，煤炭消费量始终保持在 40 亿吨以 上。

较为明显的下降阶段（到 2050年左右）。发电供热用煤、炼焦用煤和其他终端耗煤均进入较为明显下降阶 段，煤炭消费总量逐步降至 25 亿吨。

面向碳中和的快速下降阶段（到 2060 年）。在碳中和目标约束下，所有用煤环节均进入快速下降阶段， 2060 年煤炭消费总量降至 8~15 亿吨。

从区域看，国家能源集团预计 2035年前东中部煤炭消费量先增后降、占比下降，西部消费量持续增长、占比上 升。东部地区煤炭消费量预计由 2020 年的 15.8 亿吨增长至 2025 年 17.6 亿吨，随后降至 2030 年、2035 年的 16.3 亿吨、14.2 亿吨，消费量占比由 2020 年的 39%降至 2035 年的 32%；中部地区煤炭消费量预计由 2020 年 的 10.3 亿吨增长至 2025 年 11.6 亿吨，随后降至 2030 年、2035 年的 11.3 亿吨、10.4 亿吨，消费量占比由 2020 年的 25%降至 2035 年的 23%；西部地区煤炭消费量预计由 2020 年的 14.4 亿吨增长至 2025 年、2030 年、2035 年的 18.1 亿吨、19.5 亿吨、20.1 亿吨，消费量占比由 2020 年的 36%升至 2035 年的 45%。

1.2.2 当前我国电力消费需求旺盛，粗钢产量同比增长，焦煤需求企稳向好

2023 年二季度商品煤累计消费量 9.37 亿吨，同比增加 12.55%。今年以来，随着宏观经济和下游需求的逐步复 苏，煤炭需求整体呈现缓慢向好态势。从同期对比看，2023Q1 商品煤累计消费量 9.88 亿吨，较 2022 年同期 增长 4.6%；从季度环比来看，2023Q2 商品煤累计消费量增速较 2023Q1 增加 7.9 个 pct。 从行业数据看，电 力行业是煤炭消费的主力行业，电力用煤占总消费量的 63.93%。2023 年 1-7 月电力行业消费 14.58 亿吨，同 比增长 10.33%，旺盛的电力需求带动我国商品煤消费稳中向好。 2023 年以来水泥行业开工率维持低位，至 2023 年 8 月底水泥开工率为 47.61%。由于水泥行业的煤炭消费量占 总消费量比重较低，因此仅小幅拖累动力煤消费。同时，2023 年以来我国化工用煤高位保持，至 2023 年 8 月 底周度耗煤 566.64 万吨，明显优于往年同期耗煤情况，边际上对动力煤消费产生较大支撑。

粗钢产量连续两年下降后迎来增长，焦煤需求有望企稳向好。2023 年 1-8 月，我国粗钢产量达 5.47 亿吨，同 比增长 2.5%。相较 2021 和 2022 年粗钢产量持续下降的态势，2023 年以来我国粗钢产量实现正增长，带动焦 煤需求企稳回升。价格方面，截至 2023 年 9 月 8 日，螺纹钢现货价格为 3933 元/吨，当前螺纹钢价格仍然处于 低位。

建筑行业是钢铁的主要下游，随着房地产市场政策逐步松绑以及基建端持续发力，钢铁以及焦煤需求有望逐步 向好。钢铁产品主要用于基建、房地产、机械制造等周期性行业，其中房地产和基建所属的大建筑领域需求占 比近 60%。随着我国有望对房地产政策的逐步松绑，预期房地产市场有望趋于稳态，从而使得钢材以及焦煤需 求逐步向好。同时，随着财政政策在基建端的发力，或将在一定程度上减小地产下行带来的影响。从国内高炉 开工率来看，今年以来高炉开工率维持高位，当前开工率超过往年同期水平，表明整体对焦煤消费拉动较好。

1.3 价格端：煤价底部得已验证，价格中枢仍在良好区间

1.3.1 动力煤价格企稳反弹，呈现淡季不淡特点

今年以来国内动力煤价格波动较大，但仍然保持中高位运行。2023 年以来，受经济复苏缓慢下游市场需求疲软、 以及海外煤炭进口量同比大幅上升的影响，煤炭价格中枢有所下移。秦皇岛 5500 大卡动力煤价格由年初的 1175 元/吨下行至 6 月 12 日最低点 759 元/吨。自迎峰度夏以来，电煤需求转入传统旺季带动煤炭价格步入上行 区间，由 759 元/吨上涨至 8 月底的 835 元/吨。迎峰度夏后电厂需求转弱，但随着海外进口量增速逐步放缓、 国内煤矿产地安全检查力度趋于严格，供给端同时呈现收缩状态。在油价上行背景下，煤化工企业盈利能力得 到明显修复，化工用煤需求迎来边际改善，从而带动煤炭价格继续上行，由 835 元/吨上涨至 9 月 22 日的 995 元/吨，动力煤价格呈现淡季不淡特点。值得关注的是，当前全年动力煤中枢价格仍然保持中高位运行，尤其是 在今年 5 月底 6 月初全国煤炭进口高位、欧洲煤炭转运国内、港口和电厂库存垒库、贸易商集中抛压等利空交 织的情形下煤炭价格仅仅短暂跌破 800 元/吨，以及当前迎峰度夏后的煤炭价格再度上涨至近 1000 元/吨，煤炭 价格底部也得以验证。

1.3.2 煤价底部或已确立——我国煤炭成本曲线较为陡峭

晋陕蒙煤矿成本分布区间和价格管控区间和差异性大，其经济产能规模决定着全国煤炭有效供给能力。参照信 达能源《我国煤炭成本曲线研究》深度报告，经分析测算，山西、陕西、内蒙古三地煤矿的营业成本分别在 95-429、86-303、104-248 元/吨，完全成本分 别在 122-528、104-347、104-347 元/吨。依据山西、陕西、蒙东、蒙西动力煤（5500 大卡，蒙东 3500 大卡）坑口含税煤价管控区间 370- 570、320-520、200-300，260- 460 元/吨，假设各煤矿均按照 5500 大卡（蒙东 3500 大卡）发热量计算售价，扣除增值税和资源税后，在坑 口煤价管控上限值时三省四地经济产能叠加合计 27.6 亿吨，占全国在产产能的 67.4%；反之在坑口煤价管控下 限值时经济产能合计仅有 16 亿吨，占晋陕蒙在产产能的 57.5%。总体讲，晋陕蒙三省煤矿的煤价和 成本参差 不齐，再放大至全国煤矿更是如此，尤其是中东部开采条件复杂、企业负担重、煤质较差的矿井。相比之下， 当前山西和蒙东煤炭管控价格上限具有较强的成本支撑，且仍有进一步提高上限值以稳定部分高成本产能释放 保供的空 间。需关注的是，部分煤矿的煤质较差，发热量难以达到 5500 大卡（蒙东 3500 大卡），再考虑到 煤企合理的利润水平，将进一步拉低晋陕蒙三省的经济有效产能。

1.3.3 煤价底部或以确立——疆煤外运边际成本支撑

从历史价格走势来看，新疆地区煤炭坑口价具备一定的独立性。2021 年以来，我国煤炭供应持续紧张，煤炭价 格整体维持高位，新疆作为重要的煤炭资源接续区和战略性储备区，疆煤外运量快速攀升，2022 年外运量达到 8000 万吨，同比增长近一倍。近一段时间，受到煤炭进口量高增及下游需求不及预期的影响，煤价不断下探。 由于较长运距与较高运费，疆煤能否继续外运受到广泛关注。一方面， 新疆煤炭价格走势相对秦港(5500k)价 格具有一定的独立性。新疆煤炭坑口价在 2021 年以前较为稳定，仅有小幅增长，吐哈矿区坑口价基本维持在 200-250 元/吨左右，准东矿区坑口价基本维持在 200-300 元/吨左右。虽然 2021 年年中有明显增长，但整体价 格波动幅度远小于晋陕蒙地区，且随着秦港煤炭价格的上涨，新疆地区坑口价跟随性较差，且与晋陕蒙坑口价 差距逐步走阔。

总体看，目前我国煤价阶段性底部已得到确认，煤炭价格中枢已站上新平台。我国煤矿成本因资源条件不同差异性大，总体陡峭，伴随近年来煤炭消费量持续提升（39-45 亿吨），以及晋陕蒙低成本主力矿区挖潜殆尽， 定价越加决定于中东部高成本存量矿区和运输距离远的新疆增量矿区，因此经济可开发产能成本不断抬升。在 此背景下，煤炭中长协价格区间偏上限的 700+元有望成为电煤长协价格的新底部，港口 5500大卡动力煤 800+ 元左右或可视为市场现货煤价新底部，且价格双轨制或将长期存在（类似 2003 年～2012 年）。按目前供需形 势，未来价格中枢保持在此之上是必要的和有支撑的，且伴随中长期供需缺口放大（国家能源集团研究预计按 目前在产及规划在建产能，碳达峰前后累计缺口达 8～10 亿吨）而趋于进一步提升。

1.4 当前仍属于新一轮产能早中期阶段，建议关注煤炭的历史性配置机遇

预计碳达峰前后全国煤炭缺口 8-10 亿吨，预计“十四五”“十五五”可先期新建 6-7 亿 t/a 煤炭产能。依据国 家能源技术经济研究院按照供需均衡要求，对未来一个时期煤炭产能建设需求进行的测算结果，现有煤矿产量 难以满足碳达峰前后我国煤炭需求，存在 8-10 亿吨的煤炭缺口。为此，“十四五”至“十六五”时期还需新建 9 亿 t/a 的煤炭产能，以保障未来一个时期的煤炭供应安全。值得关注的是，由于我国现有规划煤矿大部分集中 在晋陕蒙新等西部地区，且西南、东北等其他区域规划煤矿建设条件欠佳，“十四五”至“十六五”时期需新 建的 9 亿 t/a 煤炭产能大部分应布局于晋陕蒙新地区，进一步优化资源配置，促进富煤西部地区煤炭资源开发， 扩大优质增量供给。同时，由于区域保供压力较大，黑龙江省的一些整合矿也可能在未来一个时期释放产能， 西南地区中短期也有提升煤炭产能、保障区域能源安全的需求。鉴于未来能源发展的不确定性，我们认为， “十四五”“十五五”可先期新建 6-7 亿 t/a 煤炭产能，后续视形势变化对煤炭产能安排进行适时调整。

煤炭供需缺口催化新一轮煤炭产能建设，供给侧改革&双碳战略政策或将抑制煤矿投资建设动力，有望拉长本 轮产能周期维度。综合考虑未来煤炭需求和现有煤矿的衰减退出，国家能源集团技术经济研究院预测在 2025年 煤炭供需缺口 2 亿吨，在 2035 年碳达峰前后缺口 8-10 亿吨，同时建议在“十四五”“十五五”新建 6-7 亿吨/ 年的煤炭产能，这表明我国煤炭供需整体形势依旧偏紧，尤其在煤炭兜底能源安全现实下，我国亟待新一轮煤 炭产能建设以满足未来煤炭需求。但需认识到，相较上一轮产能周期不同的是，上一轮大规模新建煤矿伴随着 国内经济的高速发展和 2008 年的“四万亿计划”扩大内需带来的煤炭需求的持续增加，产业政策和企业投资均 相对较为积极。反观本轮煤炭产能周期开始于 2016 年的供给侧改革去产能之后以及贯穿着 2020 年提出的碳达 峰碳中和战略，叠加高质量发展经济增速趋缓和新建煤矿投资大幅增加、周期较长、投资回报具有不确定性等 影响，当前政府和企业对煤矿开发建设均较为谨慎，即使国家高层在 2022年多次提出“以煤为主”、保障能源 安全的情形下，政策仍以短期应急性的存量煤矿核增挖潜为主，煤矿核准新建产能仍较少。我们认为，在某种 程度上，“四万亿计划”迟滞了上一轮产能周期的结束，同时供给侧改革煤炭去产能也延迟了本轮新产能后期 的开始，叠加“双碳”目标战略下在对新一轮煤炭产能周期上的认知上仍存在着质疑和分歧，行业资本开支动 力不足，反观宏观经济底部复苏带来煤炭需求的增长以及存量煤矿高产能利用率难长期维持且面临衰竭退出等， 中短期仍面临煤炭供需缺口压力，有望拉长本轮产能周期维度。

二、石油石化：油价或将长期位于中高位，看好上游板块配置机会

2.1 油气开采：油价或将长期处于中高位

2022 年上半年，俄乌冲突爆发，加拿大、美国、英国和澳大利亚先后宣布禁止进口俄罗斯石油，欧盟正式宣布 对俄罗斯进行第六轮制裁，包括 2022 年 12 月禁止海运进口俄罗斯原油，2023 年 2 月禁止海运进口俄罗斯成品 油，地缘政治危机使油价一度冲高至 120 美元/桶以上。货币超发叠加能源价格上涨导致美国甚至全球通胀率高 涨，美联储加息幅度和加息频率提升，引发市场对于经济衰退的担忧，2022年下半年原油价格单边下跌。2023 年上半年，在美联储继续加息、欧美银行业危机叠加 OPEC+持续减产等多方因素影响下，市场进入供需相持阶 段，原油价格在 70-80 美元/桶区间波动。2023 年 7 月，沙特已实施 100 万桶/天的强势额外减产，加剧原油供 应紧张，同时成品油消费特别是美国汽油消费进入旺季，美联储加息或接近尾声，油价企稳回升。

供给方面： 本质在于过去资本开支不足引发的当前的原油供给弹性有限： 过去全球上游资本开支不足且复苏缓慢。2015-2021 年全球上游投资低位导致当下原油供给增长缓慢，2022 年 油价高位并未带动上游资本开支积极性。2011-2014 年高油价时期，OPEC+大幅增产，美国页岩油实现了技术 突破，贡献了大量的供给增量。2014Q4-2019 年期间，油价高位回落并持续在 60 美元/桶上下震荡。2020 年， 新冠疫情冲击国际油价，全球上游资本支出较 2019 年收缩 1464 亿美元，同比减少 29.3%，产油端出现供应紧 张情况。2021 年，Brent 油价均值达到 70.94 美元/桶，相比 2020 年涨幅为 64%，但全球上游计划资本开支较 2020 年增加 306 亿美元，同比上涨 8.67%，增速有限。2022 年，国际油价一路上涨至 95 美元/桶以上，全球 油气公司 2022 年上游资本开支比 2021 年上游资本开支增长 332 亿美元，同比增速 8.66%。2023 上半年，国 际油价在 70-80 美元/桶的中高位区间震荡，IEA 预计全球资本开支复苏仍较为谨慎。

从各全球原油供给主体来看： 美国原油产量增速放缓。疫情后美国原油供给恢复缓慢，且未来产量承压。其一，前期疫情冲击下，页岩油公 司利用库存井维持生产，疫后油气公司需要更高的成本加快打新井，弥补过去优质油井的消耗，来实现增产。 其二，人力物力短缺及成本上升成为美国页岩油公司进行油气生产时所面临的主要问题，使得公司油气开采周 期拉长，增产速度放缓；其三，在投资者愈加严格的资本约束下，美国主要页岩油气公司选择将更多的收益返 还给股东，而非扩大投资，当前投资水平增长力度不够，活跃钻机数和压裂车数量的下滑使得美国页岩油产量 进一步承压。 根据 EIA 8 月报告，预计 2023 年美国原油增产 85 万桶/天至 1276 万桶/天，美国原油逐步恢复增产，但是产量 增幅有限，年均增产不及疫情前约 150 万桶/天的水平。

俄罗斯近期的主动减产及长期产能瓶颈，或造成供给进一步收缩。俄罗斯计划从 2023 年 3 月至 12 月减产石油 50 万桶/天，同时 2023 年 8 月计划减少石油出口 50 万桶/天，2023 年 9 月计划减少石油出口 30 万桶/天。2023 年 7 月，俄罗斯原油产量 940 万桶/天，较 2 月实际减少近 50 万桶/天；俄罗斯石油出口量（原油+石油制品） 为 730 万桶/天，达到 2021 年以来最低值。长期看，俄罗斯也面临资本开支不足的问题，并将对其长期产能造 成损害。根据国际能源信息署 IEA 统计，俄罗斯原油产能已从 2021 年 10 月的 1042 万桶/天下降至 2023 年 7 月的 998 万桶/天，俄罗斯原油产能已经出现了衰减的问题。

OPEC+反复减产挺价，沙特控产控价能力与意愿双强。2022 年 10 月，OPEC+决定在 2022 年 8 月产量目标基 准上继续减产 200 万桶/天，减产区间为 2022 年 11 月至 2023 年 12 月，以 2022 年 10 月产量测算实际减产规 模 95 万桶/天。2023 年 4 月，以沙特为代表 OPEC 国家和以俄罗斯为代表的非 OPEC 参与国再次宣布自愿减 产，合计减产规模达到 165 万桶/天，减产区间为 2023 年 5 月至 12 月，以 2023 年 2 月产量测算实际减产规模 超 150 万桶/天，远大于 2022 年 10 月减产，或将进一步带动油价大幅提升。2023 年 6 月，OPEC+表示 160 万 桶/天以上的自愿减产均延期至 2024 年 12 月，同时 2024 年 1-12 月产量目标再次下降 139 万桶/天，沙特在 7 月自愿额外减产 100 万桶/天。2023 年 7 月，沙特宣布 100 万桶/日的额外减产将延长至 8 月，同时俄罗斯将在 8 月减少石油出口量 50 万桶/日。2023 年 8 月，沙特宣布 100 万桶/日的额外减产将延长至 9 月，同时俄罗斯将 在 9 月减少石油出口量 30 万桶/日。2023 年 9 月，沙特及俄罗斯宣布将自愿减产延长至 2023 年 12 月。 本轮减产面临增产能力不足的客观约束。未达产量目标的国家受产能不足影响难以实现大幅增产，不足以抵消 其他减产国的减产规模。当前仅沙特、阿联酋拥有较多可自由支配的剩余产能，截至 2023 年 8 月两国剩余产能 分别为 319、96 万桶/天，我们认为沙特内部协调能力和油价调控能力有望进一步增强，维持油价高位的意愿较 为强烈，其控制产量托底油价的措施或将有更大成效。

需求方面： 短期内原油需求或仍保持增长态势。IEA、EIA 和 OPEC 三大国际能源机构均预测 2022-2023 年需求仍会继续 增长。根据我们持续跟踪的全球原油月度数据来看，IEA、EIA 和 OPEC 三机构在 2023 年 8 月报中预测 2023 年全球原油需求分别+222、+176、+244 万桶/天，预计超过 2019 年疫情前需求水平。

长期来看原油需求达峰尚需时日。交通用汽柴油占据了全球油品消费的半壁江山，主要考虑新能源汽车替代效 应的影响。考虑传统能源价格高涨推动新能源汽车渗透加速，我们采用新能源车渗透率按照 S 型上升的情景假 设，对全球汽柴油消费进行预测。基于全球交通用汽柴油需求量将在 2025年达峰的预测结论，以及我们对航空 煤油、工业用油、化工用油和其他用油的假设和模型，我们预计全球原油总需求量将在 2027 年左右达峰， 2027 年需求达峰量与 2022 年需求总量之间还存在约 400 万桶/天的增长空间。

托底因素： 美国进入战略补库阶段。截至 2023 年 10 月，美国战略石油储备库存为 3.5 亿桶，已处于 20 世纪 80 年代以来 的历史低位水平，我们认为美国在完成国会授权的 2600 万桶战储出售计划后，或进入补库阶段。2022 年，美 国国会表示计划在 70 美元/桶左右的油价水平上进行补库。2023 年 6 月，美国战略储备在 73 美元/桶的平均水 平上进行了 300 万桶的补库，下半年计划再补充 1200 万桶原油，补库价格是国际油价的重要托底因素。

结论： 全球供需偏紧，油价或将持续高位运行。总体来看，产能周期引发能源通胀。我们认为，无论是传统油气资源 还是美国页岩油，资本开支是限制原油生产的主要原因。考虑过去全球原油资本开支不足，当前全球原油供给 弹性下降，而在新旧能源转型中，原油需求仍在增长，全球或将持续多年面临原油供需偏紧问题，中长期来看 油价或将持续维持中高位。本轮油价高位从根本来看，是产能出清、过去资本开支严重下滑引致的。在需求端 持续增长的前提下，若资本开支持续处于相对低位，则供给端紧张局面无法得到有效缓解，油价难以从高位下 降。

产能周期引发大通胀，看好原油等能源资源的历史性配置机会。中长期来看油价将维持中高位，未来 3-5 年能 源资源有望处在景气向上的周期，继续坚定看好本轮能源通胀，继续坚定看好原油等能源资源在产能周期下的 历史性配置机会。重点关注高油价+低估值+高股息持续兑现，成本有竞争优势的中国海油和具备采炼一体化， 垄断渠道优势的传统龙头中国石油、中国石化等。

2.2 油服：上行通道或将进一步打开

油田服务行业的景气度直接受到石油天然气的勘探及生产发展状况的影响，同时这些石油勘探、开发企业则直 接受到油价波动的影响。我们认为，油价可通过影响石油公司的资本开支，进而间接影响油服公司的订单和业 绩。

油服需求端： 截至 2023 年 9 月，新冠疫情影响或逐步减弱，美联储加息或已接近尾声，俄乌冲突对于全球能源贸易格局的 影响程度边际递减，油价的影响因素或将更加回归供需基本面的变化，在前述支撑和托底因素的共同作用下， 我们认为油价有望在中高位水平保持较长时期，上游资本开支复苏节奏在这样的预期和信心之下或将加快。特 别是此前能源转型节奏较快的欧洲油气公司的战略计划或已发生调整，BP 将其到 2030 年承诺的减排 35-40% 缩减至 20-30%；壳牌则宣布到 2030 年前不再进一步减少产量，相反会增加天然气产量。壳牌新任 CEO Wael Sawan 正重新关注化石燃料业务，并表示：“在未来很长一段时间里，世界都需要石油和天然气。因此，削减 油气产量是不明智的。” 相比于中东地区更为低廉的油气开采成本，美国页岩油成本较高，是油价处于中高位时重要的原油边际贡献增 量。而美国页岩油产区的成本抬升问题，也使得全球原油增产面临更高的资本开支边际增量。

1）资源劣质化问题逐渐凸显： 自 2020 年下半年以来，美国 Permian 地区库存井占美国总库存井量的比例从 2020 年 7 月的 40%大幅下降至 2023 年 7 月的 18%，这也说明美国页岩油公司优先选择优质区块进行库存井完井操作。随着优质区块库存井被 大量消耗，一方面，美国需要更多投资并依赖钻探新井完成原油生产，增产速度或将放缓，另一方面，优质资 源消耗也意味着资源劣化问题或将逐步显现，对于美国页岩油的生产成本和产量增长形成了一定挑战。 2020 年疫情期间，为压降成本，页岩油公司加大对优质地区油井的开发，导致单井产量大幅提升。2021 年初 至 2022 年，随着优质油井数量减少，美国页岩油主要产区的日均单井产量从高峰 1400 桶/天持续下降至不到 1000 桶/天，新增油井日产能力下降。油气公司需要更高的成本加快打新井，弥补过去优质油井的消耗，来实 现增产。

2）成本通胀问题依旧严峻： 根据达拉斯联储 2023Q1 调研显示，136 家美国页岩油公司中，30%认为成本是影响美国页岩油盈利以及进一 步增产的主要原因。相比疫情前，通胀引发的成本高位使得公司在增加同样原油产量下，要进行更大的投入。 随着劳动力成本的不断提升，以及水泥、钢材等相关原材料成本的提升，美国油气开采 PPI 仍处于高位水平， 美国油气生产商仍受成本通胀影响较大。2023Q1，美国页岩油勘探开发成本和租赁运营费用同比环比仍持续提 升，挤压油气公司实际资本开支水平，导致原油供给增量有限。

3）资源劣质化和成本通胀共同推动美国边际供应成本抬升： 根据达拉斯联储在 2023Q1 的调查数据，美国页岩油平均生产成本为 37 美元/桶，较去年 34 美元/桶上升了 3 美 元/桶。2023Q1，美国页岩油生产商新钻井的平均成本为 62 美元/桶，较去年 56 美元/桶上升了 6 美元/桶。

我们认为，一方面，石油公司对于油价信心的增强或可能会抵消其对于能源转型带来的对油气需求和资产搁置 风险的担忧，选择加大资本开支，维护国际市场供需平衡、实现公司利润的增长；另一方面，资源劣质化、原 材料和人工通胀也使得上游有效资本开支被挤压，也就意味着，相比疫情前，如今实现同样的产量增长，或可 能需要更大的资本开支。我们认为，在较长时期的中高油价水平预期和信心下，上游资本开支或将实现进一步 增长。

油服供给端： 海外油服板块资本开支恢复有限。我们统计了海外 24 家油服公司的资本开支情况，与油气公司资本开支趋势类 似，2014-2021 年，油服板块的资本开支持续下降。2022 年，受益于油价高企，油服资本开支明显回升，但尚 未恢复至 2019 年水平。2023-2024 年，根据彭博预期，油服资本开支仅维持在 80-90 亿美元，远不及 2011- 2014 年高油价周期水平，后续海外油服供给端增速或将有限。过去几年的油价低位以及行业资本开支腰斩推动 了油服产能陆续出清。

油服跟踪指标或已好转： 全球钻机使用率逐步恢复，钻井板块日费触底回升。使用率方面，2020 年全球钻机使用率显著降低，2021 至 今正逐步恢复。日费方面，油服行业日费于 2021 年触及底部，2023 年以来，自升式、半潜式钻井平台行业平 均日费均出现不同程度回升。我们认为，随着需求回暖和产能出清，全球钻机使用率出现改善、钻井板块日费 触底回升，油服行业拐点或已显现。

我们认为，在较长时期的中高油价水平预期和信心下，上游资本开支或将实现进一步增长。与此同时，油服行 业产能出清或已告一段落。油服行业产能利用率、服务价格已逐步提升，未来或将进一步迎来景气上行周期。 重点关注中海油服、海油工程在国内海上油气产量增长及南美等地区持续加大资本开支方面的业绩增长前景， 关注中油工程、中曼石油在国内分享增储上产红利和在中东、中亚地区开拓新领域、实现新突破方面的机遇， 关注杰瑞股份在国内及北美地区非常规油气开发及装备电动化方面的机遇。

2.3 炼化：行业结构调整推动龙头受益

“双碳”约束+供给侧发展受限，落后产能持续出清。2021 年 9 月以来，中共中央、国务院发布《关于完整准 确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，国务院发布《关于印发 2030 年前碳达峰行动方案的通 知（国发〔2021〕23 号）》，国家发展改革委发布《关于严格能效约束推动重点领域节能降碳的若干意见》和 《石化化工重点行业严格能效约束推动节能降碳行动方案（2021-2025 年）》，推动石化行业碳达峰，严控新增 炼油能力，到 2025 年国内一次加工能力控制在 10 亿吨以内，主要产品产能利用率提升至 80%以上，当前我国 炼能总量约为 9.23 亿吨，根据我们统计，未来或将有超过 1 亿吨左右的炼能待释放，供给侧峰值或将来临。而 在产能出清方面，多政策明确了未来石化产业落后产能出清指标，如在《产业结构调整指导目录（2023 年本， 征求意见稿）》中明确了，除特殊规定外，总体上 200 万吨/年及以下常减压装置应当在 2023 年底前淘汰完 毕，根据我们测算，预计到 2023 年底，国内或将淘汰 1500 万吨炼油产能；在《工业重点领域能效标杆水平和 基准水平（2023 年版）》政策中，对于炼油、乙烯、对二甲苯、PTA 等多种石化化工产品都明确了在 2025 或 2026 年底前完成技术改造或淘汰退出。我们认为，目前我国炼能格局呈现大规模增量产能限制，小规模落后产 能淘汰的局面，但国家也明确鼓励如高端树脂、高端化工新材料和绿色化学品的增量产能建设，行业高质量发展 是当前产业结构转型的关键路径，因此在供给侧发展受限的环境下，行业集中度有望进一步提升。

节能降碳约束背景下，龙头公司优势逐渐凸显。2022 年国家发展改革委等 4 部门联合发布《高耗能行业重点领 域节能降碳改造升级实施指南（2022 年版）》（下称“《指南》”），其中明确了炼油及乙烯行业的能耗标准 及改造指南，对于炼油行业，基准水平为 8.5 千克标准油/（吨·能量因数）；对于乙烯行业，能耗基准水平为 640 千克标准油/吨。截至 2020 年底，炼油行业能效低于基准水平的产能约占 20%，能效低于基准水平的产能 约占总产能 30%，《指南》提出，到 2025 年炼油领域能效基准水平以下产能加快退出，乙烯行业能效基准水平 以下产能有序开展改造提升，行业节能降碳效果显著，绿色低碳发展能力大幅提高。 同时，炼化一体化优势推动盈利增厚。一体化炼化项目可以获取整个产业链利润，一体化布局的产业链整体利 润水平高于单个产品竞争状态，同时可加强公司上下游议价权和抗风险能力，告别过去单个产品高度竞争的格 局，提高业绩的稳定性。

此外，东南亚炼能增量有限，海外炼厂及成品油出口企业机遇来临。供给端，2020-2022 年，受新冠疫情、需 求下降、低碳转型等一系列因素综合影响，东南亚和澳洲地区炼厂合计关停 3492 万吨/年。随着疫情的好转，东 南亚各国也正在逐步计划和投放新的炼化产能，但 2023-2024 年内投产计划有限，根据我们的整理，预计 2023- 2024 年分别将有 2106、498 万吨炼化新产能建成，合计 2604 万吨，炼能净退出量或达到 888 万吨/年。另外， 恒逸文莱二期 1400 万吨/年炼化一体化项目目前仍在审批中。从总体上看，未来新增炼能投产有限，或无法弥补 近年来退出的炼能供给。需求端，我们以东南亚地区主要的 6 个原油消费国（印尼、马来西亚、菲律宾、新加 坡、泰国、越南）及澳洲国家为例，2022 年东南亚 6 国及澳洲合计消费原油 3.24 亿吨，同比增长 7%，增量超 过 2000 万吨，但该地区 2022 年炼能为 5463 千桶/天（折合 2.72 亿吨/年），当前炼能无法满足下游消费需求。 此外，我们剔除 2020 年极端情况，自 2010 年来该地区原油消费量年均增速为 3%，特别在疫后复苏背景下，东 南亚地区原油消费弹性较大。我们认为，当前东南亚及澳洲主要消费国的炼能或已出现供不应求局面，未来东南 亚地区新增炼能不及退出炼能，叠加东南亚原油消费需求持续抬升，东南亚地区炼化有望迎来景气周期，国内企 业有望迎来成品油配额扩张和海外景气周期同步共振。

三、 精选能源板块相关优质股票：中证能源指数

3.1 指数基本信息

中证能源指数从中证能源行业内选择流动性和市场代表性较好的股票构成指数样本股，以反映沪 深两市能源行业内公司股票的整体表现，成分股共 22 个。该指数以 2004-12-31 为基日，以 1000 点为基点，发 布日期为 2009-07-03。

3.2、市值分布：成分股覆盖大中盘为主，大市值个股权重占比较高

截至 2023 年 10 月 19 日，指数的 22 只成分股自由流通市值合计约 38063 亿元。流通市值 100-400 亿之间的股 票有 13 只，流通市值 400-800 亿之间的股票有 3 只；流通市值在 1000 亿以上的股票有 6 只。权重占比前三中 国神华、中国石油、中国石化均超过 5000 亿市值。

3.3、行业分布：行业集中于煤炭开采、炼化贸易行业

煤炭开采、炼化贸易占比较大：根据中信二级行业进行分类，煤炭开采洗选行业权重和数量占比最大，权重和数 量占比分别为 57%、55%；其次是石油化工行业，权重和数量占比分别为 18%、14%。

3.4、估值水平：指数 PE 处于发布以来较低水平，处于机会区间

截至 2023 年 10 月 18 日，指数市盈率（TTM）为 9.61 倍，在指数发布以来的 PE 数据中位于 15.26%的百分 位。考虑到中位数为 14.80，机会数为 10.20 倍，当前指数仍属于机会区间。

3.5、指数成分股：精选能源板块相关个股，权重为行业龙头企业

目前，中证能源指数共有 22 只成分股，根据中信二级行业分类，成分股分别分布于煤炭开采洗选、石油化工、 油服工程、煤炭化工、石油开采Ⅱ、专用机械。值得注意的是，指数成分股权重占比较大的个股均为行业内龙头 企业：权重占比前 6 的公司有 5 家市值超过 1500 亿元，3 家超过 6000 亿元，一家超过 14000 亿元。

四、汇添富中证能源 ETF

4.1 产品基本信息

汇添富中证能源交易型开放式指数证券投资基金于 2013 年 9 月 16 日于深圳证券交易所上市，业绩比较基准为中证能源指数。汇添富中证能源 ETF 紧密跟踪标的指数，追求 跟踪偏离度和跟踪误差最小化。该基金属股票型基金,预期风险与预期收益高于混合型基金、债券型基金与货币 市场基金。该基金也为指数型基金,主要采用完全复制法跟踪标的指数的表现,具有与标的指数、以及标的指数所 代表的股票市场相似的风险收益特征。

4.2 产品业绩表现

截至 2023 年 10 月 18 日，汇添富中证能源 ETF 近 3 月收益率为 4.90%，近 1 年收益率为 4.70%，近 3 年收益 率为 99.41%，均高于基准指数和沪深 300。整体来看，汇添富中证能源 ETF 是市场上首批行业 ETF 之一，也 是较为稀缺的投资标的。

编辑：火腿肠