莱特币预计今晚减半，减半后矿机变废铁？
文 | 王也 编辑 | 卢晓明
出品 | Odaily星球日报（ID：o-daily）
“减半后别说 L3 变废铁 ，未出售的 L5 都得变废铁。”
矿工们似乎都很不愿意看到莱特币（LTC）减半的到来。
莱特币减半利好的消息已经被消化半年之久了，确实让不少散户投资者们在二级市场上尝到了很多甜头。最近，随着减半时刻临近，币价开始回调。
根据火币Global 数据显示，2 月 8 日，莱特币在 32 USDT 位置被急速拉升了近 23%，一直维持上涨行情，直到 6 月 22 日触及高点 145.8 USDT 开始回落调整。7 月 16 日，LTC 跌落至近 1 个月内最低点 75 USDT。现报价 94.88 USDT。
根据 Blockchair 数据显示，LTC 预计将于北京时间今日下午 6:00-6:30 减半。截止 8 月 5 日 16:00，LTC 当前区块高度为 1,679,806，平均出块时间为 152.92 s，LTC 将在区块高度 1,680,000 减半，大约剩余 2 小时 06 分。
8 月 1 日，莱特币创始人李启威已经在推特上宣布：“4 天内，我将把莱特币奖励减半，这是 4 年来的第一次。这应该有助于防止加密货币衰退的可能。我会在 2023 年再把它减半。”
当前莱特币挖矿奖励为 25 LTC（2500 美元），今年减半后则变为 12.5 LTC（1200 美元），年通胀率也会由目前的 8.94% 减至 4.26%。
但是今晚减半之后，矿工的苦日子似乎就要到了。F2Pool鱼池的创始人神鱼今日发微博表示，以当前莱特币币价，若今晚挖矿收益减半，莱特币 L3+ 矿机基本可以宣告关机。
莱特币在 2011 年 10 月 7 日随着创始块的产出而来到世上。
创始者 Charlie Lee（中文名：李启威）挖掘了 3 个块用于测试网络，在 2011 年 10 月 13 日在 Bitcoin Talk.org 论坛莱特币被正式公布。
莱特币没有白皮书，在很长的一段时间里，它都被称为是“比特币的山寨币”，中国社区还习惯将 LTC 称之为“辣条”。
因为是克隆了比特币的核心源代码，莱特币在很多方面与比特币类似，包括都采用了 PoW 共识机制，区块奖励最开始都是 50 枚，都是约每四年减半区块奖励直至所有的莱特币全部挖出。
与比特币不同的是，莱特币网络预期产出 8400 万个莱特币，是比特币发行货币量的四倍。莱特币网络每 2.5 分钟（而不是 10 分钟）就可以处理一个块，提供了更快的交易确认。莱特币在工作量证明算法中使用了由 Colin Percival 首次提出的 Scrypt 加密算法，相比于比特币使用的 SHA256 算法，Scrypt 算法对挖掘处理能力要求不高，只需要高速访问内存，更容易在普通计算机上挖矿。
历史上，比特币经历了 2 次区块奖励减半。2012 年 11 月，比特币区块奖励经历第一次减半，一年后比特币价格突破 1000 美元，创下历史新高；2016 年 7 月，比特币区块奖励第二次减半，此后一年（2017 年）比特币价格一路上扬，最终突破 2 万美元。比特币的下一次减半会发生在明年（2020 年）5 月份。
莱特币在历史上只经历过一次区块奖励减半，发生在 2015 年 8 月 26 日，莱特币的区块奖励由 50 个减半到 25 个。
我们看一下 2015 年 LTC 减半行情价格的市场走势。
上次减半行情差不多是在 5 月 22 号启动，距离减半 96 天左右。到达最高点位 7 月 10 号，持续 50 天左右，距离减半 46 天。
从 2015 年 4 月 13 日到 5 月 21 日，莱特的币价在 1.35 美元到 1.5 美元之间，最终在 2015 年 5 月 22 日爆发，在此后的 48 天时间里，LTC 从 1.46 美元飙升至 8.97 美元，涨幅为 513%，在 2015 年 7 月 9 日达到顶峰后，即在“减半”前一个半月。
LTC 在到达最高点之前有典型的五次上涨高潮，自媒体“阿特拉斯日记”将这五次上涨高潮统计了出来：
图片来自于“阿特拉斯日记”
5 月 21 号 17 点到 5 月 23 号 17 点：1.46 美元到 1.88 美元，涨幅 29%；
6 月 15 号 17 点到 6 月 17 号 17 点：2.01 美元到 2.98 美元，涨幅高达 48%；
6 月 29 号 14 点到 6 月 30 号 14 点：3.05 美元到 4.26 美元，涨幅高达 40%；
7 月 5 号 5 点到 7 月 07 号 5 点：4.09 美元到 5.66 美元，涨幅高达 38%；
7 月 8 号 13 点到 7 月 10 号 13 点：5.17 美元涨到 8.56 美元，涨幅高达 65%。
此后 LTC 回落了 76.24%，减半当日跌至 3.02%，并在接下来的几个月里，在 2.87 美元和 3.24 美元之间徘徊。
产量减半从理论上来说会导致供需不平衡，价格上涨，但实际情况却有很多影响因素，2015 年莱特币减半从其价格表现上可以看出，减半后并没有发生价格上涨，反而有些跌幅。
OKEx Research 针对市场的这种反应做了三方面原因的解读：
一、在这之前，LTC 已经进行了充分的上涨，7 月 10 日曾达到当时最高点 8.967 美金，市场预期已经得到了充分的体现。
二、当时整个数字货币的体量还十分小，应用场景也很有限，过度的炒作使其价格过多偏离价值，实际需求占比很小，减半影响甚微。
三、当价格没有上涨的情况下，减半致使矿工立减一半，高成本的矿工将入不敷出，只得选择关机。而实际上，LTC 算力在减半后有一定幅度的下降，价格受此影响反而持续走低。因此 8 月 27 日，莱特币已经迎来了减半之后的第一次难度调整，降低 7.61%。
我们再看一下这一次的减半行情的走势，此次减半行情从今年 2 月 7 号启动，距离减半 6 个月左右。
年初，Odaily星球日报就曾报道过 LTC 的大涨行情，当时币印矿池最先拉起一个莱特币炒币群。群名为“莱特币减半预热群”，管理员刷屏式发口号：辣条（指 LTC 莱特币）一万八，今年一起发。币印矿池挖，收益顶呱呱。半年盘辣条，盘到八月八（莱特币当时预计减产时间）。
到目前为止的最高点位 6 月 22 号的 140 美元，距离减半 44 天。我们可以看到到现在为止出现了四次币价上涨高潮，而且每一次间隔的时间都比上次长了。因为我们有了上一次的经验，所以这次减半预期其实是提早启动了，上次是提早 3 个月，这次是提早了 6 个月，时间早了一倍。
图片来自于“阿特拉斯日记”
2 月 7 号到 2 月 11 号：33 美元到 46.8 美元，涨幅 42%；
4 月 2号到 4 月 4 号：65 美元到 94.3 美元，涨幅 45%；
5 月 23 号到 5 月 26 号：86 美元到 116 美元，涨幅 35%；
6 月 7 号到 6 月 12 号：103 美元到 140 美元，涨幅 36%。
对于这次 LTC 减半后的后市走势，Odaily星球日报收集了几位分析师的观点，大多分析师认为，减半行情消耗得差不多，落地之后应该会有所回调，但分析师陈正认为此次减半后的 LTC 走势与 2015 年减半后的币价走势相比更加乐观。
“2015 年当时在 7 月初急冲见顶，后来大跌，接着横盘震荡了一年多时间。这一次 LTC 减半在 6 月 22 日就见顶，且见顶前的走势已经很迟缓。市场应该是担心走 2015 年后面的走势，所以这轮调整幅度比较大。”分析师陈正说道。
Coindesk 分析师 Omkar Godbole 分析道，“在（上次）奖励减半后，LTC 的价格仍在 2.5 美元至 5.5 美元的窄幅区间内徘徊，直到 2017 年 4 月才出现强劲的买盘。如果历史可以作为参考，那么 LTC 可能会在下周减半之后出现横盘趋势，除非 BTC 向 2 万美元的新高点迈进。”
图片由陈正提供
不过陈正还分析道：“对比这两次走势，这一次 LTC 的走势相对强得多，已经超越了对数字黄金分割比例的 0.618 倍反弹，所以我认为这次减产的后市走势要比 2015 年减产后的币价走势要乐观。上一次 LTC 要到 2017 年 4 月初才再次启动升破 2015 年反弹高位，这一次就不用了，估计几个月就可以了。”
虽然减半后价格不一定会冲高，但分析师认为“底部均价”可能会被重塑。
根据 OKEx Research 的分析，从莱特币历史底部价格分析图的数据看，最近的底部价格区间是 23.15-41.81 美元，底部围绕均价在 32.49 美元上下。这个价格与我们上文计算得出的“挖矿成本底”的关机价格 37.63 美元差值仅为 5.14 美金。在看四年前减产前后，底部价格发生的变化。减产前，底部价格围绕在 1.80 美元上下。奖励减半之后，底部价格有所抬升，围绕在 3.88 美元上下，是减产前底部均价的 2.15 倍。
依照历史数据变化规律，OKEx Research 预测新一轮的莱特币减产，大概率也会重新构筑新的“挖矿成本底”。
商品价格受供求关系的影响，围绕价值上下波动，是价值规律的表现形式。挖矿成本底的上升将促使 LTC 围绕更高的价值线上下波动。
挖矿奖励减半会降低莱特币的通胀率。根据 Coindesk 报道，目前莱特币的通胀率约为 8.94%，8 月份挖矿奖励减半之后，通胀率会下降到约 4.26%。
“每次减半之后，新币的供给都会减半，而需求并没有变化，价格必然翻倍。价格翻倍会吸引更多的人来投资和投机，所以减半之后价格不是简单的翻倍，是长期的利好效应。”分析师吴洋说道。区块奖励减半，影响最大的莫过于矿工。
减半会引起供求关系的变化莱特币挖矿奖励减半还会影响到市场的供需关系。在经济学上，一般认为价格由供给和需求决定，如果需求不变，供给减少，价格就会上涨。很多投资者据此得出“莱特币挖矿奖励减半后价格会上涨”的结论。然而，这个规律在加密货币的时候却没有那么“立竿见影”。
区块奖励减半，影响最大的莫过于矿工。
“减半后我会饿死，按照减半后的矿工奖励，我会裸体的。”矿工李宏飞对 Odaily星球日报表示道，李宏飞将手中的 LTC 赶在今年 6 月 LTC 行情还不错的时候出手了一部分，以防临近减半之日，利好出尽，LTC 价格反而大跌。他还告诉我们目前莱特币矿机价格已经掉到了 350（元）一台。
“我个人相信以目前的价格，减产肯定会令到很多矿工离场，当前最快的矿机蚂蚁L5（未流出市场），一天收益 0.05 LTC 约 30 块人民币，减半后旧的机器 L3+ A4 等，才 5 块钱一天，矿场没理由会浪费电力做没利润的事情。”一位挖 LTC 的前矿工王成对 Odaily星球日报表示道。
“减半后别说 L3（莱特币目前主流矿机）变废铁 ，未出售的 L5（莱特币即将推出的第五代新型矿机）都得变废铁”。有矿工在莱特官方微信社群唏嘘道。
F2Pool 联合创始人神鱼在微博上表示，以当前莱特币币价，若今晚挖矿收益减半，莱特币 L3+ 矿机基本可以宣告关机。
莱特币区块奖励减半后，如果算力和挖矿难度维持不变，对矿工而言，挖矿的成本将会翻倍。
虽然价格不完全由挖矿成本决定，但是挖矿成对价格还是有相当大的影响的，因为矿工按照原来价格抛售新币意愿降低了。
在应用场景未成为主流之前，矿业必然是加密货币少有的“基本面”之一。他们筑成了所谓的价格硬底，也随着市场洗牌而进化或退出。
注：文中陈正、王成和吴洋均为化名。
参考文章：
《莱特币8月减半是否值得期待？一文说透莱特币》
《LTC减半行情什么时候结束？我们什么时候可以提前清仓？》
OK Research：《莱特币（LTC）现状调查研究》
2023年矿卡还能买吗
上个月（9月）瑞士的安永咨询发布2023年传统采矿和金属行业的商业风险和机遇的数据，虽针对矿业、金属业，但我认为可以应用在一般传统行业。
机遇与风险
上图列举2022和2023年不同的十大商业风险和机遇。这个表反映出快速变化、动荡不安的世界里，大家关注的优先顺序，并且总结了几个个趋势，我挑出一般传产业较常面对的，以及我在工作上的心得:
趋势1. ESG
展望2023年，ESG仍然是大家最大的关注，已成为企业战略的一部分，其范围和复杂性不断扩大，要求改进报告和透明度的压力也在增加，这是挑战也是机遇。
一些ESG要求改进领域如提高多样性、公平性和包容性，对传统资源行业都是要关注的挑战。下图是列举投资者最关心的问题，其实大部分也是传统产业所面对的，是很好的参考。
趋势2. 地缘政治
在全球不确定性中，地缘政治问题已从今年第四位飙升至2023年第二位。俄乌、中美关系和不断上升的资源民族主义，将地缘政治推上了更高的位置，必须要更深刻地理解对商业战略的影响。全球chongtu和贸易紧张，更突出了加强内外部关系的机会。
趋势3. 气候变化
Net-Zero零净排放已是全球共识，但往往需决心实践。明确订定减碳时间表，提前了解包括CCER、碳抵消，建立价值供应链。从这点看出大部分的传统企业在面对气候变化是一片空白，如何协助这些企业，是很大的产业机会。这个产业才刚刚开始，鼓励有兴趣的童鞋深入了解。
趋势4.供应链
国际社会混乱、yiqing，带来了加快供应链转型的紧迫性。更创新的、更紧密的供销关系来降低供应链风险。我们公司最近经手的能源项目，就是因为旧的供应链才打破，新的供应链建立默契中，原来简单的事变得复杂，所以特别有感。
上线一年即放弃，英特尔宣布停止生产比特币挖矿系列芯片
（报告出品方/作者：华泰证券，王帅）
我们预计中国动力煤供需将逐步宽松化，虽然动力煤价格 4Q22 仍然会受到潜在产地疫情 和安全事故带来的供给扰动、水力发电量大幅减少以及传统冬季取暖的旺季需求的强力支 持。显著提升的国内煤炭库存显示增产保供和产能核增发挥了一定的效力，但整个市场参 与者对煤炭供给紧张的预期未变使得库存的提高还没有对价格产生抑制作用，同时产能核 增严格的制度审批流程也使得部分核增产能未能充分释放产量。然而我们认为 2023 年煤炭 市场最重要的变量是需求侧而非供给侧，潜在海外衰退发生会推动煤炭供需宽松化从而驱 动现货价格中枢下移，2024 年起全球新能源装机量的显著提升将能够满足绝大部分的能源 增量需求从而对煤炭需求的增量产生显著的抑制作用。
我们基准假设下的 2023 年动力煤平均现货价格下移意味着对市场化价格销售占比较多的 煤炭公司带来的盈利压力相比中长期合同占比较高的煤炭公司更大，这和 2021 年以来市场 化价格销售占比较高的煤炭公司更受益相反。我们预计 2023 年现货动力煤平均价格为 950 元/吨，仍将高于 570-770 元/吨的中长期价格区间，意味着目前 720 元/吨的中长期合同价 格下行空间非常有限，即使我们不能排除价格会下移。我们调整行业首选从兖矿能源和陕 西煤业为中国神华和中煤能源，因为两者更高的中长期合同占比（70-80%）和中国神华潜 在的高分红比例。
2021 年以来，在结构性（资本开支长时间不足）、周期性（应对疫情的流动性宽松共振带 来的需求强劲增长）和扰动性（俄乌冲突带来的欧洲能源产运扰动）三大因素的驱动下， 中国及全球煤炭价格进入了超级繁荣周期。即使 4Q22 煤价大概率维持强势，但我们认为 中国煤炭行业 2023 年起供需将有一定幅度的持续宽松化，北港 5,500 卡动力煤均价或从 2022年的1,250元/吨下移至950元/吨，虽然仍高于570-770元/吨的中长期合同价格区间。 中国产能核增和新增产能仍将边际上贡献供给增量，但更为关键的是我们认为海外经济衰 退的背景下，全球煤炭行业将迎来需求的逆风，需求侧将是 2023 年全球煤炭市场的决定变 量，虽然坚实的供给侧将给予煤炭价格支撑避免出现大幅回落。不考虑海外衰退的情形下， 我们预计 2023/2024 年中国新增煤炭产能为 7,630/7,920 万吨，而新增煤炭需求为 4,406/3,382 万吨。核增产能会带来进一步的产量增加，但会被潜在的生产扰动以及部分煤 矿自然衰竭部分所抵消，中国煤炭行业会呈现逐渐的供需宽松化，煤炭中枢价格有望持续 下移。
2023 年或是中国煤炭行业强α（坚实的供给面）和全球宏观弱β（潜在海外经济衰退）相 较量的一年。2020年全球应对疫情下的流动性宽松共振带来 2021年经济和能源需求繁荣， 但应对通胀高企下全球大幅度加息和流动性收紧或驱动海外经济衰退。华泰宏观认为高通 胀周期往往以经济衰退为终局。海外衰退将从隐含能源净出口减少、潜在煤炭进口量增加 以及国内经济增速降低消减煤炭用量三个路径影响国内煤炭市场需求。我们的分析显示， 如果海外衰退发生，国内的煤炭消费减量或将至少达到 5,000-6,000 万吨，并或引致 2,000-3,000 万吨的进口量增加。2022 年是煤炭市场超预期因素发生较多的一年，但其中 绝大多数利好煤炭供需（高温干旱带来的强电力需求和水电的大幅减少，以及由于俄乌冲 突带来的有利于煤炭的能源替代），2023 年基数效应可能使得这些因素带来的正面效应衰 减，其中俄乌冲突是低可预测性的重大变量。
在应对疫情的流动性宽松共振带来的能源需求强劲增长、传统能源长期资本开支不足下的 有限新增产能以及激进能源转型下但新能源装机规模仍较小共同作用下，2021 年起传统能 源迎来价格繁荣周期。但石化能源价格大涨同时也将刺激新能源装机的强劲增长，同时中 国硅料瓶颈消除也会带来光伏项目收益率的改善，全球新能源装机量预计进入快速增长轨 道。新能源装机量的量级决定了传统能源价格繁荣周期的时间长度。我们预计 2023 年起， 海外的新增光伏/风电装机将基本满足海外国家年度电力需求增量，而中国从 2024 年起新 增可再生能源发电量可以满足 85%以上的年度用电需求。我们预计 2024 年中国/海外的光 伏/风电装机量分别达到 150/77GW 和 256/58GW。
我们认为 4Q20 以来全球煤炭价格的持续上行主要由三个因素（结构性、周期性、扰动性） 驱动：1）全球急迫的能源转型心态导致传统能源资本开支在较长时间内处于低位所导致的 产能增加不足 2）2020 年为了应对 Covid-19 疫情的公共卫生危机的全球流动性宽松共振 所导致的能源需求非常强劲的增长 3）2022 年 2 月底开始的俄乌冲突对于全球天然气和煤 炭造成的产运扰动进一步推动全球供求的收紧。我们认为由于全球长时间的传统能源资本 开支不足导致的新产能较低水平增加将持续，但存量产能的产量扩张可以阶段性的缓解供 需矛盾；疫情之后全球流动性宽松共振所驱动的异常强劲的需求增长不可持续，并且在加 息和流动性收紧背景下可能会出现海外衰退下的全球电力需求低速增长甚至海外国家阶段 性负增长；俄乌冲突将是最不可预测的变量，有可能持续时间和影响程度进一步超预期， 但也可能出现冲突缓和的发生，事件如何发展具有较低的可预测性。
能源转型背景下，传统能源非常低的资本开支所带来的非常有限的新产能增加是本轮煤炭 价格大幅上行的结构性驱动因素。全球传统能源的新开发绿地项目面临融资、环保、社区、 碳排放、社会舆论、市场定价的多重约束，叠加 2020 年疫情之前全球长时间低迷的煤炭需 求和行业盈利使得传统能源开发商再投资的能力和意愿都比较低，同时由于煤炭和其他传 统能源的项目建设长周期的特点（往往需要 3-5 年甚至更长的时间），使得之前的低资本开 支直接导致了目前以及未来几年相对有限的新增产能，这将构成煤炭行业较长时间相对坚 实的供给面基础（当然存量产能的产量提升可以阶段性的提升供给）。
而 2020 年全球为了应对公共卫生危机的流动性宽松共振是本轮煤价大幅上行的周期性驱 动因素。疫情发生后美联储和欧央行史无前例的大幅扩张资产负债表，中国政府也注入大 量流动性并且放松房地产行业政策来稳定经济。全球经济在非常宽裕的流动性支持下出现 了明显的复苏，尤其是中国经济在房地产强劲增长和出口红利凸显的背景下，对能源的需 求也出现了强劲的增长。全球在 2011-21 年电力需求保持约 2.5%的复合增长率，但 2021 年全球电力需求强劲增长 6.2%或 1.58 万亿 kWh，即使考虑 2020 年的下滑带来的低基数 效应，两年复合增长也超过了过去 10 年的平均增长速度或者增长量。而全球煤炭产量在 2011-21 年的复合增速只有 0.3%，2021 年煤炭产量在强劲电力需求增长下也只比 2019 年 增长 0.8%到 81.7 亿吨。全球煤炭行业产生了严重的供求错配从而导致煤炭价格出现强劲 增长。
2022 年 2 月底俄乌冲突的发生则是本轮能源价格大涨的重大上行扰动因素，尤其对欧洲高 卡煤炭。俄罗斯是全球最重要的能源生产国之一，对全球能源的产运秩序有非常大的影响。 2021 年俄罗斯煤炭、天然气、石油占全球总产量的 5%、17%和 13%，欧洲煤炭、天然气、 石油进口量的 51%、34%和 26%来自于俄罗斯。俄乌冲突后，欧盟、美国和七国集团对俄 罗斯实施了一系列的制裁措施，其中包括对俄罗斯煤炭和石油的进口制裁措施。8 月 10 日 起禁止进口来自于俄罗斯的煤炭，12 月 5 日起将禁止进口海上运输的俄罗斯石油。天然气 方面，北溪一号事件以及其他管道天然气产运扰动带来了俄罗斯往欧洲输气量的大幅度下 降和产量损失。由于俄罗斯在全球一次能源供应市场的重要地位以及欧盟对于俄罗斯一次 能源需求的依赖性，并且考虑到由于运输限制全球其他能源消费国无法立即吸纳欧盟空出 的市场供给，使得俄罗斯的一次能源供应减量成为现实，从而加剧了全球本已经处在紧平 衡的能源供需的紧张程度。但俄乌冲突未来如何发展，我们认为可预测性相对比较低，虽 然俄罗斯总统普金在 9 月 16 日称希望尽快结束俄乌冲突。但如果俄乌冲突进一步加剧，且 欧盟、美国和七国集团加大对俄罗斯能源的制裁，将毫无疑问进一步在供给端冲击全球的 有效产量。
2022 年初至今，多重上行扰动因素支撑煤价高位运行
2022 年年初至今，中国和海外煤炭价格延续 2021 年 4 季度以来的强劲势头总体维持高位， 但海外煤炭价格受到俄乌地缘冲突带来的煤炭和天然气产运扰动相比中国煤炭价格更为强 劲。回顾年初至今，中国和海外煤炭市场受到多重上行/下行超预期的扰动因素，且上行扰 动因素远多于下行扰动因素，给本已处于紧平衡的全球煤炭市场非常强的供求支撑，也直 接导致了中国煤炭价格的高位运行和海外煤炭价格尤其是高卡煤炭价格的持续攀升。中国 煤炭北港 5,500 卡价格在 2021 年 10 月 20 日触及 2,593 元/吨的高位后，在政策干预以及 产能核增释放产量下出现快速下行，叠加去年冬季相对偏暖的天气，价格在 2022 年 1 月初 触及了 793 元/吨的低位，但自此煤炭价格在更多的超预期的利好因素带动下逐步上行并稳 定在高位。1 月份印尼出口禁令使得全球海运煤市场供给减少；2 月份中国的极寒天气和全 球相对偏冷的天气带动了煤炭和电力的消费；3 月份俄乌冲突爆发使得全球价格在预期推动 下进一步上行并且国内外价格倒挂使得中国进口量减少；4 月份上海疫情对中国的煤炭和电 力需求带来负面冲击，但这也是年初至今煤炭行业少有的负面冲击；7-8 月份全球遭遇极端 高温干旱天气直接带动了制冷用电大幅上行且水力发电大幅下行，中国 7 月和 8 月的居民 用电增速同比高达 26.8%和 33.5%，7 月和 8 月第三产业和居民用电量合计增量占到当月 全社会用电量增量的 85%和 69%；同期以北溪一号为标志的俄罗斯天然气产运扰动升级带动了全球天然气的供求紧张并且推动了天然气/煤炭在发电领域的一定程度上的替代；8 月 份中国主要煤炭产地发生强降雨、安全事故增多以及阶段性的疫情发生都对供给端造成了 一定的影响，对本已经在高温干旱天气下紧张的煤炭供需关系产生了进一步的促进作用， 从而助长了月份的动力煤价格的超预期上行。
存量产能的产量扩张阶段性的缓解供求紧张
2021 年全球煤炭价格在供需错配下的大幅增长后，煤炭供给也有所反应。虽然新增产能时 间上来不及且数量上也不足够去适应需求的变化，但煤炭行业的特点是产能发挥具有一定 的弹性，尤其是露天煤矿以及中国的煤炭产能，阶段性的煤矿增产可以缓解供需矛盾，虽 然煤炭的增产无法重复多次使用。今年以来，全球两个主要的煤炭生产国-中国和印度的煤 炭产量都实现了显著的增长，一定程度上缩小了全球煤炭市场的供求缺口，使得全球大部 分的煤炭价格没有出现类似欧洲天然气那样的失控式上涨（除了欧洲高卡煤炭价格）。
中国从 4Q21 以来，依靠体制优势和制度强势，迅速通过产能核增的方式来进行增产保供。 4Q21 一共核增了 7 批共约 3.1 亿吨的煤炭产能，2022 年以来据国家能源局网站披露，一 共核增了约 27,225 万吨的产能。虽然部分的核增产能带来的产量增加因为各种原因并没有 与产能核增的幅度相匹配，但毫无疑问中国政府的强力产能核增还是带来了显著的供给增 量，反映在中国的煤炭库存在今年同比去年有了明显的提升。据金正能源全社会煤炭库存 数据，九月初统计的库存比去年同期高约 4,600 万吨。CCTD 的 25 省终端用户库存数据也 显示十月初的库存比去年同期增加了约 4,200 万吨。历史比较看，目前的库存水平处在 2018 年以来相对中高的位置，今年增加的部分产能提升了去年较低的库存水平。
我们认为通过产能核增来提升产量不是长久之计，因为产能核增只能解决阶段性的供求矛 盾，一个煤矿不可能多次进行产能核增，而且部分煤矿在正式核增前或已经按照核增后的 产能进行生产，产能核增或只是超量生产的确认或者是“表外转表内”的获许，这也是为 什么产能核增规模很大但并没有对煤炭供需和煤炭价格产生明显的抑制作用的原因之一。 但我们认为中国仍然有空间进行一定程度的产能核增和产量提升。一方面部分省份仍有进 一步产能核增的空间，例如 9 月 14 日新疆发改委披露积极争取国家同意将 12 处共计 6,350 万吨产能的煤矿纳入到具备增产潜力煤矿名单；同时，目前已经核增产能的煤矿如果要实 现达产满产，还需要获得环保、国土、安监、用地等方面的审批以及置换产能指标的获取。 这些程序和指标的获取需要一定的时间从而一定程度上减缓了产量提升的速度。尤其是置 换产能指标的获取，在 2016 年以来持续淘汰落后产能的背景下（十三五我国淘汰落后煤炭 产能达 10 亿吨以上），可以用来作为置换产能的煤矿数量和产能规模大幅度下降，从而对 通过产能核增提升煤炭产量有一定的影响，虽然国家在之前审批的几批核增产能明确说明 可以边组织生产边办手续，将产能置换完成的时间适度推迟。如果后续对于新建产能或者 产能核增在产能置换指标要求方面有所放松或者在产能核增的审批流程方面有政府工作效 率的提升，也会对我国煤炭产量的提升有所帮助，从而缓解目前的供求紧张程度。
2023/2024 预计中国新增煤炭产能 7,630/7,920 万吨
煤炭行业过去几年资本开支不足叠加较长建设周期所导致的未来几年新增产能相对有限是 市场的共识，我们也持同样的观点。但虽然年度新增产能的量级无法和 2016 年以前动辄 1-2 亿吨甚至更多相比，我们认为 2023 年起未来几年中国煤炭年度平均新增产能或将维持 在约 7,000-10,000 万吨左右的水平，这要比市场非常低的年度新增产能预测要乐观不少。 我们详细的煤矿产能跟踪表分析显示，2022/2023/2024 年中国预计新增煤炭产能为 4,410/7,630/7,920 万吨，新增产能来自于新疆、内蒙古、陕西、山西四个煤炭主产区的比 重分别为 18%、21%、28%、18%，剩余的 15%来自于甘肃、贵州、宁夏、山东、青海和 云南等煤炭生产省份。2025 年及之后的 2-3 年维持 7,000-10,000 万吨/年的投产规模也是 大概率事件，因为中国仍然有将近 5-6 亿吨左右的已批准但目前在建或者拟建的煤矿项目。 尤其对于审批的露天煤矿，由于露天煤矿建设周期也就在 2 年左右，显著低于井工煤矿 3-5 年的建设周期，如果在建露天煤矿的各种能够有较高的效率，我们认为中国未来 几年保持每年 7,000-10,000 万吨/年的新增产能是完全可能的。
从供给减量的角度来看，存量产能的衰竭关闭和生产扰动造成的产量减量是产生供给减量 的两个主要因素。存量产能的衰竭关闭是每年都会发生的供给减量，但中国从 2016 年供给 侧结构性改革以来，已经很高强度的关闭了大量的小型煤矿，煤矿的主产区山西、内蒙、 陕西、新疆 60 万吨/年规模以下的煤矿占比已经很低（陕西披露截至 2021 年底，60 万吨/ 年以下煤矿产能为 3,740 万吨/年，仅占陕西省煤炭总产能的 5.25%）。而中大型煤矿在设立 之初一般矿井设计生产年限会相对比较长，虽然类似山西生产年限较长的煤矿占比远比陕 西、内蒙和新疆要大，但我们预计中国每年因为产能衰竭关闭的煤矿产量规模和新增产能 规模相比将相对有限。生产扰动造成的产量减量我们认为是每年产量减量的主要贡献因素， 但由于每年都有各种因素造成的产量减量，是否有较大量级的产量减量增量要看是否有新 的产量减量因素或者原有的产量减量因素是否发挥了更大的影响力。2022 年 5 月《鄂尔多 斯市煤炭增产保供稳价工作实施方案的通知》中详细披露了影响产能发挥的主要因素，包 括：1）露天矿土方剥离不及时 2）征地和临时用地需要批复 3）林草地手续办理 4）煤矿 地质条件影响 5）安监、环保等手续办理 6）产能核增手续办理以及产能置换指标落实 7） 采矿证手续办理等因素。同时，2022 年产地疫情对于生产的扰动影响也比 2020 年和 2021 年要大，尤其是 8 月底和 10 月初煤炭主产地受到疫情影响造成部分矿井的停工停产，对本 已紧张的供给面产生了进一步的冲击。目前煤矿的生产需要严格遵守相关制度规定，任何 的证件或者相关工作没有做到位，都有可能造成煤矿的临时性停产从而产生产量损失。对 于因为矿井衰竭和生产扰动造成的额外产量损失，我们无法做一个精准的量级判断，但我 们认为相比 7,000-10,000 万吨/年的新增产能相比，量级相对较小，但需要紧密跟踪。
从全球来看，主要的煤炭生产国除印度以外新增产能普遍较少。根据 IEA 的统计，未来几 年全球较高概率投产的以出口为导向的新增煤炭产能预计在 9,500 万吨，主要分布在澳大 利亚、俄罗斯、南非和美国等国家。印度可能是全球主要煤炭生产国中扩产意愿和能力最 强的国家。印度目前每年进口煤炭大约 2 亿吨左右，而印度政府的目标是实现能源完全自 给来确保能源安全。印度煤炭部最近表示，为了保障国家能源安全，计划将煤炭产量从去年的 8.11 亿吨提升到 2024-2025 财年的 12.3 亿吨。我们认为印度提升产量的计划有一定 程度的激进，但也反映出印度提升产能和产量的意愿和决心。今年前三个季度，印度煤炭 产量同比增长 13.6%到 6.74 亿吨，也显示出印度煤炭产量扩张的潜力和动能。如果印度实 现了煤炭的自给，那也就意味着全球海运煤市场将减少约 2 亿吨的需求，这对于约 12 亿吨 总量的海运煤市场将产生较大的冲击。另外，根据 Global Energy Monitor 的数据显示，剔 除中国之外的全球目前在建的煤矿产能在 1.49 亿吨，和 IEA 统计的数据基本相当。但除中 国之外，全球仍有 2.5 亿吨已宣布的煤矿项目，6.06 亿吨正在勘探的项目以及 2 亿吨获准 开发的煤矿项目。
在不考虑海外衰退的情形下，我们认为 2023-25 年中国动力煤需求虽然保持增长，但年度 增量将逐步走低。2021 年在电力用煤和非电用煤共同强劲增长的驱动下，中国年度动力煤 消费增长高达 24,395 万吨，显著高于 2017-2020 年 9,239 万吨的年度平均需求增量，叠加 “内蒙古倒查 20 年”带来的供给约束，直接导致了 2021 年 9 月起煤炭价格的失控式上涨。 然而我们认为 2021 年异常强劲的动力煤年度需求增量不可持续，在可再生能源电力快速扩 张、燃煤发电增量逐步减少，非电用煤增速放缓甚至阶段性负增长的背景下，我们预计 2022-2025 年年度新增动力煤需求量分别为 7,432 万吨、4,548 万吨、3,541 万吨和 1,376 万吨，年度动力煤需求增量逐年走低，中国动力煤需求量或在 2025 年见顶，如果中国经济 没有超预期的增长的话。
我们认为 2023 年中国煤炭需求小幅增长 1.20%或 4,548 万吨的年度需求增量，中国地产将 是决定 2023 年中国煤炭需求的关键国内经济变量，因为中国地产的状况将直接决定水泥和 钢铁非电用煤需求量的增速以及工业制造业中与地产高度相关的行业的用电需求增速。地 产销售是地产行业最领先的指标并对地产新开工、地产投资等具有先导意义，同时考虑到 本轮地产销售对地产投资历史上 2-3 个季度的领先时间以及本轮地产下行周期地产开发商 主动缩表的意愿和动力，如果地产销售不能够快速复苏，2023 年我们或看到地产投资继续 承受下行压力以及地产投资相关的原材料需求进一步小幅下滑。我们预测 2023 年地产销售 和 2022 年持平，水泥和钢铁产量相比 2022 年基本持平。
在不考虑海外衰退的情形下，我们预计 2022-2025 年中国全社会用电量增速达到 5.3%、 4.5%、4.2%和 4.3%，年度用电量增量分别为 4,434\3,935\3,851\4,090 亿度电，用电量增 量水平相比 2010-2021 年年度平均 3,934 亿度年度用电量增量持平或略高。中国的高耗能 产业用电量增速将受到中国地产下行以及中国经济整体增速放缓的影响而维持低增速。而 高技术及装备制造业用电量增速能够维持 6%左右的复合增长率，基于中国制造产业升级和 强大的制造业出口竞争力。消费品制造和其他制造行业我们认为维持 3-5%的年度复合增长 率，基于消费低速但持续的增长潜力。总体来看，我们预计第二产业在 2023-2025 年用电 量增速将为 2.9%/3.7%/2.6%/2.7%，相比 2016-2020 年的平均增速 9.5%将有显著下行。 2022 年中国的高温干旱带来居民用电量和三产用电量非常强的增长，7-8 月份中国的第三 产业以及居民用电量同比增长了 15%和 34%；同时由于高温和干旱，直接导致了水电发电 从 7 月开始出现明显的同比下降，间接的带动了火力发电的同比大幅增长，但高基数效应 可能导致 2023 年第三产业和居民用电或实现略低的增长速度，但 2024 年基数效应消除后 我们认为第三产业和居民用电将能够实现 6-8%的复合增长速度，基于对于夏季制冷和冬季 制热用电需求的持续提升以及制冷设备的更广泛的使用。从 2010 年以来，中国年度用电量 出现强劲增长的年份一般都伴随地产的强劲增长和地产驱动的经济强劲复苏，国内角度来 看，地产仍然是对经济和用电量增长影响最大的变量。在地产销售面积稳中有降的假设下， 我们认为中国的用电量增长也很难出现强劲增长的状况。
从电力供给来看，可再生能源装机的快速增长将贡献越来越大比例的全社会电力供给总量， 光伏和风电将是可再生能源发电增量的主要贡献力量。2021-2022 年是中国水电站投产大 年，我们预计分别投产 20.6GW 和 15.3GW 的新增装机量，但 2023 年预计仅有 0.5GW 的 新增装机量，2024 年和 2025 年恢复到 6.2GW 和 8.1GW 的装机量投产。2026-2030 年我 们预计年均水电装机量将维持在 5-10GW 的水平，类似于乌东德或者白鹤滩之类的超大型 水电站在 2030 年之前将不再出现。水电发电跟高山融雪产生的来水量和降雨量产生的来水 量高度相关，一定程度上是“看天吃饭”。2022 年的自 1961 年以来最严重的高温干旱导致 8 月起全国水力发电尤其是湖北地区的水力发电大幅下降。未来水力发电除了新增装机因素 外，来水量将是一个非常重要的影响因素，但我们无法提前预判年度来水量，所以新增水 力发电还是基于新增装机来判断，但每年的来水量对全年水力发电量来说确实是一把双刃 剑。由于十二五期间核电审批的趋严，考虑到 4-6 年的核电站建设周期，2022-2025 年核 电站投产预计维持在相对较低的水平但从 2024 年起会逐步增加。我们预计 2022-2025 年 核电投产装机量为 2.3/1.2/2.7/5.1GW。中国政府从十四五加快了核电站的审批步伐，2022 年截至目前，中国已经审批了 5 个核电站共 10 台核电机组，审批力度较之前明显加大。我 们预计 2026-2030 年中国年均核电站投产装机量将达到 8-12GW 的水平，每年能够带来约 700-1,000 亿度电的新增电力供给，这将成为中国十四五期间重要的新增基础负荷电力供给 来源。从火电内部来看，燃气发电和生物质发电每年都有稳定的增长，我们预计 2023-2025 年将持续。我们预计 2023-2025 年燃气发电每年贡献 250 亿度的新增电力而生物质发电每 年能够贡献约 300 亿度的新增电力。同时我们预计中国的输配电损失率在 2023-2025 年稳 定在 3.8-4.0%的水平。我们电力供给模型显示，中国燃煤发电可能在 2024 年见顶，2025 年会出现约 594 亿度电的燃煤发电量下降，除非中国 2023-25 年的全社会用电量增速超过 我们 4.2-4.5%的需求增速预测。
中国 2021 年新增煤电机组约 30GW，创 15 年煤电新增装机量新低。我们认为这主要取决于中国未来今年全社会用电量增速 和新能源发电量的消纳情况。煤电作为基础性和支撑性电源，主要起总量保供和负荷调峰 的作用，尤其在水电、风电、太阳能等可再生能源电力供给占比提升的背景下，煤电发电 的确定性、可调节性以及满足尖峰负荷的能力都远远优于受自然条件影响很大且发电持续 性差的水风光等发电模式。但如果全国用电量增速不够强劲且新增光伏风电的上网消纳能 够得到较好解决的话，我们认为大规模上马新的煤电机组将会带来全国煤电的利用小时数 的走低而不是显著提升煤炭的消费量，因为可再生能源发电的强制性消纳是必须满足的， 虽然大幅增加的煤电装机将能够更好的满足我国电力消费越来越严重的“日内双峰（每天 的 10 点和 18 点是日内的两个用电负荷高峰）、冬夏双峰”的特征以及满足因为自然条件恶 化导致的水电、风电、光伏阶段性出力不足的极端情形下的全社会正常用电需求。
如我们 8 月 9 日报告《海外衰退：一个较大的边际影响变量》中指出的，2023 年海外衰退 与否、时点，程度与持续时间长度将成为 2023 年全球煤炭市场供需胜负手，2023 年或是 煤炭行业强α与全球宏观强β相较量的一年。煤炭行业强α体现在行业长期以来的低资本 开支带来的有限新增产能构筑了行业相对坚实的供给面，即使中国和印度在短期内可以通 过产能核增或其他手段阶段性适度提升产量；并且电力消费在某种程度上比其他工业品消 费更具韧性。而全球宏观强β体现在 2020 年全球为了应对疫情的流动性宽松共振驱动的经 济繁荣在通胀高企、地产泡沫和债务膨胀下全球宏观政策逆转带来的宏观经济增速下行甚 至是阶段性的衰退。如果 2023 年海外经济没有发生衰退，经济增速即使有所降低但只要能 维持正常的平均增速，我们认为煤炭行业自身的强α将能够推动中国煤炭行业供需进一步 收紧；而如果 2023 年海外经济衰退发生且持续时间较长，中国煤炭行业供需势必宽松化， 煤炭中枢价格下台阶，主要通过隐含能源净出口减少、经济增速降速带来煤炭需求减少以 及海外能源供求宽松化导致的中国煤炭进口增加三条路径来实现。
华泰宏观团队1认为长周期来看高通胀周期往往以经济衰退为“终局”，基于货币政策被动收 紧重新锚定通胀预期有 12-18 个月的传导周期所导致的政策滞后效应。回顾过去 120 年的 美国历史，每一次年度 CPI 高于 6%，三年内都会出现经济衰退。这是因为，货币紧缩到通 胀下行有 18 个月甚至更长的传导期、期间经济增长势必大幅回落。能源供给冲击可能将欧 洲经济在 2H22 推入收缩空间，而美国经济在 2023 年前进入衰退的可能性可能高于 50%， 2023 全年 GDP 预计小幅收缩 0.1%。与 2008 年海外经济剧烈收缩但很快“V 型反弹”的 路径不同，2023 年海外经济进入衰退后修复的过程可能更为艰难，并且在低增长、甚至负 增长区间徘徊的时间也可能更长。这一判断主要基于目前全球经济再平衡在供给和需求端 的调整空间均远不如 2008 年在周期拐点：1）如果欧美陷入衰退，政策空间及需求增量难 寻。海外受通胀制约以及疫情后流动性大幅宽松影响，海外央行可能无法再次快速推出宽 松货币政策；同时中国受制于基建高基数，地方政府债务制度约束难以出台类似 2008-09 年的大规模基建刺激，且地产下行对经济增长带来幅度较低且持续时间较长的紧缩效应； 再次中美在政策协调上也今非昔比 2）大宗商品价格即使回调，但因为多个因素加剧全球 供应链、及能源供给的不确定性，原材料价格回撤的“底部”可能被结构性抬升，而供给瓶颈 持续、包括劳工短缺、持续时间可能较长。一般来说，全球贸易对工业增长变化的“弹性” 可达 4-5 倍，2H22 起全球贸易大概率进入负增长。
全球能源消费对经济增速高度敏感，海外经济衰退如果发生必然引发能源消费增速下行甚 至绝对量阶段性较少。我们认为海外衰退对中国煤炭消费的影响将通过三条路径来实现：1） 海外衰退冲击中国出口，从而导致中国隐含能源净出口的下降 2）出口恶化驱动国内 GDP 增速下降从而引发国内能源消费量增量减少 3）海外衰退也必然使海外能源供需宽松化和 价格中枢下移从而使得中国可以增加煤炭进口量。
中国是全球出口份额占比最高的出口大国，同时也是隐含能源净出口大国。尤其是 2020 年 疫情后，中国完整的产业链和成功的疫情防控使得中国占全球贸易的份额进一步攀升至 2021 年的 15.1%。根据我们在之前报告中的讨论2， 2014 年中国隐含能源净出口预计在 50,000-60,000 万吨左右标煤。综合规模效应，技术效应和结构效应在 2015-2021 年的变化， 我们大致预测 2021 年中国隐含能源净出口的规模将比 2014 年增长 15%达到 57,500-69,000 万吨标煤的水平。全球经济衰退必然驱动中国出口增速的负增长（假设出口相对竞争优势短 时间内不发生剧烈的变化），类似于 2008-09 年中国经历的情形。中国是一个全球显著的隐 含能源净出口国，出口的下行必然减少中国的能源消耗从而减少煤炭的消费。我们的测算 显示，5%的全球出口的下降将导致约 3,687 万吨的煤炭的需求降低。中国的出口增速在 8 月显著下行，韩国的高频出口数据也显示 9 月份出口增速进一步恶化，而 9 月起中国华南 地区包装纸纸机在旺季停机比率高达 39%，也显示了外需可能出现了快速的显著下行迹象。
出口作为经济的三驾马车之一，虽然净出口占中国 GDP 的比重呈现逐步下滑的趋势，但出 口所涉及的产业和就业链条比较长，出口一旦下行也必然会影响到国内的内需，从而对经 济的扩张产生收缩作用，影响到能源消耗的制造业等第二产业，煤炭消费量也会受到相应 的负面影响。历史数据显示，国内用电量增速和 GDP 增速的弹性系数平均在 1 左右，但 2015 年和 2008 年经济低谷期用电量增速相对 GDP 增速下滑的更大，也就意味着如果海外 经济衰退影响到国内的内需增长，那么电力需求增速的下滑幅度可能更大。如前所述，电 力增速下降或者电力需求下降情形下，绝大部分是煤炭承担了这部分的发电下降，因为一 般会确保其他类型的发电的上网需求。同时，国内的工业制造业每年要直接消耗大量的煤 炭及煤炭的相关产品。据中国能源年鉴数据，2019 年中国工业制造业直接消耗煤及其他相 关形式煤炭大约 43,080 万吨标煤，而内需一定下行，也势必影响到工业制造行业对于煤炭 的直接消费。我们测算 0.5%的 GDP 增速减少将导致 1,777 万吨的原煤消耗降低。
历史经验显示，海外经济衰退对海外能源消费有明显的负面影响。今年以来，在国内提升 供给抑制煤价，海外天然气扰动且需求保持韧性的背景下，内外的煤炭价差大幅消减了中 国从海外的煤炭进口，从而支撑了国内的供需关系。而海外经济衰退一旦实现，会驱动海 外能源供需的宽松化和价格下行，或导致中国的煤炭进口窗口重新打开，从而提升国内有 效总供给的水平，这将最终促成国内煤炭供求的进一步宽松化和价格中枢进一步下行。国 际煤炭市场目前呈现显著的结构溢价现象，澳洲和欧洲的 6,000 卡煤炭价格由于欧洲在俄 罗斯煤炭禁令背景下的强劲需求而持续上升并保持高位，而印尼的低卡煤（3,800/4,700 卡 煤炭）和澳洲/欧洲的 5,500 卡煤炭目前和中国的北港价格价差已经显著收窄甚至低于国内 价格，这也是 8 月份中国煤炭进口量环比增长 25.2%的原因。海外煤炭供需宽松下的煤炭 价格下行或将驱动国内的进口量上升从而补充国内的一部分供给。
从传统能源到新能源的转型是应对全球气候变暖的必由之路。但由于在新能源装机量规模 还较小且市场化驱动力量还较弱的时候，过度强调了“转型”而忽略了全球经济发展对于 能源需求自然增长的要求，从而导致了全球传统能源低资本开支所带来的极为有限的新增 产能、新能源装机量较小无法贡献足够量电力供应、2020 年疫情后全球流动性宽松共振以 及俄乌冲突所驱动的需求爆发和供给减少之下的传统能源严重供求错配所驱动的价格超级 繁荣周期。
虽然传统能源的新增产能因为长建设周期的特点在未来几年仍将保持相对有限的增加，但 全球新能源装机量我们预计将出现强劲的增长，一方面因为全球高企的传统能源价格推动 新能源装机快速增加来实现更高程度的能源自给和能源安全，例如欧盟在 9 月 13 日通过可 再生能源法案（Renewable Energy Directive，REDII），计划将欧盟 2030 年前投资 5,650 亿欧元，将可再生能源发展目标提升至终端能源需求占比 45%，这和 REPower EU 的计划 相一致；另一方面风电和光伏发电进入了市场化驱动的阶段并且中国硅料产能释放会推动 组件价格的下行从而提升集中式电站的项目收益率，最后中国光伏产业链各节点庞大的产 能能够满足全球快速增加的光伏组件的需求，中国从 4Q22 起硅料产能将进入释放周期， 有望显著降低硅料价格和下游的组件价格。当然，全球各个国家在发展光伏和风能过程中 也遇到了一些限制因素，例如土地的使用、安装工人的匮乏、新能源发电上网消纳等，这 些会抑制新能源装机提升的速度，但我们认为不改变大幅增长的趋势。
根据 BP 能源统计，中国和中国以外的全球市场 2011-2021 年平均年度新增电力需求分别 为 3,943 亿 kWh 和 2,325 亿 kWh。我们认为 2023 年起海外光伏和风电装机所提供的电力 就能完全满足正常年份的电力需求，中国 2024 年光伏和风电装机预计能够满足正常年份约 85%的电力需求。考虑到中国 2026 年新增投产核电装机量将显著环比提升贡献约 700-1,000 亿度电的年度新增电力供给，可再生能源发电预计逐渐可以全部覆盖正常年份的 电力需求，除非中国或者全球经济再次出现强劲增长或者中国的电气化/电能替代进程远超 预期从而带来年度电力需求远超正常年份水平。由于燃煤发电是煤炭最主要的消费领域， 随着新能源装机 2024 年起所提供的电力可以基本满足全球年度电力需求，全球煤炭消费量 预计将逐步进入下行通道，新能源装机量将成为煤炭价格中枢的决定性力量。从能源替代 角度来看，煤炭和天然气在发电领域有明显的替代效应，尤其是在海外国家。煤炭和天然 气发电成本的差异程度将决定可再生能源发电增加对燃煤和燃气发电挤压电量的分配比例。 一方面燃气发电相对燃煤发电更加清洁的特征会使得燃煤发电首先受到挤压，因为海外发 达国家更加重视消减碳排放；但如果燃气发电的成本远高于燃煤发电，将驱动燃气发电量 有一定程度的减少而燃煤发电量消减有一定幅度的缓解。考虑到天然气供给扰动因素较多 且可预测性较低，这将有利于减缓燃煤发电量降低的速度和幅度，但我们认为将不改变下 降的趋势。
我们认为中国动力煤价格中枢将逐步下移，煤价最好的时候或即将过去。2023 年核心变量 是海外衰退，2024 年起新能源装机量将成为煤价中枢水平的核心决定变量。4Q22 来看， 今年高温干旱导致的来水严重不足将导致今年剩余时间水电发电同比下滑；8 月份以来煤矿 安全事故增多和即将召开的重大会议前的安监升级对煤炭产量产生抑制作用；如果后续再 发生类似 8 月底的煤炭主产地的疫情，将会对 4Q22 煤炭旺季的供给产生较大的扰动。水 电发电同比下降和供给扰动可能使得 4Q22 的现货煤炭价格维持在高位。
但我们认为煤炭价格最好的时候或即将过去，我们预计动力煤价格中枢将逐步下移。在 2023 年海外衰退对需求产生破坏以及 2024 年新能源装机强劲增长对传统能源形成增量替代的 背景下，煤炭供应最紧张的时候或已经过去，除非未预期的重量级的煤炭或者天然气的进 一步供给扰动发生或者超预期的全球经济增长出现。我们预计 2022 年中国北港动力煤的平 均价格在 1,250 元/吨，2023 年下降至 950 元/吨，但仍然会比 570-770 元/吨的北港中长期 合同价格要高。中国地产、海外衰退、俄乌冲突将是三个对 2023 年中国煤炭市场最重要的 影响变量。我们的基准情形假设中国地产销售 2023 年持平 2022 年且海外衰退发生但俄乌 冲突造成的天然气扰动持续，2023 年平均动力煤价格将从 2022 年的 1250 元/吨中枢下移 至 2023 年的 950 元/吨；乐观情形假设中国地产销售 2023 年有明显的销售且海外经济增速 缓慢下降而非衰退，俄乌冲突造成的天然气扰动持续且全球极端天气继续发生，2023 年中 国动力煤平均价格有望小幅上移至 1,300 元/吨的水平；悲观情形下中国地产销售进一步小 幅恶化，海外经济衰退比预期来的更早且更强烈，俄乌冲突有所缓解且恢复对欧洲的供气 量，2023 年中国动力煤价格中枢有望下移至 775 元/吨的水平。
2022 年我们的行业首选一直是兖矿能源和陕西煤业，主要基于更高的市场化定价的销售占 比使得公司能够最大程度上受益于现货煤炭价格的上涨。基于我们预测 2023 年现货动力煤 均价将从 1,250 元/吨下跌至 950 元/吨，但仍然高于 570-770 元/吨的北港中长期合同价格， 我们认为 2023 年中长期合同占比高的煤炭公司将能够获得更稳定的盈利表现。中国神华和 中煤能源（两家煤炭央企）的中长期合同占比我们预计在 70-80%左右，将能够更好的规避 现货动力煤价格下跌带来的利润下降。我们将 2023 年中国煤炭行业的首选从之前的兖矿能 源和陕西煤业转换到中国神华和中煤能源。同时，煤炭公司在资本开支减少以及盈利扩张 带动资产负债表大幅改善的背景下，我们认为较高的分红比例将持续，拥有中长期合同销 售比例较高且分红比例较高的煤炭公司将更有机会获得估值提升。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
精选报告来源：【未来智库】。
比特币矿机没人买了？亿邦国际营收下降超80%，加密矿业寒冬漫漫
2023年上半年，银泰黄金的营收同比增长了14.5%，净利润同比增长了近三成，两者都超过了其以前峰值年份的一半。
如果仅看半年的对比数据，营收和净利润都创下了历史新高。只是从2020年以后，其营收和净利润有增有减，高增长的时代似乎已经结束了。
分季度来看，从2022年二季度开始，银泰黄金的营收和净利润双跌，直至年底才结束。2023年一季度开始反弹，二季度的表现就比较突出了。我们还注意到，银泰黄金的涨跌都是相对的，因为，不管是涨是跌，其赚钱的能力一直都非常强，跌的时候，仅仅是少赚了些。
分产品来看，其产品主要分为
为什么要把其业务大类分得这么清呢？因为其采选业务中的各产品，不管是“合质金”还是铅锌矿，毛利率最低的都是四成以上，而且大部分同比还在增长之中。贸易业务的毛利率就有点不好看了，几乎就没啥利润，说成是拿来凑营收规模的也不为过。
营收结构的优化，导致银泰黄金的毛利率同比大幅提升；结合着营收的增长，导致其2023年上半年，毛利额创下了历史新高。净资产收益率与2021年上半年持平，净资产增长后的稀释效应，造成其净资产收益率，没有与毛利额和净利润同时创下历史新高。
为何2023年上半年的毛利率还低于2021年上半年？当然是2021年上半年主要产品的毛利率更高一些，但同时也有结构的差异。因为2021年上半年，其采选业务的占比还要更高一些。
我们当然看出了其中存在的问题，2022年上半年，为了避免营收的持续下跌，银泰黄金靠贸易业务来把营收给做了起来，这些低毛利率的业务，不可避免地就要导致毛利率下降了。
虽然每年都有规模不小的固定资产类的投资，但银泰黄金经营活动的净现金流相当高，不仅能应付这些投资，还有较大的剩余资金可以用于去杠杆和分红等支出。
其实大多数人都猜到了，持续大额盈利的银泰黄金偿债能力都是极强的，甚至有些资产配置过度的情况。由于杠杆用得小，净资产增长明显，在2023年上半年盈利增长的情况下，其净资产收益率也只能与2021年上半年持平。
银泰黄金这类资源型企业的业绩表现，还是相当不错的，哪怕有行业周期的影响，显然承受的压力比制造业还是要小很多的。只是，有一点让人感觉怪怪的，这类企业的繁荣，对于现在的经济形势来说，究竟是不是好事呢？希望是我想多了吧。
