供应方面，煤炭新增产能投产进入尾声，2023 年预计新增产能 1.5 亿吨，但明年长 协占比将进一步提升，市场煤量占比持续被压缩。
进口方面，随着欧洲能源危机逐渐化解，国际煤价高位大幅回落，进口利润窗口打 开的时间周期延长，同时随着中澳关系缓和，预计澳洲煤进口有望放开，2023 年进口煤 预计将有增量。
需求方面，一方面，随着新能源发电机组快速投产，特别是太阳能发电高速真正， 火电发电占比逐年降低，火电耗煤量有望在未来两年达到顶峰；另一方面，随着非电行 业耗煤量的逐年提升，特别是新型煤化工行业大力发展，化工煤有望填补火电部分空缺。
但是，一些结构性的变化值得我们长期重点关注： 1、发改委界定动力煤范围，化工煤价格与电煤价格“分道扬镳”，化工煤逐渐成为 市场价格主导 2022 年 5 月 20 日，国家发改委从流向和热值两个角度，对动力煤进行了界定。
这 是国家发改委首度以热值为标准界定电煤。
按照此前政策，电煤将受到价格限制。
一般 情况下化工耗煤热值在 5500 大卡以上，以 6000 大卡以上为主。
这意味着，热值大于 6000 大卡的化工原料用煤和电煤有了明确区分，不受限价政策影响，因此，产地煤矿多以化 工煤作为市场定价，从下图可以看到，化工煤价格与电煤价格走势差异极大，同时，化 工用煤在坑口市场煤总量占比超过 50%，化工煤逐步替代 2021 年保供前电煤主导市场 煤价的作用和地位。
2、采矿业利润持续同比大增，贸易模式发生根本变化 2022 年上半年，国内受疫情冲击导致企业利润同比下滑明显，但 1-5 月份，采矿业 企业利润逆势暴涨，同比增加大增 45%，“腰包逐渐鼓起来”的背景下，煤矿销售模式 从之前“以产定销”（买点吧）逐渐转向“以销定产”（爱买不买），这种模式转变导致 坑口库存持续在历史最低位徘徊，即使在需求下滑的周期力，坑口价回调幅度和速度均 不及往年同期，同时港口贸易商囤货周期拉长，煤价下跌节奏被放慢。
3、高卡煤将长期处于结构性紧张状态 高卡煤将长期处于结构性紧张状态。
随着近两年长协煤保供量不断增加，而长协价 格持续被管控在限价区间内，长协煤兑现质量有所下滑，特别是 2022 年以来，坑口高 卡低硫优质煤种更加倾向于直接销售给下游化工厂，而电厂端库存卡数持续偏低，2022 年全年，电厂存煤卡数环比 2021 年低大概 200 大卡左右，因此，尽管原煤产量和电厂库存总量上均处在高位，但实际平均热值较去年大幅下降。
根据电力协会电厂耗煤系数折 算，度电耗煤系数 2022 年累计较 2021 年同比增长 4%。
最典型的例子就是，今年 8 月份，夏季南方高温干旱，火电机组达到最大化，日耗同比大增。
4、物流瓶颈是制约港口煤炭周转的最大因素 2023 年煤电长协首次明确运输 ，运输方式由供需双方协商确定并提前与运输企业 协商一致，签订产运需三方合同。
铁路运输企业应优先为电煤中长期合同配置铁路运力， 对需要通过公路、水路等其他方式运输的，供需双方任何一方不能以未配置铁路运力为 借口违约。
明确长协运输方式，铁路运力主要以保长协为主，挤压市场计划，市场量将 进一步被压缩。
使得电厂更依赖“三西”地区的保供煤源这一单一链条。
运力约束短期 难以明显改善，一旦电厂长协煤衔接出现扰动，港口可贸易煤价极易呈现高弹性。
煤炭 双轨制后，实际可贸易量和港口库存量大幅下降。
今年 4 月份和 11 月份大秦铁路被限 制之后，港口调入量出现比较大的问题，铁路瓶颈亟待解决。
5、港口蓄水池的作用明显降低 随着 2023 年煤炭长协比例进一步提升，市场煤的可贸易空间被大幅压缩，根据长 协签订要求，煤炭总体供应中 60%-70%的量被长协锁定，环渤海港口市场煤占比从最 高的 30%降至当前不足 10%，库存缓冲垫缺失，放大市场煤上涨价格弹性，市场煤价格 上涨下跌幅度和速度均会被明显放大。
重点关注宏观、煤价走势。
以上文章作者为银河期货能化投资研究部研究员张孟超，仅供参考。