天风研究：今年冬季的某个时刻寒潮、雪灾和冻害可能推动能源价格再创新高

　　今年以来，极端气温和少风缺水引发的能源供需矛盾成为了愈发不容忽视的尖锐问题。今年冬季，全球可能再次迎来冷冬，并且可能发生罕见的“三重”拉尼娜气候事件。冬季的某个时刻，寒潮、雪灾和冻害可能推动能源价格再创新高。在新旧能源转型的大背景下，能源供需的脆弱平衡关系随时有可能被突发事件打破。

　　对能源的危与机最新的研究成果，从宏观以及天然气、原油、大炼化、煤炭等四个细分领域比较全面地解读了国内外能源产业的现状及前景，供大家参考。

　　在去年报告《不容忽视的能源》中，我们指出，极端天气和少风缺水并非独立事件，都和气候系统变化有关。今年以来，我们的判断被不断验证，极端气温和少风缺水引发的能源供需矛盾成为了愈发不容忽视的尖锐问题。今年夏季，北半球的高温、缺水、干旱，既直接影响到了农业和畜牧业，也间接影响到亚欧美的工业生产，并最终作用于国际贸易格局和国际关系。今年冬季，全球可能再次迎来冷冬，《自然》杂志日前称气象学家已连续第三年预测拉尼娜现象，即可能发生罕见的“三重”拉尼娜气候事件。冬季的某个时刻，寒潮、雪灾和冻害可能推动能源价格再创新高。在新旧能源转型的大背景下，能源供需的脆弱平衡关系随时有可能被突发事件打破。任何异常气候现象，都可能成为压死骆驼的最后一根稻草。

　　（1）当下席卷全球的能源问题，表面看是短期供求错配、政策低估外生冲击和各种微观博弈的结果，背后不可忽视的线）地球气候系统正在加速接近剧变的临界点，高温严寒带来的能源需求增量和少风缺水造成的能源供给减量可能演变为长期问题。（3）大自然的转变是不可逆转的，人类的能源既在和大自然赛跑，也在和自己赛跑。化石能源在某个时间节点的紧缺程度以及可再生能源对于未来的重要性，可能都会不断超出预期。

　　2022年~2023年，受俄乌战争影响，欧洲天然气进口需求量增长，美国LNG出口量显著提高，推高美国天然气价格。 我们认为，天然气发电的成本提高，导致“煤代气”现象出现，或将进一步压制国内消费增速。 我们预计2022年与2023年，美国天然气表观消费量分别为84.0Bcf/d与84.4Bcf/d

　　高气价使得天然气钻机数量明显抬升，2022~2023年，天然气产量或有增长； 根据EIA预测，2022年与2023年，美国天然气产量分别为96.2Bcf/d与100.0Bcf/d，同比增速分别为 2.9％与3.9％。

　　考虑到欧洲需求拉动出口、Calcasieu Pass的完全运行与Freeport的出口修复，我们预计2022年~2023年，美国LNG出口量分别为11.36Bcf/d与12.39Bcf/d，接近负荷上限运行。

　　美国天然气价格上限或是挂钩油价长协价格水平，我们预计美国天然气价格的合 理区间为4.7美元/MMBTU到10.9美元/MMBTU。

　　风险提示：美国天然气管道爆炸对供给的影响；ESG情形下，对天然气资本开支不足的影响；欧洲削弱天然气需求的影响

　　2 020 年，欧盟天然气总消费量约 3 0％ 进口自俄罗斯； 原油消费量超 2 0％ 进口自俄罗斯； 煤炭消费量中 1 2％ 进口自俄罗斯。 此外，欧盟采购的铀有 2 0％ 来自俄罗斯。

　　发电领域，天然气占比约19％，煤炭占比15％，可再生能源占比24％。天然气在可再生能源调峰中发挥重要作用。工业领域，以炼厂为例，天然气暴涨给欧洲炼油行业带来严重的成本劣势。

　　按照IEA预测，到2025年，欧盟从俄罗斯进口管道天然气减少超过55％。则欧洲进口LNG需比之前增加约400亿方。欧洲的进口能力可以较快提升，但是对上游天然气产量和出口终端挑战较大。

　　7月21日，北溪-1线检修结束，但供应量只是回到40％水平。考虑到其他几条重要管线也已经处于低位运行甚至断供状态，北溪-1部分恢复后的总出口欧洲管道气约500亿方/年，相比此前正常的1400亿方/年也已经大打折扣。激进脱钩情形带来的缺口或没有现实的弥补方法。

　　根据欧盟的 REPowerEU 计划，欧盟将在年内 减少从俄罗斯进口天然气依赖度的 66％ 。 另外一个目标 —— 11 月之前将欧洲天然气库存充满 8 0％ ，两个目标放在一起来看实现难度巨大。

　　1）美国天然气HH受欧洲进口拉动大涨； 2）发电领域“煤代气”反向替代出现； 3）制氢、合成氨成本大幅上升； 4）海外成品油裂解价差飙升； 5）烯烃价格高度分化，PX受到成品油拉动上涨。

　　风险提示：俄欧能源脱钩快于预期，导致天然气价格进一步大涨的风险；天然气涨价带来次生影响的风险，包括“煤代气”拉动煤价；欧洲制造业开工不足；炼厂加氢裂化开工不足导致成品油进一步涨价；能源及相关下游产品大幅上涨影响需求的风险。

　　2021年，国内天然气需求达到3740亿方，同比增幅15％。 三大城市燃气公司中，昆仑能源的工业气量同比+35％，显著超出同行水平。

　　在2021年上游高气价的影响下，城市燃气公司承受了成本压力。 新奥能源毛差下降0.10元/方，华润燃气毛差下降0.07元/方，昆仑能源毛差下降0.02元/方。

　　国际LNG供给紧张程度提升，海外高气价通过转口等形势向国内传导。 总体利好上游企业，根据我们测算，天然气实现价格上涨0.10元/方，对应中国石油、中国石化、中国海油净利润弹性分别94、26、15亿元。 对燃气公司而言： 1）今年销气量增速或放缓； 2）气源保障重要性提升； 3）毛差走弱或再掀并购浪潮。

　　风险提示：国际天然气LNG价格进一步上涨，拉动国内LNG价格淡季居高不下，影响城市燃气毛差的风险；疫情影响下，工商用户销气量不及预期的风险；高气价导致部分承受能力较弱的工业用户切换燃料的风险；测算有一定主观性，仅供参考。

　　美国乙烷供需：我们预计乙烷的回注量在2024年达峰，为2498万吨，跟2021年相比，增长294万吨。虽然2025年，乙烷的回注量略微有所下降，但是依旧处于2000万吨以上的高位。综上，直到2025年，乙烷供需关系或将一直处于宽松的状态。

　　根据Henry Hub期货合约价格与运输分馏的成本，2022~2025年，乙烷合理价格分别为49.81美分/加仑、40.51美分/加仑、35.66美分/加仑与35.27美分/加仑。

　　？xml:namespace prefix=W乙烷价格2022/2023年将在40~50美分/加仑之间。乙烷裂解模拟利润，2022与2023年，分别3151元/吨与3731元/吨，比2021年的2722元/吨有所增加。

　　风险提示： 美国天然气价格受俄乌战争影响，大幅上涨的风险； 美国天然气产量不及预期的风险； 美国管道爆炸的风险； 主观测算存在偏差的风险。

　　我们跟踪的能源品热值比价数据，从2022年初以来发生了很大的变化。能源品价格整体上涨，但是不同品种之间涨幅差异较大。

　　涨幅从高到低排序——动力煤（欧洲）、天然气（欧洲）、原油（Brent）、丙烷（中国）、乙烷（美国），涨幅分别154％、80％、48％、31％、14％。

　　风险提示：1. 国际原油价格大幅波动的风险；2. LNG转口利润回落的风险；3. 乙烷裂解价差收窄的风险。

　　俄罗斯在2014年因侵吞克里米亚受到过制裁。2022年2月，因俄乌战争，俄罗斯再受制裁，将选定的部分俄罗斯银行从 SWIFT 系统中删除。

　　俄罗斯出口原油体量约达500万桶/天，相当于全球消费量的5％，无论是伊朗解禁、还是页岩增产都难以弥补这么大的缺口。天然气方面，欧洲从俄罗斯进口气量超过1800亿方，占到其天然气总进口量的57％，占其天然气消费量的34％。

　　BP集团宣布，将退出在俄罗斯石油公司（Rosneft）的持股。Shell壳牌、埃克森美孚等国际石油公司也相继宣布退出俄罗斯的投资。

　　风险提示：对俄制裁扩大导致供给严重不足的风险；欧洲天然气危机重演甚至升级的风险；能源品涨价过快压制下游需求的风险；疫情变化影响宏观经济的风险；国际LNG出口终端和中国LNG进口终端建设进度慢于预期的风险。

　　历史上油价和美元指数长期以负相关为主。 从2021年开始，油价和美元指数呈现同向增长，油价上涨46％，美元指数上涨13％，同时俄乌冲突的升级使得Brent油价和美元指数的正相关系数达到89％。

　　2022年初以来，Brent油价（美元计价）累计涨幅24％。 但是考虑到一些国家或地区的汇率贬值，以欧元计价、人民币计价、印度卢比计价、日元计价的原油价格上涨幅度分别为37％、31％、32％和47％。 更为极端的，斯里兰卡卢比计价的油价上涨了120％。 其中以欧元计价的原油价格创历史新高。 如果考虑到俄乌战争之后，创了历史新高的成品油裂解价差，那么以各国本币计价的成品油价格涨幅更大。

　　2022年以来原油市场以及国际成品油市场为供给端主导。 对下半年油价，延续中期策略观点： 我们预测下半年油价在100-120美金/桶区间运行。

　　风险提示：OPEC和沙特超额增产的风险；经济进入衰退风险；ESG放松导致上游资本开支大幅增加的风险。

　　按照贸易链条重塑的难度排序，影响最大的是天然气，其次是成品油，再次是原油，对国际煤炭市场的影响主要体现在天然气的次生影响。

　　从今年能源品市场表现来看，显然我们进入了一个不平衡的转型状态，也就是说传统化石能源多年的资本开支不足，没有得到来自可再生能源资本开支增长的有效弥补，造成了一个整体性能源投资的缺口。

　　风险提示：需求负反馈强度大，或者俄乌战争结束、相关制裁结束，或者OPEC快速释放剩余产能，导致油价和国际LNG价格快速回落的风险；俄罗斯制裁强度进一步升级，导致国际原油、成品油、天然气价格进一步攀升，影响终端需求的风险；石化行业景气低迷时间较预期更长的风险；大炼化公司新材料项目等推进速度慢于预期的风险；测算具有一定主观性，仅供参考。

　　根据最近两轮加息对油价的影响发现，加息后油价普遍会呈现不同程度的上涨，加息对油价的负反馈作用并不明显，整个加息周期内油价走势主要与其供需基本面相关。 回顾第六轮加息周期和油价表现对比发现，加息可能难以直接导致油价大跌，反过来油价大跌可能导致加息脚步放缓或停止。

　　此次6月美联储加息75个基点为21世纪以来力度最大的一次加息，引发了市场的担忧，原油价格大幅下跌。 结合过去两轮加息周期的规律来看，油价主要由其供需基本面所决定。 考虑到对俄第六轮制裁落地的可能性，页岩油的资本开支刚性，需求端欧美报复性出行需求、以及中国潜在的需求恢复超预期，基本面仍难支持大跌，预计未来原油价格仍处于中高位水平。

　　风险提示：OPEC和沙特超额增产的风险；经济进入衰退风险；ESG放松导致上游资本开支大幅增加的风险。

　　2022年一季度在高油价刺激下，页岩油公司更新的2022年资本开支和产量指引并没有随油价的高涨而大幅调整。

　　主要页岩油企业现金流分配以提高资本回报为优先事项，现金流优先以分红、股票回购等方式向股东派发现金，再投资比例持续下滑，预计2022年FANG、先锋能源和马拉松石油再投资比例分别为31％、28％和20％。

　　资本开支增长主要用于成本通货膨胀调整，保守的资本开支以及企业稳产的策略限制了美国页岩油产量大幅增长的可能性。

　　风险提示：劳动力、供应链紧缺加剧，拉动成本上涨，削弱盈利的风险；疫情影响下，原油需求不及预期的风险；欧盟对俄能源制裁或无法达成一致，原油缺口不及预期风险。

　　复盘过去20年三桶油的股价，主要受油价驱动，鲜少受到投资者对于其投资价值的认可。当前，油公司的估值模型出现三大变化： 1） 油价中枢抬升： 从2015~2020年的50~60美金，可能抬升至70-80美金/桶； 2） 生产成本下降： 三桶油早期的高成本，近年都有所下降； 3） 资产久期拉长： 碳中和纠偏，延长传统能源达峰和退出时间。 前两点对应DCF模型中分子的上升，第三点对应分母的下降，传统能源公司有望迎来价值重估。

　　风险提示：资本开支快速增加，或伊朗、委内瑞拉制裁解禁超预期等原因，导致油价深度回调的风险；能源转型加速，传统能源退出或达峰时间提前的风险；三桶油成本大幅增加的风险。

　　我们分析了页岩油公司的年度指引，资本开支和产量相关的指引数据，发现：尽管资本开支增幅不小，但是产量增幅非常有限。

　　一是DUC的消耗意味着更多资本开支会被用于前端钻井不直接带来新增产量的环节；二是来自于投资者的压力，表现为再投资比例的持续下降；三是受政策环境不友好及通货膨胀影响，成本整体大幅上升。

　　结论是，页岩油公司现金流用作资本开支的比例越来越低。高油价和持续的分红、还债，会使得公司的财务报表越来越好，很多公司股价都创新高。但是难以实现额外的产量增长，以弥补俄罗斯造成的供给缺口。

　　风险提示：1.劳动力不足和材料涨价问题难以解决，导致页岩油产量低于预期的风险；2.美国政策环境、资金环境对油气行业不友好，导致页岩油长期难有增长的风险；3.过高油价影响下游成品油、化工品需求的风险。

　　近期油价再创新高至95美金附近。高位油价下，需要关注哪些变量，以及石化板块有哪些投资机会？

　　1）需求端，无论是基于IEA预测，还是基于OPEC预测，全球原油需求都将在2022年达到或略超过前高2019年的水平。航空煤油需求是全球石油需求修复的最后一环。

　　2）页岩油2021年在碳中和压力下，页岩油资本开支、钻井活动和产量数据恢复速度一直慢于预期。2022年资本开支和供给弹性有望回归。

　　3）OPEC增产不及预期，市场担心OPEC实际增产能力有限。以沙特、伊拉克、阿联酋三个海湾国家为首，仍有增产能力（我们估算在320万桶/天左右）关注海湾三国尤其是沙特的增产意愿，决定了2022年5月起能否平衡市场。

　　1）重视油服板块的交易性机会，首推中海油服；2）油公司中，首推中国海洋石油。关注中国石油、中国石化、以及中曼石油；3）替代路线化工品，受益油价中枢高位，推荐卫星石化、宝丰能源。

　　风险提示：油价大跌且2022年中枢显著低于我们预期的风险；油公司资本开支意愿不足的风险；材料（如钢材等）、人工成本涨幅过快的风险。

　　欧盟是全球第二大化学品市场。过去几年，受制于成本竞争力等因素，发展处于停滞状态。但欧洲化工业仍有其亮点，偏高端的特种化学品和消费化学品拥有竞争优势，是净出口。

　　过去十年，欧洲炼厂是全球格局迁移的受损者，受疫情和碳中和影响，产能净淘汰。未来几年，俄乌战争将给欧洲炼厂带来更大难题。

　　主要矛盾在于不友好的政策环境、融资环境引发油公司对未来成品油需求前景的担忧，影响投资、并带来产能去化。短期以行政命令的方式要求增加供给，是难以取得效果的。

　　从美国油公司回信来看，不友好的政策环境限制了炼厂产能扩张，同时在疫情的催化下，炼厂进入了产能淘汰阶段，随着全球经济的恢复，汽柴油需求接近疫情前水平，长期供给增长乏力与后疫情经济恢复带来的需求增长形成矛盾。目前美国炼厂以最高开工率运行，库存创历史新低，边际增量十分有限；同时供需不平衡导致原油、天然气价格居高不下，叠加美国通货膨胀带来的较高运营成本，或支撑成品油价格维持高位。

　　风险提示：经济衰退，成品油需求不及预期的风险；ESG放松导致成品油大幅增加的风险；原油价格大幅下跌的风险。

　　欧洲、美国汽柴油裂解价差升至50-60美金/桶区间，远高于历史长期中枢。且成品油绝对价格创出历史长周期新高。2022年5月，美国的柴油库存达到2000年以来最低水平。

　　造成这一现象的原因并非偶发因素，而是与炼厂关停潮、俄乌战争、疫情修复这三大背景有关，且中长期来看难以得到完全解决。我们预计国际成品油裂解价差有望维持较高水平。

　　风险提示：中国成品油出口配额如果能够大幅增量，有望缓解国际成品油市场压力；如果委内瑞拉原油解禁，有望缓解美国加工原料不足的问题；如果天然气价格显著回落，有望部分缓解欧洲炼厂成本压力。

　　2022年1月13日，浙石化二期全面投产，最终形成了4000万吨炼油、900万吨PX、280万吨乙烯的生产能力，下游产品多元化布局，大大提高了公司的抗周期波动及抗风险能力。

　　聚酯产业格局基本形成，行业壁垒进一步提高，乙烯产业链至暗时刻已过，未来2-3年新增产能有望放缓。

　　特别是2021-2022年是全球乙烯产能投放的高峰期，其中2021年新增产能达到1000万吨，2022年预计新增产能达到1011万吨，

　　公司持续看好光伏赛道，二期 EVA 项目稳步推进；20 万吨 DMC 产能释放，受益于锂电需求，DMC 仍有较大增量空间。

　　风险提示：油价剧烈波动的风险；终端需求不及预期的风险；行业竞争进一步加剧的风险；后续项目投产不及预期的风险。

　　光伏作为最具竞争力的新能源形式之一，未来有望高速发展，根据CPIA预测数据，在乐观情形下，2025年全球光伏装机容量达到330GW，对应光伏胶膜需求39.6亿平方米，较2021年年化增长率可达18％。我们测算，光伏粒子需求有望从2021年102万吨增长至198万吨。

　　白色EVA胶膜和多层共挤POE胶膜深具潜力。单晶PERC双面电池和N型电池是新型电池的发展趋势，也对胶膜材料性能也提出了更高要求，POE胶膜抗PID性能、水汽阻隔性能、电性能较好，未来发展潜力大，市场份额有望进一步提高。行业格局基本稳定，头部企业综合优势明显。当前胶膜市场头部三家企业市场占有率超过80％，规模效应明显，成本管控和资金实力更强，行业壁垒不断提高，光伏胶膜行业正进入加速整合期，优势企业市场份额有望持续扩大。

　　风险提示：光伏装机增速不及预期的风险；光伏原料价格大幅上涨，抑制下游装机需求的风险；市场竞争加剧的风险。

　　恒力石化拟向大连热电出售其直接或间接持有的康辉新材100％股权。本次分拆不会导致公司丧失对康辉新材的控制权，不会对公司业务经营板块造成影响。

　　康辉是国内最大的PBT生产商，主要应用于汽车配件、聚合物合金、光缆保护套、电子电器等产业领域。

　　在建项目包括：1）苏州汾湖基地有47万吨高端功能性聚酯薄膜、10万吨特种功能性薄膜、15万吨改性PBT、8万吨改性PBAT正在建设中，总投资约111亿。2）大连长兴岛基地有45万吨可降解塑料项目在建，总投资约18亿。3）康辉新材料引进日本芝浦机械株式会社和青岛中科华联新材料股份有限公司的湿法锂电池隔膜生产线个月内完成交付。

　　我们认为，康辉新材如单独上市之后，恒力石化仍将控股康辉。而康辉有望作为聚酯薄膜和可降解的发展平台，迎来新的发展机遇。

　　光伏产业飞速发展，胶膜粒子是稳定的成长赛道。全球胶膜产能几乎全部集中在中国，而 EVA 与 POE 作为核心封装材料，我国仍高度依赖进口，2021 年中国 EVA 进口依存度仍超过 50％，POE 更是被海外厂商垄断，全部依赖进口，

　　下游需求的高速扩张与国产率低都为 EVA与 POE 材料的发展带来广阔的市场空间。光伏料有望保持较高景气。EVA 大量投产导致乙烯法醋酸乙烯需求大幅增加，且在过去 5 年，VA 一直处于去产能状态，因此预计 2022 年，VA 仍将处于高景气区间。POE 高成长赛道，技术瓶颈待突破。据测算2025年光伏领域国内POE粒子的需求将达到29万吨，当前国内企业开始致力于POE国产化，后续随着国产化取得突破，POE 在材料替代领域及光伏领域有着巨大的发挥空间。

　　风险提示：1、光伏装机增速不及预期；2、EVA 光伏料新产能投放速度加快；3、POE 国产化进展不及预期；4、部分数据测算具有一定主观性，仅供参考。

　　经过2021年全年大炼化受到政策环境影响的回调，站在2022年初，我们认为应该重点关注几家民营炼化龙头。

　　中央经济工作会议首次提出“原料用能不纳入能源消费总量控制”给乙烯项目审批带来预期上的边际变化。根据《能源统计指标解释》，我们认为，“原料用能”指的主要是，石脑油化工、煤化工、轻烃化工、天然气化工所消耗的化石能源，有望从能源消费总量控制中豁免。

　　能源转型将驱动化工转型。一方面，成品油需求放缓使企业主动进行“油改化”改造；另一方面，新能源相关投资迅猛发展拉动相关化工品需求。自下而上的看，企业层面也陆续有一些新材料产品规划。而炼化企业凭借其产业链配套优势和规模优势，有望在这部分产品竞争格局众占据优势。

　　风险提示：炼化项目迟迟不出台相关审批政策的风险；主要石化产品景气波动风险；新材料领域拓展进度慢于预期的风险。

　　陕西煤业由陕煤化集团控股，占比为65.12％。陕西煤业主要从事煤炭开采、洗选、运输及销售等服务。其中煤炭资源主要来源于三个矿区，分别是渭北矿区、彬黄矿区、陕北矿区。

　　：考虑到公司2022年7月12日披露的公告，我们预计陕西煤业煤炭产能有望至少仍有1200万吨/年的增量空间。

　　公司的单吨成本较为稳定，且成本在煤炭行业龙头中处于较低的位置，仅略高于中国神华。单吨毛利凸显其高弹性，在2021年煤炭行业供需矛盾爆发的时候，单吨毛利在2021年迎来194元/吨的反弹，幅度高于中国神华。

　　2021年公司贸易煤销量下降天风深度研究专题｜了18％，自产煤销量提升了8％，公司整体更聚焦于单吨毛利更高的自产煤业务，最终增效降本。自产煤的单吨毛利相对贸易煤的优势逐年扩大，历年来贸易煤对公司整体的利润贡献较低，且贸易煤单吨毛利在2020年转负。我们预计后续陕煤还将持续受益于贸易煤占比降低。

　　风险提示：经济增长不及预期；煤矿在建产能投放超预期；保供稳价政策执行力度超预期；煤炭下游去库存不及预期；《资产转让意向协议》存在不确定性。

　　民营煤矿是产能快速扩张的主力军，但如今民营资本却在逐渐退出。长期资本进入意愿下降是根本，保供政策对民营产能的影响或许也是原因之一。进口煤可能面临大幅下滑。

　　两轮去库推升市场中枢，冬季有望再次迎来“2”字头：预期夏季煤价顶点在1600-1800元/吨之间，中枢1500元/吨左右；冬季煤价顶点在2000元/吨以上，中枢1800元/吨左右。

　　国际煤炭贸易的不稳定导致进口减量，从而加剧炼焦煤供需失衡，赶工状况下库存可能再创新低：预计主焦煤价格中枢从2021年的2500元/吨上升到3500元/吨，最高价格仍旧存在创新高的可能。

　　这轮煤价上涨还能持续多久？弱供给与硬需求的矛盾，短时间不可调和。这轮煤价上涨还有多少空间？电煤长协比例是突破瓶颈的关键。

　　公司将兖煤国际贸易公司和兖煤国际（新加坡）公司出售，并且将智慧物流公司剥离出兖矿能源。非煤业务涉及的包括电解铜、石油、钢材等大宗商品的贸易，该业务毛利率较低，现金流贡献较少，剥离非煤业务有助于公司聚焦煤炭主业。

　　从2008年到2021年，煤化工营业收入不断增长。公司打造“煤炭-化工”产业链，充分发挥规模和成本优势，创造新的利润增长。2021年鲁南化工、未来能源、榆林能化、鄂尔多斯能化所属化工产品销售收入同比增加，公司煤化工业务总营业收入达214.02亿元，同比增加103.56％；2021年单吨毛利达1305.95元/吨，同比增加355％。

　　风险提示：经济增长不及预期；房建恢复不及预期；建设产能投放超预期；去库存不及预期；煤焦钢产业链恢复不及预期；俄乌冲突提早结束风险。

　　公司采用大小长协联动建立成本优势，创新思路引入国际转口贸易和代接卸业务模式，“一气多销”持续增强盈利能力，实现了稳量、提价、保利润。

　　2021年公司煤炭产量1395万吨，占2021年全国产量市场份额约0.41％。煤炭板块资源主要依靠白石湖煤矿和马朗煤矿。

　　公司目前煤化工板块主要的产品是2013年投产的哈密新能源工厂所生产的甲醇，以及2017年投产的清洁炼化项目生产的提质煤、煤焦油以及煤化工副产品。煤化工产品的原料主要来自白石湖煤矿的自产煤，自产煤成本相对稳定，受市场价波动影响很小，为公司带来更有竞争力的毛利率。

　　风险提示：LNG价格不及预期；煤炭价格不及预期；提质煤技改不及预期；相关假设具有一定主观性，仅供参考。

　　展望2022年价差：给予供需格局仍偏紧的格局下，煤价难以下跌，预计2022年价差仍在下跌趋势。

　　截止2021年，自有铁路货运周转量为3034亿吨公里，占公司总铁路货运周转量3532亿吨公里的86％，其余为国有铁路，运量为498亿吨公里。

　　供给端：产能有瓶颈，供应扩张存天花板。能源困境的破局可能会通过加速清洁能源发展速度、提升煤炭利用效率为主要途径，这或许是短期困难与长期战略实现的矛盾，而矛盾的导向可能是以长期战略为根本。这是当前能源困境下煤炭行业不会大幅扩产能的逻辑背景。

　　需求端：经济稳增长，动力煤消费有保障。内忧外患之下，优先保证电煤端的能源稳定也是不得已而为之，现货价格弹性扩大也是必然的逻辑结果。因此我们预计，在电煤长协充分保证的前提下，2022年非电煤现货采购价格中枢从2021年的1000元/吨上升到1400元/吨，最高价格仍旧存在创新高的可能。

　　行业展望：高利润、强现金，黑金价值重构。我们认为未来的碳达峰10年，或许也是传统化石能源企业最后的辉煌10年，中国化石能源开采企业绝大多数就是煤炭开采企业，煤炭能源供需的持续紧平衡带来的是煤炭价格的持续高位与企业利润率的持续高位。高利润强现金流之下，煤炭行业的盈利周期更长，资本投入后的回报也更加稳定。