海外煤价走势与进口补充效用息息相关。回顾近年来国内外动力煤价格走势及进口量变 化，可将其大致分为 3 个阶段：1）价格走势相近：2022 年以前，国内外煤价走势基本 同步，且进口煤往往具有价格优势，因此我国每年动力煤进口量基本随国内需求增长而 保持平稳增长态势。2）进口煤价格倒挂：2022 年受俄乌冲突爆发、欧洲等地因对俄制 裁而开启恐慌性“抢煤”影响，海外煤价走势逐渐与国内煤价走势脱离，进口煤价格持 续出现倒挂现象，导致 2022 年动力煤累计进口量同比下降 15%至 2.29 亿吨，自 2016 年以来首次出现同比负增长。
3）进口煤价格优势再现：随着海外煤炭采购潮暂告一段 落、欧洲等地煤炭库存已累积至高位但需求并未出现明显增长，2022 年四季度开始海 外煤价震荡回落，进口煤价格优势再现，我国动力煤进口量也回升至同期高位；而随着 进口煤再次发挥供应补充效用，叠加产地保供及终端高库存，国内煤价也自去年四季度 弱势下行。2023 年以来随着澳煤进口逐步放开，进口煤渠道拓宽叠加价格优势使进口 量连续 3 月同比大幅增长。
(资料图片仅供参考)
但值得注意的是，2023 年以来随着海外煤价企稳窄幅震荡，进口煤价差较去年四季度 明显收窄，国内外动力煤价格走势正在逐步收敛，当国内煤价高于/低于海外煤价时，国 内煤价就会出现回落/反弹的迹象，整体围绕海外煤价交错运行。4 月份以来，随着国内 进入用煤淡季，动力煤市场价较前期进一步回调，而海外动力煤价格相对坚挺，国内外 价格再度出现倒挂。对应地，根据进口煤高频发运数据来看，4 月份我国进口煤量也较 3 月份高点出现回落。由此可见，在当前国内供应基本稳定、需要依靠一定进口量维持 供需紧平衡的局面下，海外煤价的边际变化对国内供需及价格走势或有关键影响。若海 外煤价在当前位置有所支撑，则当国内煤价跌破海外煤价时，价格倒挂或将导致进口量 边际下降，同时刺激内贸煤需求，反过来支撑国内煤价企稳反弹。
因此，我们认为海外煤价或是寻找当前供需环境下国内动力煤价格底部位置的线索之一。 考虑到海外煤炭产业相对市场化，是否有利可图或很大程度上决定海外煤炭的供应，因 此本文尝试从成本角度出发探究海外煤价的支撑位在哪里。
澳煤边际变化或更影响当前国内煤价
印尼和澳大利亚是全球最大煤炭出口国。根据美国能源情报署数据，早在 2000 年澳大 利亚是全球最大煤炭出口国，全年煤炭出口量占全球出口总量的 30%；经过近 20 年发 展，随着印尼本国经济的快速发展以及国内外能源需求的日益旺盛，叠加优异的资源禀 赋和开采条件，印尼煤炭产量及出口量快速攀升，2021 年印尼和澳大利亚分列全球煤 炭出口国第一、第二名，二者出口量占全球总出口量的占比分别达到 31%和 26%。
印尼和澳大利亚也是我国进口动力煤主要来源国。在 2020 年末澳煤进口受限以前，我 国进口动力煤主要来源于印尼和澳大利亚，其中进口印尼煤占比约在 46%-61%，进口 澳煤占比约在 18%-28%。2021 年起进口澳煤减少份额大多由印尼煤补充，同时进口俄 煤份额较前期有所提升后整体稳定在 21%左右。2023 年随着澳煤进口逐步放开，一季 度澳煤在我国动力煤进口市场中的份额回升至 3%。
当前澳煤进口的边际变化或对国内煤价的走势更为关键。由于进口印尼动力煤大多经过 广州港进入国内市场，而与广州港山西优混动力煤市场价相比进口印尼煤几乎未出现过 明显的价格倒挂情况，且今年以来进口印尼煤量基本未超越历史高位，因此或可认为在 印尼煤已具备价格优势的前提下，当前进口印尼动力煤量或已基本到达上限。而随着进 口澳煤重新放开，作为曾经进口量仅次于印尼煤的重要进口补充来源，当前澳煤进口的 边际变化或对国内煤价的走势更为关键。
2022年澳大利亚煤炭成本全面上涨
根据国际能源署及兖煤澳大利亚年报，海外煤炭生产商煤炭业务完全成本可大致分为现 金成本和非现金成本两部分，其中非现金成本主要指煤炭业务相关资产的折旧及摊销， 而现金成本又可进一步拆分为开采成本（例如劳动力和燃料成本）、运输成本（例如内陆 运输、港口堆存费等）、从属于煤炭业务的期间费用（例如销售费用、管理费用、利息净 支出等）和以特许权使用费为代表的税费或政策性费用。在实际经营中，成本可能因为 开采方式（井工或露天）、开采年限、矿井所在国家或地区政策的不同而有很大差别。
2022 年澳大利亚动力煤生产商吨煤成本均有所提升。2022 年经历俄乌冲突后的煤价大 涨，大多数澳大利亚煤炭生产商实现了创纪录的业绩，产生了大量现金流并积极用于减 少债务和股东回报。但与此同时，拉尼娜造成的强降雨天气导致多数煤企产量下降，劳 动力短缺造成人工成本变得高昂，通胀压力也使得柴油等原材料及耗材成本提升，从价 计征的特许权使用费水涨船高更是进一步加剧了成本上涨态势。2022 年澳大利亚前 6 大动力煤生产商吨煤现金成本较前两年均有不同程度的上涨，平均吨煤现金成本约 121 澳元/吨，按 2022 年平均汇率计算为 84 美元/吨左右，同比提升约 38%。
以兖煤澳大利亚（Yancoal Australia）为例，公司 2022 年动力煤吨煤完全成本构成中， 原材料及耗材、雇员福利、合约服务及厂房租赁、其他经营开支等煤炭开采相关成本占 比约 45%；运输成本占比约 13%；期间费用（根据报表主要为融资成本）占比约 9%； 政府特许权使用费占比约 18%；折旧及摊销占比约 16%。从成本绝对额来看，2022 年 公司动力煤吨煤完全成本同比提升 72%至 179 澳元/吨，其中吨煤特许权使用费同比增 长 205%，是涨幅最大的成本项，主要由于 2022 年煤价上涨及昆士兰州政府上调特许 权使用费费率；吨煤期间费用同比增长 135%，涨幅位列第二，主要由于公司 2022 年 主动提前偿还债务，与公司决策有关，或不构成行业普遍成本抬升因素之一；吨煤开采 成本合计同比增长 63%，其中原材料成本及人工成本同比分别提升 70%和 52%。
劳动力成本压力或成为长期问题
全球视角下，澳大利亚吨煤人工成本偏高且逐年增长。与其他国家相比，澳大利亚吨煤 人工成本整体偏高。或受矿业公司在碳排放及环境破坏等方面持续造成的负面影响、人 们环保意识的提升以及疫情影响，澳大利亚煤炭公司不得不支付更高的薪资以吸引人才， 澳大利亚吨煤人工成本也陆续从 2020 年的 18-19 美元/吨左右提升至 2022 年的 22-23 美元/吨左右。然而由于原材料成本等其他成本因素的急剧增加，劳动力成本占总成本的 比重由 38%左右降至 25%左右。
劳动力成本的压力或将成为长期问题。长远来看，极端天气及高柴油价格影响预计将逐 步缓解，但劳动力成本的压力或将成为长期问题。澳大利亚矿产委员会（MCA）于 2022 年 8 月表示，澳大利亚采矿业面临“包括采矿工程师、冶金学家、地质学家、矿山测量 员、电工、柴油装配工和钻工”在内的职业技能短缺，这些严重短缺正在增加成本、推 迟项目和减少产量。澳大利亚国家技能委员会的 2022 年技能优先清单（Skills Priority List）将采矿工程师列为需求量最大的 20 个职业之一，而其他采矿职业也处于全国短缺 状态。这种情况或将在 2023 年及以后给澳大利亚煤炭公司的劳动力成本带来额外压力。
主产地政府特许权使用费水涨船高
澳大利亚动力煤资源主要分布在昆士兰州和新南威尔士州。煤炭是澳大利亚储量最大的 能源资源，根据煤炭挥发分(干燥无灰基)的含量，澳大利亚煤炭可分为无烟煤、半无烟 煤、烟煤、次级无烟煤和褐煤，其中，无烟煤、半无烟煤、烟煤、次级无烟煤又被统称 为黑煤。澳大利亚黑煤资源主要分布于昆士兰州、新南威尔士州、南澳大利亚州、塔斯 马尼亚州和西澳大利亚州。其中，昆士兰州和新南威尔士州占比超过 85%，目前澳大利 亚绝大多数黑煤生产矿井都位于昆士兰州的博文盆地和新南威尔士州的悉尼盆地。澳大 利亚褐煤资源主要分布于新南威尔士州、维多利亚州、南澳大利亚州和西澳大利亚州， 褐煤主要赋存于墨累盆地、尤克拉盆地等地质沉积盆地。目前，澳大利亚仅维多利亚州 存在两座开采褐煤的露天矿井，生产的煤炭直接供应坑口火力发电厂。
澳大利亚的煤炭税收政策主要由联邦政府制定，州政府具有一定自主权。澳大利亚联邦 政府征收企业所得税、进出口关税、消费税等。州/领地政府征收印花税、土地税、工资 税、特许权使用费等。各级政府具有一定的自主权，可以根据实际情况自主决定税制。 其中，特许权使用费（Royalties）是一种具有从价税费性质的费用，通过将煤炭收入的 一部分返还给政府以换取开采煤炭资源的权利。2022 年昆士兰州特许权使用费率进一步提高。为从煤价上涨中获益并限制煤炭企业在 能源价格通胀中的暴利问题，澳大利亚煤炭主产地之一昆士兰州政府宣布自 2022 年 7 月 1 日开始，针对煤炭行业实行新的特许权使用费累进税率，煤炭售价超过 175 澳元/ 吨的部分征税 20%，超过 225 澳元/吨的部分征税 30%，以及超过 300 澳元/吨的部分 征税 40%。
预计 2023 年昆士兰州煤矿吨煤成本中特许权使用费将在 13 美元/吨左右。根据昆士兰 州最新政策，若按照 2022 年纽卡斯尔港 Q5500 动力煤 FOB 价格 179.05 美元/吨计算， 则吨煤特许权使用费在 36.82 澳元/吨左右，按 2022 年平均汇率换算为 25.58 美元/吨 左右。考虑到 2023 年以来纽卡斯尔港 Q5500 动力煤 FOB 价格整体窄幅震荡运行，若 假设截至 2023 年 5 月 3 日的均价 126.21 美元/吨为全年价格中枢，则对应吨煤特许权 使用费在 19.09 澳元/吨左右，按 2023 年以来平均汇率换算为 12.99 美元/吨左右。
新南威尔士州则计划在 2024 年 6 月前继续沿用原特许权使用费政策。作为澳大利亚另 一煤炭主产地，新南威尔士州政府对煤炭生产企业执行的特许权使用费率根据矿井类型 确定，即露天矿井 8.2%，井工矿井 7.2%，地下深部矿井 6.2%。尽管昆士兰州在 2022 年高煤价背景下推出了更高层级的特许权累进费率，然而新南威尔士州政府并不打算改 变现有政策，并在今年初宣布将至少沿用到 2024 年 6 月。若假设 2023 年纽卡斯尔港 Q5500 动力煤 FOB 价格中枢为 126.21 美元/吨，则对应新南威尔士州煤矿的吨煤特许 权使用费在 11-15 澳元/吨左右，按 2023 年以来平均汇率换算为 7-10 美元/吨左右。
新南威尔士州加权平均特许权使用费率为 7.75%。截至 2022 年底，新南威尔士州共有 40 座在产煤矿，其中 22 座为露天矿，18 座为井工矿。为方便后续计算，可根据矿井类 型占比计算得出新南威尔士州加权平均特许权使用费率约为 7.75%。
为探究在当前澳大利亚政策、社会及煤炭供需环境下的动力煤价格支撑位，我们通过不 同煤价及成本条件下的利润敏感性测算、主流供应商成本曲线预测、高成本供应商盈亏 平衡线煤价这三种计算方式，为投资者提供不同条件下动力煤价格底部的不同可能性：
综合来看，（1）当 NEWC Q5500 动力煤价格低于 125-130 美元/吨时，成本较高的中小 型供应商或开始出现利润总额层面的亏损，但在现金层面或仍可实现部分盈利，存在一 定减产预期。（2）当 NEWC Q5500 动力煤价格低于 110-115 美元/吨时，成本较高的中 小型供应商或开始出现现金层面的亏损，供给边际收缩预期较强；同时，主流供应商中 成本曲线右侧的 Glencore 或开始出现利润总额层面的亏损，但在现金层面或仍可实现 部分盈利。（3）当 NEWC Q5500 动力煤价格低于 90-110 美元/吨时，主流供应商 Glencore 或开始出现现金层面的亏损，减产减亏预期较强，行业供给收缩风险增加。
1、不同煤价及成本条件下的利润敏感性测算： 为测算不同煤价及成本条件下的利润敏感性，我们需要假设不含特许权使用费的吨煤成 本范围、吨煤折旧与摊销；而吨煤特许权使用费由于从价计征，因此需根据主产地政策 要求另行计算。澳大利亚主要动力煤公司 2022 年不含特许权使用费的动力煤吨煤成本 在 59-91 美元/吨，平均为 73 美元/吨；吨煤折旧与摊销在 6-23 美元/吨，平均为 13 美 元/吨。考虑到 2023 年柴油价格等原材料成本压力预计将有所缓解，但劳动力短缺等问 题预计仍将广泛影响澳大利亚煤炭企业，因此吨煤成本或很难回到以前较低的水平。此 外，考虑到所选样本量有限且均为当地知名企业，其在优质资源获取和规模效应方面理 论上较其他中小企业有更多优势，据此或可推断行业可能还存在吨煤成本更高的部分中 小企业，因此假设不含特许权使用费的行业平均吨煤现金成本在 60-100 美元/吨之间变 动，行业平均吨煤折旧与摊销取 6 家煤企 2022 年均值 13 美元/吨。
对于澳大利亚主产地而言，当煤价降至 115-125 美元/吨时高成本煤企或因亏损而减产。 对于两大主产地昆士兰州和新南威尔士州而言，当 NEWC Q5500 动力煤价格低于 110- 115 美元/吨时，吨煤现金成本较高的企业或开始出现现金层面的亏损。若考虑非现金成 本（折旧与摊销），则煤价需达到 125 美元/吨及以上才能保障企业维持盈利状态，以支 撑其供应的稳定性。由于此处吨煤折旧与摊销取平均值，因此非现金成本高于平均的企 业若要参与市场供需平衡，其所能承受的价格下限或需达到更高水平。
2、主要动力煤公司成本曲线预测： 若从主流公司成本曲线来看，NEWC5500 大卡动力煤价格的支撑位在 115 美元/吨左右。 上述结论是站在单位成本及单位盈利角度，为更直观了解成本对供给的边际影响，我们 基于以下假设刻画出主要动力煤生产商 2023E 成本曲线：（1）产销量：Whitehaven 由于在今年一季度下调了全年煤炭产量预期，故根据产量新 目标与 2022 年实际产量相比的降幅来预测 2023 年动力煤产量；Peabody 根据一季度 情况假设全年销量维持 2022 年水平；其余公司则假设随着今年强降雨天气缓解产销量 将有所回升，但预计不超过 2021 年水平。
（2）不含特许权使用费的现金成本：Yancoal Australia 和 Glencore 根据公司展望， 2023 年吨煤现金成本预计将有所下降；BHP 根据公司展望，2023 年吨煤现金成本或仍 有进一步提升的风险；Peabody 根据一季度情况，2023 年吨煤现金成本预计同比仍有 提升；其余公司由于去年现金成本较以往提升幅度不大，假设 2023 年同比持平。 （3）特许权使用费：由于年初以来海外煤价走势逐步进入平台期，整体波动幅度收窄， 叠加美联储本轮加息周期结束，下半年海外能源需求存在回升预期，因此我们认为全年 海外煤价中枢或维持一季度水平。根据 Yancoal Australia 一季度动力煤价格 338 澳元/ 吨较 2022 年下降幅度假设各公司全年动力煤售价，并根据 2022 年各公司特许权使用 费综合费率计算 2023 年吨煤特许权使用费。
（4）吨煤折旧及摊销：由于各公司动力煤业务每年折旧摊销费用总额整体变化不大， 因此假设 2023 年各公司折旧摊销费用总额与 2022 年持平，随着产销量有所恢复，吨 煤折旧及摊销成本预计将同比改善。 综合以上假设计算得出，2023 年澳大利亚主要动力煤生产商中预计 Glencore 位于成本 曲线最右侧，吨煤现金成本达到 92 美元/吨（2022 年 110 美元/吨），完全成本达到 115 美元/吨（2022 年 134 美元/吨）；在 6 家公司中其动力煤年供应量（澳大利亚地区）同 样最大，达到 6000 万吨以上，占澳动力煤年产量的 20%以上。考虑到行业可能还存在 吨煤成本比 Glencore 更高的部分中小企业，因此，当 NEWC5500 大卡动力煤价格低 于 115 美元/吨时，Glencore 及其他吨煤成本更高的动力煤生产商或因为利润亏损而考 虑边际收缩供应量，导致行业供需边际收紧，支撑煤价在该位置企稳。
3、高成本主流供应商盈亏平衡线煤价测算： 在 2022 年成本状态下，高成本主流供应商的盈亏平衡煤价为 112 美元/吨左右。由于成 本曲线右侧公司中，兖煤澳大利亚（Yancoal Australia）几乎只经营煤炭业务，基本可 认为其合并利润表营收及成本即煤炭业务营收及成本，且与其他公司相比其成本细分项、 各矿山产销量及矿山基本情况披露相对更详尽，因此我们选取兖煤澳大利亚作为代表， 计算其在当前成本状态下的盈亏平衡线煤价，以探究高成本主流供应商可接受的最低煤 价。
对此我们做出以下假设： （1）不含特许权使用费的成本：假设不含特许权使用费的现金经营成本及非现金经营 成本（折旧及摊销）不变，仅考虑吨煤售价对特许权使用费的影响。 （2）特许权使用费：根据兖煤澳大利亚控股在产矿山情况，莫拉本、沃克山、亨特谷、 斯特拉福德/杜拉里是位于新南威尔士州的露天煤矿，采用特许权使用费率 8.2%计算； 艾诗顿是位于新南威尔士州的井工煤矿，采用特许权使用费率 7.2%计算；雅若碧是位 于昆士兰州的露天矿，采用当地最新累进费率制度计算。 （3）其他支出：不考虑减值、投资净收益、外购煤成本、存货变动的影响。 （4）自产煤销量/应占可售煤炭产量：由于不考虑投资净收益，因此也不考虑权益入账 的中山矿贡献的可售煤炭产量。
综合以上假设计算得出，在 2022 年成本状态下，兖煤澳大利亚的盈亏平衡煤价为 161 澳元/吨左右，按 2022 年平均汇率计算为 112 美元/吨左右。由于兖煤澳大利亚煤炭产 销结构中 80%以上为动力煤，且根据近三年情况，公司动力煤售价与吨煤综合售价之间 的差价保持在 6-7 澳元/吨左右，因此或可得出 2022 年兖煤澳大利亚的盈亏平衡动力煤 价格在 155 澳元/吨左右，按 2022 年平均汇率计算为 108 美元/吨左右。
综上，基于成本支撑角度，我们认为澳大利亚 NEWC Q5500 动力煤价格支撑位或在 110-135 美元/吨之间。根据年初澳煤进口逐步放开以来国内外价差走势，若假设国内可 接受的进口价格倒挂程度为 0-70 元/吨，则国内北方港口 Q5500 动力煤价格支撑位或 在 900-1100 元/吨之间。自 2 月中旬以来，NEWC Q5500 动力煤价格基本稳定在 120- 125 美元/吨范围内，而截至 5 月 12 日，北方四港 Q5500 动力煤市场价整体在 975-985 元/吨，平均价格为 978.75 元/吨，因此尽管短期内需求淡季效应及终端高库存环境大概 率仍将压制价格大幅上行动力，但当前国内动力煤市场价或已非常接近价格支撑区间底 部，进一步下行空间有限，一旦后期基本面利好因素逐步增多，价格或易涨难跌。
（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。）
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