转自中信期货研究所2022年6月15日能源与碳中和组•月谈会议纪要
报告要点
2022年6月15日下午，由中信期货主办的能源与碳中和·月谈在线上举行，本期聚焦能源板块下半年投资机会，邀请了来自原油、天然气与煤炭领域的三位嘉宾为大家呈现了有特色、有价值、有深度的逻辑和观点，以下为本次会议纪要。
正文
一、发言嘉宾
1：朱子悦 中心期货研究所 能源与碳中和组负责人1．原油部分1.1 欧盟制裁短期影响有限，但明年俄罗斯原油出口或大幅下降 欧盟通过对俄油制裁方案，宣布在年底前减少90%的俄罗斯石油进口量。俄罗斯原油有200-250万桶/日出口至欧洲，其中75-100万桶/日通过管道出口，超过150万桶/日通过船运出口，目前制裁标的不包括管道出口的原油。成品油有超过200万桶/日出口至欧洲，合计油品出口量为400-450万桶/日。若减少90%的俄油进口量，减量接近350-400万桶/日。
亚洲可承接大多数俄原油减量：目前印度已承接近80万桶/日的俄原油，中国已承接30万桶/日，后续承接量或分别上升至100万桶/日及50万桶/日。
预计在极端情况下俄油出口减量或达200-250万桶/日：若欧盟进口减量为400万桶/日左右，亚洲增量为150万桶左右，实际减量为200-250万桶左右，其中原油出口多数可以被亚洲买家承接，主要减量来自成品油。 短期内俄油减量不及预期，但明年下滑风险较大：多渠道消息显示，4月俄罗斯原油产量较2月下降约100万桶/日，5月、6月产量将有小幅恢复，但在欧盟制裁背景下，中期俄罗斯原油产量或下滑超过200万桶/日。考虑原油豁免期6个月，成品油豁免期8个月，产量和出口量下降在明年体现。
船只保险禁令影响待观察：欧盟和英国同时禁止欧盟公司为运送俄罗斯石油的商船提供保险和再保险，旧有合同需在六个月内逐渐淘汰，新合同则不允许签署。规避手段可能有：
1）由国家或其他非欧洲保险公司提供保险或背书；
2）在公海上进行换船，还可以隐藏货物目的地。
1.2 OPEC+剩余产能充足，但存在结构性差异 OPEC+剩余产能693万桶/日，足够完成其增产目标，但其中接近35%分布于伊朗与俄罗斯，受制裁影响较大。剔除受制裁国家后，剩余产能超过75%集中于中东四国。按国家来看，沙特剩余产能为180万桶/日左右，是剩余产能最多的国家，阿联酋为110万桶/日左右，其次为伊拉克与科威特。其余各国的合计剩余产能只有108万桶/日，OPEC+增产计划能否实现取决于核心国家。 核心国家活跃钻机数偏低，短期增产能力有限：剔除俄罗斯与减产豁免国后，OPEC+超过75%的剩余产能集中于中东核心四国，但目前核心四国各自的活跃钻机数较疫情前水平低25%至43%不等，其中剩余产能最为充足的沙特活跃钻机数较疫情前水平低43%，短期来看，核心国家仍难以迅速兑现大量剩余产能。
1.3 美国总体钻井增长仍然缓慢，但完井结构持续改善 页岩油企业资本开支意愿偏低。尽管2022年一季度油价再次大幅上涨，但2022年一季度美国油企的资本开支环比下降3.22% 目前美国油企追加资本开支的意愿面临经济衰退风险与碳中和两大要素制约，增产意愿相对偏弱。页岩油企业的资本开支一般需要6-12个月才可兑现成为产量，短期内美国原油产量难以快速上升。
当前美国钻井增速仍然偏低，按照年初至今的周度平均增长率预测，美国本土活跃钻机数到九月才能恢复至疫情前水平，而活跃钻机数的增长一般领先原油产量1.5-2个月，增产实际兑现或更为偏后。
1.4 全球原油需求情况
高利润下全球炼厂投料需求有保障。高利润刺激炼厂开工：以美国为例，目前其炼厂加工利润超过55美元/桶，作为前瞻性指标，高利润下炼厂将保持较高开工率。随着国内疫情迎来拐点，需求回升下炼厂利润或有好转，叠加对主营炼厂出口配额增加，或带动炼厂开工率持续回升。
出行旺季汽油需求仍然向好。美国消费者美国出行旺季如期来临：尽管近期美国汽油价格连创新高，但美国消费者出行热情不减，5月汽油价格与汽油消费量均同比上升，EIA预测今年夏季美国单位人口汽车出行里程数将达到历史最高值。国内疫情逐步缓解：国内百城拥堵指数七日平均值因端午假期而回落，柴油持续去库且裂解差偏强，短期需求仍未崩塌。工业指标虽有放缓但仍在高位，短期柴油需求仍有支撑：尽管经济下行压力不断增大，但美国制造业PMI新订单仍保持在50以上，工业指标放缓但仍在高位，短期来看，柴油实体需求仍未崩塌。
航煤需求持续修复。夏季出行需求仍有支撑：随着海外逐步放宽出行限制，今年全球商业航班数量同比上升近27%。尽管机票价格随着燃油价格同步上涨，但被疫情压制已久的出行需求有较强韧性。根据彭博预测，夏季出行高峰时全球航煤需求或为590万桶/日左右。
1.5 全球原油价格展望
中期经济下行压力增大，流动性收紧施压油价。全球油品需求增速与经济增速密切相关。在过去20年间，全球GDP与油品需求同比增幅相关性高达0.89；平均GDP每增长1%，油品需求增长0.5%。世界银行大幅下调今年全球经济增长预期：预计全球增长将从2021年的5.7%下降到2022年的2.9%，远低于今年1月预期的4.1%。由于俄乌冲突会继续扰乱经济活动、投资和贸易，而此前被压抑需求的释放逐渐完成，加之各国收回财政和货币宽松政策，预计2023-24年的增长率仍将大体保持在这个水平。高通胀下流动性压力增大：5月美国CPI同比录得8.6%，创40年来新高，欧元区通胀亦居高不行，倒逼央行收紧货币政策，流动性紧缩对中期油价重心有一定压力。
2．动力煤部分
2.1 国内产量维持高位，全年进口减量预期不变 保障能源安全，国内煤炭保供有望贯穿全年，原煤产量增长10%以上：未来内蒙仍有增产可能，重点关注鄂尔多斯。保供状态下，长协煤与市场煤“双轨”特点凸显：产地大矿兑现长协煤为主，外销减少，市场煤量减价涨。5月份进口煤同环比回落，全年减量预计8000万吨。
2.2 海外低库存及旺季预期支撑，国际煤价高位震荡 2022年全球煤炭增产预计4%，除中印外其余国家增量低于2.5%，难以对冲需求增长。海外国家库存仍有较大缺口：截至6月10日，印度电厂库存2.23亿吨，同比低27%；美国2月库存位历史最低水平。北半球夏季将至，海外动力煤价格高位震荡，澳洲煤价领涨全球，南非煤跟随上涨。
2.3 发电及电力消费情况 疫情压制经济活动，4月全社会用电量同比转负。4月各地封控影响下，三产用电大幅回落，二产依然承压：分产业看，4月第一产业用电量同比增长5.5%；第二产业用电量同比下降1.4%；第三产业用电量同比下降6.8%；城乡居民生活用电量同比增长5.5%。4月高耗能行业用电量同比增6.13%，增速较上月回落0.19%；非高耗能行业用电量同比回落0.61%，增速较上月回落8.83%。
5月下旬电量同环比均出现下滑，火电增速回落明显，清洁能源增速放缓，但对火电挤出效果依旧。随着气温升高，各地日耗环比均有回升，其中两广日耗回升明显，东北华北高温天气带动发用电量上行，但同比依然偏低10%左右。2.4 沿海港口普遍垒库，沿海电厂小幅去库 大秦线检修结束以来，环渤海港口库存继续回升；江内库存大幅增加。截至6月10日，环渤海港口煤炭库存合计2293.3万吨（较上周+34.3）；截至6月10日，长江口煤炭库存合计543万吨（+92）。
内陆库存增速放缓，沿海电厂出现去库迹象。截至6月9日，沿海八省电厂库存合计3042万吨（较上周-67），内陆库存合计7519万吨（+28）。电煤热值结构性偏低，未来日耗回升或将导致快速去库；高库存基数仍将保障能源安全，压制夏季煤价高点。
3．天然气部分
3.1 欧洲天然气情况 地缘冲突导致俄罗斯对欧出口气量大幅下降。1-5月俄罗斯对西北欧管道气供应量约在2.11亿立方米/日，同比去年同期3.02亿立方米/日水平下降30%；俄管道气的减量主要来自亚马尔管道及乌克兰管道。
挪威对欧管道气供应增加，北非下降：1-5月挪威向欧洲大陆输送管道气3.26亿立方米/日，同比去年3.17亿立方米/日水平上升3%；阿尔及利亚与利比亚向欧洲的输气量为0.96亿立方米/日，同比去年1.15亿立方米/日水平下降17%。 低供低库存导致欧洲对于LNG的需求激增。欧洲主要国家LNG进口下行：1-5月欧洲主要国家LNG进口约28.5万吨/日水平，同比上升58%，管道气进口大幅下降导致欧洲对于LNG的需求激增，其中主要增量来自美国。 欧洲累库速度环比下降，且仍有下行预期。欧洲持续累库，累库速度环比小幅下降：当前欧洲天然气库容率为49.84%，周内累库速度为2.28%，环比下降且低于近五年平均水平；主因为管道气及LNG供应同时下降。
需求持续偏弱运行：短期气温持续高于历史同期水平，需求季节性低位。后期补库速度或有下降：月内挪威及北溪检修导致进口减量累库速度下行，当前0.46亿立方米/日水平使得累库速度下降0.8%至2.28%，后期北溪进一步减量以及Freeport进口减量兑现对使得欧洲累库速度下行至1.2-2%水平，欧洲补库压力重启。
3.2 美国天然气情况 美国总供给量及净进口量同比高位，但产量环比增速偏慢美。今年总供应量较去年高4.5%左右；其中自加拿大净进口干天然气量为58.9亿立方英尺/日，同比增加11%。美国本土产量环比增速偏慢：1-5月美国本土干天然气产量为942.3亿立方英尺/日，同比增加4%。贝克休斯数据显示，截至5月31日，美国天然气活跃钻机数量为151个，环比维持前值，对比疫情前2019年平均169个的水平存18个左右的差距。
美国消费回升电力为主要贡献部门，出口上行主要增量为LNG。美国消费量同比上行：1-5月美国国内天然气消费量为826.7亿立方英尺/日，同比增加4.6%；取暖季寒潮天气以及夏季高于往期的气温等极端天气均支撑了美国本土高需求。天然气出口整体上升：1-5月美国LNG出口量为23.78万吨/日，同比增加20%；年内液化出口产能利用率约在105.62%，高于去年同期2.6%；美国对墨西哥管道气出口量为65.6亿立方英尺/日，同比小幅增加3%。
Freeport超预期停运迫使出口降量：Freeport日出口量约在19.8亿立方英尺，占美国LNG总出口产能的17%，天然气总出口量的11%。
Freeport设计出口产能为19.8亿立方英尺/日，三个月内预期影响出口量至少在1800亿立方英尺。美国LNG出口受阻，国内供应回升补库速度加快：过去五年6、7月美国本土天然气平均消费量大约为643.8亿立方英尺/日，19.8亿立方英尺/日的额外供应占平均消费量的3.1%，额外增量一定程度上可缓解美国本土供应紧张的问题。当前美国天然气库存为2万亿立方英尺，较五年均值水平低3866亿立方英尺。在最新一期的短期能源展望中，EIA预测9月末美国天然气库存将达到2.99万亿立方英尺，较近五年均值低4370亿立方英尺。假设超过1800亿立方英尺的额外增量悉数用于补充库存，或可舒缓当前美国国内供需紧平衡态势，加快补库速度。 美国累库速度偏慢，升温预期支撑本土需求。美国天然气累库：6月3日当周，美国天然气库存为2万亿立方英尺，环比增加970亿立方英尺，累库速度环比上升，高于去年同期水平，然绝对值仍处于近五年较低水平。4．下半年能源价格整体展望 原油：三季度维持高位震荡，中期重心或小幅下移。美国CPI再创新高，市场对美联储收紧货币政策的预期不断加强，但消费旺季原油实体需求仍有支撑。短期内俄罗斯减量低于预期，但美国与OPEC+增产速度均偏慢，供需偏紧下三季度油价有望继续维持高位震荡。中期，流动性紧缩压制商品金融属性，经济下行压力增大压制油品实体需求，叠加美国与OPEC+逐步增产，油价重心或能下移；但目前全球油品库存处于偏低水平，且中期俄油减量开始体现，预计价格重心下降幅度有限。 欧洲天然气：短期维持高位，进入冬季或将上行。近期欧洲各大进口渠道供应量均有一定减量，挪威检修预期在7月初结束，北溪存不确定性，美国预期持续影响7-9月；短期内欧洲天气偏温和，天然气需求偏弱；受进口供应减量影响，欧洲累库速度存下行预期，补库再度承压，在北溪恢复之前，欧洲天然气预期持续高位。进入冬季后，取暖需求回升，或将带动气价上行。
美国天然气：维持当前偏低位震荡，谨防反弹。今年夏季美国气温预期整体偏热，对天然气的发电需求有明显支撑；目前美国本土天然气产量增速偏慢，补库速度远不如欧洲，库存处于偏低位置，然Freeport超预期停运小幅增加国内供应，预期三季度气价震荡为主，不排除极端天气推升需求提振价格的可能。进入冬季后，取暖需求回升，或将带动气价上行。 动力煤：旺季预期逐步兑现，高库存压制煤价高点。
1）日耗回升预期逐步兑现，结构性问题难以改善，电厂补库需求仍将支撑煤价：随着气温升高及复工复产，本周火电日耗已经改善，沿海电厂小幅去库，表现出夏季补库压力仍在，叠加结构性因素，对煤价有较强支撑；
2）高库存基数不容忽视，将压制夏季煤价高度：保供增产的效果在中下游累库中已有体现，清洁能源高发或压制火电出力水平，在高库存基数的保障下，今夏煤价虽有上冲可能，但高度难以突破去年高点。 二、发言嘉宾2：吴君 上海石油天然气交易中心 油品事业部副总监1. 世界石油需求恢复，对俄制裁打破供应平衡 观察过去六个月油价走势，石油价格形态先是经历急剧上涨，目前在宽幅震荡，需要关注横盘震荡之后是否会打开一个新的上涨区间。
全球石油消费已恢复至2019年水平。分品种来看，汽油、柴油消费较2019年基本持平，化工需求推动石脑油及液化气消费强劲，航煤需求修复偏缓。分地区来看，2022年相比2019年，欧洲及美洲消费均有下降，亚太增长，亚太作为消费量最高且增速最为显著的地区，主要消费贡献国为中国。预计2022年中国石油消费可达1595.3万桶/日，比2019年增加200万桶/日，增幅达14.7%。其中，液化气增长53万桶/日，石脑油增长50.5万桶/日，柴油增长47.3万桶/日，汽油增长29.5万桶/日。
对俄制裁打破供应平衡。过去三十年间，多数时间石油供应基本都能满足需求，供求关系总体趋于宽松。然当下对俄制裁，若俄罗斯的海上石油出口如果全部被禁，最大会有400万桶/日的缺口，伊朗和委内瑞拉两国产能理论上可以弥补，但就目前来看伊朗产能尚未恢复，委内瑞拉前景不明，供应上或出现缺口。 OECD国家库存显著下降。OECD各国原油及整体石油库存均显著下降，然各国库存减少的原因各不相同：美国部分企业为平衡年度税负减少了原油库存增加了汽油库存，以调节储备库存；欧洲则因天然气替代而减少了柴油库存。总结来看，当前全球石油供需格局呈现以下特点：1）疫情阴霾散去，世界石油需求恢复；2）对俄制裁打破供应平衡；3）OECD各国抛储未能抑制油价上涨，俄乌冲突长期化增加补库压力。2. 能源结构和地缘政治的影响分析 美国为世界石油市场最大的变量。当前前十大产油国分别为美国、沙特、俄罗斯、加拿大、伊拉克、中国、阿联酋、巴西、伊朗以及科威特。自2010年以来，美国页岩气革命取得突破性进展，石油产量在十年间翻了一倍，超越俄罗斯和沙特登顶第一产油国，成为世界石油市场最大的变量。其制裁同样影响着全球石油供应：查韦斯时代，委内瑞拉日产原油超过330万桶，探明储量大幅增长，然目前仅为70万桶/日；卡扎菲时代，利比亚石油产量160万桶/日，目前仅为90万桶/日；伊朗产量从470万桶/日降至250万桶/日；美国制裁也使得众多富油国无法释放其产能。 全球石油消费占比大幅下降，各地消费结构不同。观察过去25年世界能源消费结构变化，我们发现，疫情令全球能源消费大幅下降，石油消费占比持续降低。对比2020年世界各地能源消费结构，亚太地区的煤炭消费占比最高，石油和天然气的占比偏低。欧洲和北美对油气的依赖度更高。因此在当前油气价格高企的背景下，美国及欧洲靠天然气发电导致电价高位、经济高通胀，然中国依托于主力原料为煤炭的消费结构，所受影响相对较小。
俄罗斯出口格局存变数。从贸易流向来看，以俄罗斯为主的前苏联地区，石油出口主要流向欧洲和亚洲。数量来看，2020年中国累计进口石油5.57亿吨，其中0.83亿吨来自俄罗斯，占15%，仅次于沙特的0.85亿吨。2020年俄罗斯累计出口石油2.6亿吨，其中卖向欧洲1.38亿吨，占53%；卖向中国0.83亿吨，占32%。理论上，如果欧洲不再购买俄罗斯的石油，中国可以全部接盘，只要价格合适，物流通畅；实际情况是俄罗斯油贴水30美金，有着很强的吸引力，但受到制裁后，海运通道被大大限制，物流为主要限制项。 天然气部分俄罗斯为重要出口国，美国则以自用为主。俄罗斯作为世界第一大储量国，拥有全球天然气近四分之一储量，伊朗占比16%，土库曼斯坦占比10%。然就产量来看，美国为第一大产量国，不同于前苏联地区主要出口至欧洲，美国自用居多。从价格来看，战争对天然气价格影响强于石油，东北亚、荷兰及英国天然气价格涨势迅猛，但美国及加拿大价格在底部徘徊，或为最大受益者。
当前俄乌冲突的矛盾点主在物流。俄罗斯与德国北溪管道建成，俄罗斯将通过波罗的海直接与德国进行天然气贸易，这一点是美国不愿看到的。而从乌克兰方面来看，俄乌之争的核心是克里米亚，俄罗斯的经济基础是油气、军工和农业，黑海沿岸是前苏联传统的制造业基地和国际贸易枢纽。东部乌克兰富产铁矿和煤矿，工业基础发达，港口运输便利。因此俄罗斯方对于乌克兰是十分舍不得的。
综上所述，当前美国对于产油国的长期制裁是石油供应失衡的根本原因；亚洲和欧洲都希望实现能源独立，最终实现碳中和；制裁之下运输瓶颈短期无法突破，也将限制贸易发展。3. 未来市场趋势展望 高油价一直全球经济及消费。IMF下调经济预期，认为2022-2023只能维持在3.6%的水平，且美国密歇根大学消费者信心指数创四十年新低，可见当前能源高价损伤全球经济，欧亚进口受到抑制，美国高通胀同样压制消费。
美国印太战略将令油价长期受到地缘政治的影响。美国印太战略目标一直是要遏制中国发展，这一点上也将使石油成为美国的政治工具，令油价长期受到地缘政治的影响。在此背景下，中国必须依靠一带一路和双碳战略突出重围。本次俄乌战争解决了一个历史遗留问题，俄罗斯同意开建中吉乌铁路，该铁路全长约523公里，其中中国境内213公里，吉尔吉斯斯坦境内260公里，乌兹别克斯坦境内约50公里。中吉乌铁路建成后将是中国到欧洲、中东的最短货运路线，货运路程将缩短900公里，时间节省7至8天，这将进一步完善我国能源贸易链条。双碳部分，当前我国太阳能度电发电成本低于煤电，不再需要补贴，此外风电、氢能等新能源可再生能源蓬勃发展，基于此背景，我国有望通过3060碳达峰碳中和来解决传统能源进口依赖问题。
总结来说，
1）高油价将损伤欧洲和亚洲的石油进口国的经济；
2）美国的亚太印太战略将令油价长期受到地缘政治的影响，对于我国来说，这部分主要是利多的影响，针对中国也就是限制中国进口，则风险溢价始终存在；
3）最后就是中国必须通过一带一路和双碳实现能源战略突破。三、发言嘉宾3：徐成城 国泰基金 煤炭ETF基金经理 近两年煤炭行业表现强势，在煤炭价格中枢没有大幅上涨的情况下，525220煤炭ETF最近突破了去年的高位，主要原因是疫情之后的出口需求带动用电量快速提升。
疫情之后的出口需求带动用电量快速提升，是导致煤价大幅上涨的直接原因。在疫情后期全球经济恢复的背景下，全球经济对中国产业链的依赖程度加深，导致2021年中国出口制造业行业景气度提高，带动用电量需求快速提升。表现在煤价上，2021年5月开始，秦皇岛港5500大卡动力煤价格突破1000元/吨一路向上，最高达到2500-3000元/吨之间的近十年的高位。对此，监管层提出很多应对措施，第一层面是保供措施，第二层面是稳价措施。因为煤炭的核心是动力煤，下游发电业连接居民用电和工业用电，因此为了保障社会用电安全，国家出台很多政策来增加煤炭供应，强力的政策约束对煤炭价格、运输等方面都做出指导，但实际煤炭企业的增产意愿或有不确定性。
今年疫情导致的弱需求并没有压低煤价，旺季用煤仍有缺口。以今年3月以来煤炭市场来看，在疫情影响下，下游企业开工率下降明显，而国内煤炭的保供政策一直持续，在理论上供应增加、需求下降的假设下，我们并没有看到预想中的煤价下降的局面，因此实际煤炭产量提升可能不及预期。在淡季和疫情扰动影响下，煤价依然没有大幅下降，那么旺季用电高峰期的用煤如何保障？
根本原因：资本开支不足导致全球能源紧缺，俄乌冲突挑战原本贸易格局，全球能源价格上涨。我们需要考虑在全球能源供应短缺的大背景，这实际上是由全球过去十年在传统能源方面的资本开支下降造成的，俄乌冲突对全球能源供应又造成新的冲击，并改变了原本的能源贸易格局，增加了贸易成本，更加加剧了能源紧张局面。例如，欧洲减少使用俄罗斯能源，短期内又难以寻找到供应替代方，因此欧洲的通胀严重，尤其是能源价格。因此，从全球视角来看，全球能源供应面临增长瓶颈，煤炭供应难以提升，大宗商品价格由供需确定，则面临价格上涨风险。
地方政府和企业主观增产意愿不足，增产面临瓶颈。经历了供给侧改革的煤炭行业，中小煤矿基本关停，产能进一步向三西地区集中。对于地方政府而言，增产政策是长期政策还是临时增产的不确定性，其中存在央地博弈现象；对于煤矿企业而言，增产需要新的投资，尤其井工矿继续增产的投资金额大、开采难度高，除了“2030碳达峰”的政策方向下，未来的投资回报可能不确定，还有安全和环保方面的考量，因此企业自主增产意愿不足；目前80%以上的产能利用率可能是当前产量极限。 预计未来国内煤价中枢仍有上行可能。未来可能面临供不应求的情况下，煤价如何演绎？个人认为，或许通过提高煤价中枢（比如770提高到800），或允许某些品类煤炭价格上浮区间打开，或许通过其他方式，煤价仍有上涨可能。如果煤炭行业的紧张不能体现在煤炭价格上，那么会反映到中证煤炭指数上。指数是股票价格的合成，投资煤炭ETF的逻辑是简单的：目前煤炭行业公司盈利很好，预期向好，长期业绩有望增加，叠加煤炭公司主动增加资本开支去新增产能的意愿较低，因此煤炭行业和企业的利润和估值有望不断向上，未来指数涨幅可能更大。
总结来看，煤炭行业新增供应不足的问题将持续存在。首先，在双碳预期下，煤炭行业有望摆脱传统周期行业的特点，因为煤炭行业供给受到投资不足的约束，不会因煤价上涨而增加传统能源的投资，而会增加ESG和新能源的投资；其次，我国供给侧改革使整个行业集中度提高，地方政府因煤价增长而获益，因此增产动力可能不足；再次，全球流动性泛滥将推动大宗商品价格上涨。对于国内而言，煤炭供应的问题不是短期能解决的，海外煤价的上涨会对国内煤价起到拉动作用。 煤炭行业值得投资者长期配置。此外，新能源及相关高耗能制造业的发展实质上也是用传统能源来制造新能源，而且目前新能源的不稳定性还需要煤电灵活性改造和储能的发展，因此在新能源占比没有达到一定比重之前，煤电依然非常重要。未来随着电力市场化改革的推进，煤炭价格有望能白拜托限制约束，能反正真实市场价格。因此煤炭是值得长期配置的的品种。
