其实从碳元素的视角来看，焦煤与动力煤本质相同，在瘦煤、气煤、1/2中粘煤等煤种中存在重叠，都是可以作为能源的煤种。只不过焦煤的稀缺性导致了焦煤用在经济效益更高的冶金行业，那么当动力煤因为能源供需紧张而变得稀缺时，势必对焦煤供应产生挤占效应，焦煤与动力煤的价格存在一定的相关性。但是这种相关性在去年下半年有所走弱，这与焦煤下游的房地产需求的疲弱有关，去年下半年开始焦煤的价格走势更多体现了工业冶金属性而不是跟随动力煤的能源属性，但是当焦煤与动力煤的价差过大，焦煤依然会受到能源属性的制约，需要深入研究全球能源价格变动对于焦煤价格的影响。

国内焦煤矿新增产能投放有限，主要以提升产能利用率为主，但是焦煤矿经过多年开采，焦精煤洗出率不断降低，内矿的供应增量预期有限，那么影响盘面的重要的边际变量主要在海外焦煤的进口量。在2020年中国禁止进口澳煤以来，全球焦煤贸易格局已经发生了很多变化，海外焦煤价格高于境内形成倒挂，那么这种倒挂现象有没有可能发生扭转，有必要重新进行一次梳理。

2021年以来，海外主焦煤出现过两次大幅波动，两次波动都与全球能源市场冲击相关。但是不同点在于，第一次主要由需求冲击引发，第二次由供应冲击引发。2021年7-12月的全球能源价格飙涨的主驱动是疫情后各国经济复苏至过热阶段的能源需求爆发，但是经过多年的“减碳”运动，全球在煤炭开采行业的资本开支不足，能源行业资本开支主要流向以风能、光伏、核能为主的清洁能源，传统原油、天然气等能源的投资不足叠加新能源供应的不稳定，共同造成了全球能源供应体系的“脆弱化”。而2022年上半年的波动主要是由于俄乌战争导致欧洲禁运俄罗斯的能源产品，全球煤炭、天然气和原油供应端均出现扰动，从而造成焦煤价格的被动抬升。

2020年新冠疫情暴发后，中国率先经济企稳，欧美等国经济随后复苏，到了2021年夏季，全球经济已经由复苏转为过热，同时北半球进入用电与出行高峰期，于是能源体系的脆弱性在爆发的需求下暴露无遗。

根据BP公司2022年能源统计图鉴来看，2021年全球一次能源的需求增加了5.8%，同比2019年增加了1.3%。化石能源消耗量占一次能源消耗总量的82%，2019年占比为83%，2016年占比为85%。

2021煤炭消耗量增长超过6%，达到160 EJ(艾焦，热量单位)，略高于2019年的水平同时也是2014年以来的最高水平，中国和印度占煤炭需求增长的70%以上，2021需求分别增加3.7和2.7 EJ，中国与印度的煤炭供应也相应增加4.4亿吨，供应增量主要用在本国消费。值得注意的是，在连续十年的煤炭消费下滑之后，欧洲与美国在2021年出现了煤炭消费上升。

从发电量来看，2021年全球发电量增加了6.2%与金融危机后2010年的发电量增幅6.4%接近。2021年风能与太阳能的发电量占比首次达到了10.2%，并且超过了核能的占比。煤炭发电依然是占比最大的，从2020年的35.1%提高到了2021年的36%。尽管天然气发电量2021年增长了2.6%，但是天然气发电占比从2020年的23.7%下降到了2021年的22.9%。

从电力供应端来看，煤炭发电装机量2017年2091056.78兆瓦，至2022年达到2169992.95兆瓦，6年复合增速1.25%，增速较慢，但是依然是全球发电的最大主力。全球煤炭行业投资额从2020年的638.98亿美元缩减到了2022年的380.31亿美元。原油相关投资基本可以忽略不计，经历过2021年的寒冬冲击，2022欧洲也增加了天然气的投资至138亿美金，原油与天然气发电装机量也长期维持在3000000兆瓦附近，并没有太多增量出现。

在经济转热，能源需求提升的同时，能源供应存在一定的结构性问题，由此引发了2021年的能源冲击，全球各类主要能源价格均在上涨，焦煤作为广义上的能源也无法独善其身。动力煤供需格局受到各国经济需求与碳排放政策的影响，此外还受到地缘政治的影响，那么预计在动力煤供需偏紧格局改变之前，焦煤依然保持一定的能源属性。

2022年2月24日俄乌冲突后，世界大宗商品尤其是欧洲能源领域的贸易流向和供需格局出现了剧变，原油、天然气、煤炭均有一定上涨，焦煤也受到冲突的影响跟随煤炭出现了一波不小的上涨，而俄乌冲突期间煤炭价格的上涨主要是受到欧洲天然气突然断供暴涨的影响，能源安全与气候威胁导致欧洲不得不考虑重启煤电。

当然，焦煤这一次上涨既有俄乌冲突的外因助推也有内因的支撑，比如蒙煤受到疫情防控政策影响通关量同比偏低，其次因为每年的春节后到6月前是钢厂季节性复产与增产周期，2022年上半年，钢厂一直保持对于未来需求的乐观预期，铁水日均产量从2月18日的200万吨提升至6月17日的243.29万吨。

2023年2月，俄罗斯副总理诺瓦克表示，2022年俄罗斯石油出口总量达到2.42亿吨，增长幅度为7.6%；2022年俄罗斯石油总产量为5.35亿吨，相比2021年增长2%；2022年俄罗斯天然气出口总量为1844亿立方米，下降幅度为25.1%。2022年煤炭产量总计4.436亿吨，略高于去年。煤炭出口2.109亿吨，同比下降7.5%。

俄乌冲突对于俄罗斯的原油、煤炭、天然气贸易都有影响，但是欧美禁运俄罗斯煤炭与原油后，俄罗斯大量的煤炭和原油出口转向了中国与印度，并且俄国国内煤炭需求的增加也帮助俄罗斯对冲了欧洲需求的减量。

俄乌冲突影响最严重的还是天然气领域，这与欧洲能源结构相关。根据BP能源统计年鉴数据，能源消费结构来看，天然气占比24.96%，原油占比33.47%，煤炭占比12.15%，核能+水力+可再生能源占比29.42%；从能源发电结构来看，天然气占比19.82%，原油占比1.19%，煤炭占比15.67%，核能占比21.89%，水力占比16.11%，可再生能源23.47%。

大多数欧洲国家的发电结构在21年冲击过后并没有发生太大的改变，这也为俄乌冲突切断俄罗斯天然气供应导致天然气价格飙涨埋下了隐患。

欧洲天然气价格相对于煤炭、原油的价格波动更大，主要原因在于欧洲天然气相较煤炭和原油的供应与需求弹性均偏低，天然气供应端高度依赖俄罗斯，而需求端的发电结构中的新能源还不算稳定，无法承受供应的突然短缺或需求的突然爆发。

俄乌冲突以来，欧盟对俄罗斯进行了多轮制裁，俄罗斯也公布了多项对应政策。其中对于能源影响较大的是俄罗斯宣布从4月1日起，“不友好国家”从俄罗斯进口天然气需要使用卢布进行结算，4月08日，欧盟禁止从俄罗斯进口煤炭，并将俄罗斯更多个人和实体列为制裁对象。6月03日，欧盟宣布6个月内停购俄海运原油，8个月内停购俄石油产品，但豁免管道石油。

从供应来说，欧洲管道天然气45%进口量来自俄罗斯，短时间内无法找到合适的替代，即便美国液化天然气出口到欧洲的量暴增，航运限制下短期无法弥补这一缺口，荷兰TTF天然气报价从2月24日的37.56美元附近迅速上涨至3月8日的67.53美元，短时间内迅速上涨了81%，3月后天气回暖进入能耗下降期，天然气价格迅速回落。

从需求来看，出于碳中和的目标，欧洲进行了长时间的能源转型，图14发电结构可以看出，除了荷兰与波兰外，其他欧洲国家普遍依赖清洁能源进行发电，但是风能、光伏、水利发电的供应稳定性还偏弱，欧盟各国对待核能的态度也并不一致，天然气发电是比较符合欧洲碳排放政策的过度性选择，只不过俄乌冲突之后，欧洲为了摆脱对俄罗斯天然气的依赖，选择扩建LNG的产能以及加大LNG的进口，大宗商品数据分析公司克普勒的数据显示，2022年欧盟LNG进口量达到9473万吨的历史最高水平。其中，从美国进口的LNG占总进口量的41%，同比增长154%。

原油和煤炭都可以作为天然气的替代能源选择，但为何煤炭受到天然气的影响更大，而原油受到天然气影响更小，其实本质上还是经济性与碳排放约束的博弈问题。

从发热量来看，天然气8500千卡/m3，每立方米产生的CO2为1.885kg；标准煤 7000千卡/kg，每公斤产生的CO2为2.620kg；原油 9200千卡/kg，每公斤产生的CO2为3.1kg.同样是10000千卡的发热量来算，天然气二氧化碳排放量为2.217kg，标准煤二氧化碳排放量为4.763 kg，原油二氧化碳排放量为3.37kg.单位热量价格来看，1千卡等于3.9674英热单位， 1千克原油相当于1.4286千克标准煤。一桶原油大约为136千克，1桶原油的热值相当于194.2千克标准煤，也就是194.2*7000=1359400千卡。

图16计算了欧洲三类能源的单位热值价格走势，按照热值单价排序，近两年天然气高于原油且大幅高于煤炭，从波动率角度排序也是如此。那么从经济性角度考虑，在欧洲风能、光伏、水力发电、核能等可再生能源充分突破瓶颈之前，天然气的价值波动依然会比较频繁，且会对煤炭产生正相关的影响。

欧盟委员会执行副主席蒂默曼斯表示，欧盟成员国在转向可再生能源前，可以在煤炭上停留更长时间，以避免对天然气的依赖。在实际操作过程中，欧洲能源公司 Vattenfall 现已宣布暂时停止对已停运的德国慕尔堡煤电厂的拆除工作。在天然气供应问题与冬季的低温威胁下，欧洲各国普遍进行重启煤电操作。

据界面新闻整理，2022年12月12日，英国国家电网指示两台备用燃煤发电机组启动预热，这是英国在冬季首次征用备用燃煤机组。据法国国际广播电台(RFI)11月29日报道，法国宣布重启数月前停运的埃米尔·赫切特(Emile-Huchet)燃煤电厂。德国内阁则通过两项法令，宣布将大型硬煤发电厂的运营时间延长至2024年3月。德国经济部表示，天然气供应形势严峻，重新启用燃煤电厂可增加多达10吉瓦(1吉瓦=1000兆瓦)的容量。截至11月初，德国能源公司Steag、Uniper、莱茵集团(RWE)纷纷重启燃煤电厂或延长运营，德国煤电在今年冬季产能已增加约6吉瓦。

从图18可以看到，在2020年之前，焦煤/动力煤的比值缓慢提高，但总体在1.4-2.2之间波动，这一阶段体现了焦精煤的洗出率不断降低，从而稀缺属性不断提高。

2020年全年焦煤/动力煤的比值从年初的2左右下降到了2021年初的1.28，这一阶段焦煤价格围绕1100元/吨波动，比值降低主要体现了中国疫情率先复苏后动力煤逐渐紧缺的趋势。

2021年开始，这一比值的波动率迅速放大，1-2月期间，动力煤价格下跌而焦煤价格反涨，比值迅速提高，这主要是因为21年春节后动力煤供暖的需求走弱，同时很多大型煤矿假日期间保供不停工，港口的煤炭库也开始累库的趋势。反观焦煤，20 年 10 月我国沿海钢厂和公用事业单位收到通知，立即停止澳大利亚动力煤和炼焦煤进口。2020年 11 月份我国进口澳洲主焦煤仅 24.67 万吨，同比下降超过 90%。12 月份进口量更是下降至 0 吨。在房地产行业依然乐观的2021年，钢厂利润较好，钢厂提产与补库焦煤的积极性较强，焦煤的供需基本面一季度强于动力煤，带动比值走高。

3-5月期间，比值迅速回落，主要原因在于动力煤的供弱需强，这一阶段的焦煤价格围绕1300元/吨波动，但是港口Q5500动力沫煤价格迅速从600上涨至940元附近。主要原因在于天气转暖，耗电需求上升，5月底的沿海八省动力煤终端用户日耗为195.4万吨，处于三年同期最高，同时三峡处于枯水期，水电供应量不足。在建党100周年大会前期，山西、陕西、内蒙、山东等主产地持续开启环保督察措施，虽然存在增产保供政策，但是初期的执行落地效率不高，动力煤内矿供应受到限制。动力煤进口方面，澳煤进口依然为0，蒙煤受到疫情影响通关量，下游电厂煤炭库存仅在13天左右，处于近几年低位。

6-11月，进入夏季用电高峰，东南沿海地区出现拉闸限电，而在电力的供给端，煤炭继续供给侧结构改革，关闭表外小煤窑。2021原煤产量增幅5.9%，低于火电的8.9%，出现了3%缺口。同时，2021年为水电小年，京能清洁能源水力发电 4354小时，而2020年为4535小时。市场短期过于亢奋，金融资本炒作与现货的投机情绪较强，最后是通过期货修改规则以及强制行政手段解决了。在这个期间，港口Q5500动力煤大幅拉涨2500左右又迅速跌回1000附近，焦煤/动力煤价格的比值出现了近些年最低的1.04，并迅速反弹至2.4的高位，这一阶段的规律就是当动力煤出现极端供应紧张的情况下，焦煤跟随上涨，但是在动力煤快速下跌的阶段，焦煤下跌的幅度远小于动力煤，这里面体现的主要是投机需求的差异。