煤炭开采行业研究：供给弹性逐步释放_盈利稳定驱动估值提升.docx

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1、煤炭开采行业研究：供给弹性逐步释放_盈利稳定驱动估值提升1“煤荒”在全力保供之下已经缓减，2022年供需将基本平衡煤炭行业自 2016 年供给侧去产能以来，大量无效落后产能退出，煤炭供给侧改革 持续进行，尤其是双碳目标指引之下，煤炭供给侧产能的控制尤为严格，截止 2021 年 11 月，煤炭行业累计退出煤炭产能达到 9.8 亿吨，在去产能的同时，通过对现有产能的 有效整合，煤炭行业产能利用率及行业集中度不断稳步提升，供给侧改革以来，原煤产 量自 2016 年开始逐步增长， 2021 年 1-10 月总产量达到 33 亿吨，同比增速 4.0%，预 计全年煤炭产量超过 39 亿吨，将超过 2014

2、 年的历史最高水平 38.74 亿吨。目前看煤炭 总体保持一个供需平衡的状态。2021 年下半年煤炭经历“煤荒”之后，大幅新增 2.2 亿 吨产能（包括临时产能）确保冬季供电供暖煤炭供给的充足。但是总体看产能新增依旧 较少，缺乏一定的弹性，自 2016 年去产能以来，截至 2021 年 1-11 月国家发改委、国家 能源局累计核增核准产能共计 1.98 亿吨，根据我们的测算，最新产能达到 40.12 亿吨。 新增产能主要集中在晋陕蒙新产区，本次产能增长之后预计 2022 年煤炭产能增量不会 发生大幅波动，煤炭产能将进入一个平稳缓慢增长的时期，供需将维持一个相对平衡的 状态，2021 年煤炭价格

3、暴涨也将推动煤炭价格形成机制的调整，未来看好煤炭价格中枢 上涨。固定资产投资方面，煤炭价格自 2016 年以来长期处在较低水平，行业整体盈利较 为稳定，行业整体投资意愿低，煤炭行业固定资产投资完成额自 2013 年后连续 5 年负 增长，2021 年 1-10 月全年固定资产投资累计完成额为 3161 亿元，同比增速为 3.80%， 投资额仍远低于 2012 年的峰值水平，与此同时煤炭投资成本也逐年升高，煤企新建产 能意愿不高，单从煤炭新增固定资产投资数据来看，未来 3-5 年实现产能大幅增加的可 能性较小，预计除内蒙露天煤矿产能之外，其余产区供给弹性仍显不足。煤炭进口作为国内煤炭消费的一个补

4、充，进口数量受国家管控，主要是起价格调节 作用，2021 年 1-11 月中国煤炭进口累计为 2.92 亿吨，同比增加 10.60%。进口煤炭的主 要优势在于产品通过海运到达东南沿海港口，对于靠近港口的煤炭需求地区具有一定价 格优势，而优质焦煤的进口有效补充了我国优质焦煤产能缺口，所以焦煤对于进口的依 赖度较高，约占比 15%左右。总体看，进口煤炭对于煤炭行业的影响较小，主要关注点 在于进口焦煤，自 2020 年 11 月中国无限期停止澳洲煤炭进口之后，焦煤进口主要依赖 于蒙古国，因疫情通关不畅等因素而导致焦煤 2021 年上半年进口数量大幅下行，供给 端波动造成价格短期剧烈波动，焦煤价格在

5、9 月份创下最近 5 年新高。1.1 供给侧改革以来产能退出超 9 亿吨，CR5 由 41%提升至 52%煤炭行业自 2016 年供给侧去产能以来，大量无效落后产能退出，根据各地政府官 网披露数据结果显示，截止 2020 年底煤炭行业供给侧的改革累计退出煤炭产能 9.2 亿 吨，除去晋陕蒙新之外的产区合计去除产能 6.9 亿吨，2020 年作为十三五规划的最后一 年，合计完成 1.5 亿吨的产能退出，去产能对于供给侧的调整基本接近尾声，未来主要 集中在 30 万吨以下的小产能的陆续出清。供给侧改革有效促进了煤炭行业供给侧结构 的改善，退出了大量低效落后产能，降低了安全事故的频发，有效提升了煤炭

6、行业的集 中度和产能利用率。与此同时国家发改委、能源局对于煤炭的核增核准方面，2016-2021 年前 11 月，累计审核通过新产能共计 6.0 亿吨。新增产能主要集中在晋陕蒙新四大煤炭 产煤省份，预计 3-5 年可以陆续实现投产，粗略测算 2021 年底煤炭产能将达到 40.12 亿 吨/年，而 2021 年我们测算煤炭总需求将达到 43.41 亿吨，目前煤炭供应总体短缺达到 0.58 亿吨，依据现有产能以及新增加的速度，我们预计 2022 年供需将达到平衡，供需 均将达到 45.9 亿吨的水平（包括供给侧进口的 3.3 亿吨煤炭）。1.1.1 加速退出中东部小规模、无效落后产能，预计还将退

7、出 1 亿吨以上供给侧加速小产能以及中东部大量无效落后产能的退出，2016 年 2 月国务院印发 关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见(国20167 号）发布以来，根据 各地政府官网数据以及国家能源局统计数据分析显示，自 2016 年起截至 2020 年，全国 累计原煤去产能达到 9.2 亿吨 ，其中化解落后产能的地区主要是晋陕蒙新四大煤炭主 产区之外的其它煤炭地区，2016 年到 2020 年合计去除产能 6.96 亿吨。分区域看，主要 集中在中东部地区及西南地区，其中去产能数量超过六千万吨的省份依次是贵州 8452 万吨、河南 6715 万吨、山东 6454 万吨，去产能超过 5 千

8、万吨的省份分别为云南、河北 和四川，分别为 5609 万吨、5422 万吨、5291 万吨，煤炭去产能主要为清退规模小、安 全环保不达标、开采深度大等矿井产能，除山西、陕西之外，去产能主要是中东部、西 南地区低效落后产能。在加速中东部落后产能淘汰的同时，2019 年以来尤其加速了产能在 30 万吨/年以下 煤矿分类处置工作，根据国家能源局官网数据显示，截至 2020 年底全国 30 万吨/年以下 煤矿合计 1129 处、产能共计 1.48 亿吨/年，相较 2018 年底降幅分别达 45%、41%。2021 年去产能依旧集中在小规模、落后产能的加速出清。煤炭经历的产能的大幅出清，优化 了存量结构

9、，提升了单井生产能力和大规模煤炭生产基地进一步集中，有效优化了供给 侧的产能结构。未来煤炭供给侧将保持一个稳定的格局，对于稳定煤炭市场供给具有重要作用。总 体看煤炭去产能有效缓减了煤炭行业产能过剩，稳定了煤炭市场，对于未来长远发展奠 定了基础。供给侧加速出清但是产能新增的释放数量较为缓慢，叠加 2021 年煤炭全年 因为安全检查、停产整顿导致煤炭产量在上半年同比较大幅度下滑，而下游对于煤炭的 需求快速增加导致煤炭产能缺口在 10 月份累积到了最高点，全社会煤炭库存水平达到 最近 5 年最低水平，11 月动力煤价格暴涨，创历史新高，预期未来供给侧对于产能的调 整将会更加弹性。2022 年煤炭产能

10、除内蒙露天矿以外，其它已经批复和在建的产能依旧 进展较为缓慢，释放产能有限，但是鉴于 2021 年煤炭产量造成煤炭价格波动的影响， 临时产能的释放预计将对 2022 年煤炭产能释放一定弹性。预计 2022 年全年煤炭产能侧 的约束将不再。1.1.2 多地战略性重组大型煤炭集团，千万吨以上占比达到 71.43%淘汰落后产能的同时煤炭存量产能也在不断的进行整合，2017 年中煤能源兼并重 组国投、保利和中铁等企业的煤矿板块，甘肃省、贵州省、辽宁省分别重组成立甘肃能 源化工投资集团、盘江煤电集团、辽宁省能源集团。2018 年神华集团与国电集团合并重 组更名为国家能源集团，2020 年 8 月山东兖矿

11、集团并入山东能源集团，重组之前，山东 能源集团是山东省内煤炭产量最大的企业，而兖矿集团则是山东省内第二大煤企，重组 完成后新成立的山东能源集团煤炭产量将达 2.91 亿吨左右，成为国内仅次于国家能源 集团的第二大煤炭企业。2020 年 10 月，山西省煤炭企业重组基本完成，原七大煤炭集 团调整为 1 家煤企、1 家能源集团。其中同煤集团、晋煤集团、晋能集团 3 家煤企联合 重组，新设成立晋能控股集团，三家企业合并后资产总额达到 1.11 万亿元，煤炭总产能 约 4 亿吨。除上述重组以外，陕西省在 2004 年就合并 10 家省内煤炭企业，成立了陕西 省内特大型煤炭企业陕西煤业化工集团。根据 2

12、020 年煤炭工业协会数据显示，年产量在 1 亿吨以上的煤炭企业有 6 家，总 产量达到 16.82 亿吨。千万吨以上产量企业总产量达到 27.46 亿吨，占 2020 年总产量比 重达到 71.43%。大型煤炭集团的形成有利于提高行业的集中度、提升生产效率，能够更 加切合市场实际供需关系，科学、安全合理安排生产，保证持续稳定的供给，确保精益 化运行，未来煤炭企业将加速整合，组建大型集团化将成为主要的趋势。煤炭行业大型 集团化的趋势促进行业由过度竞争向寡占型转变，一定程度上会减少过去恶性竞争的局 面再次出现。煤炭大型集团的趋势我们预计仍将持续进行，未来依旧有巨大整合空间。 将有效提振国家对于煤

13、炭行业的管控，对于稳定煤炭价格和提升行业整体效率和利润都 具有重要意义。根据国家统计局公布数据显示，规模以上煤炭开采与洗选业企业数量逐年减少，尤 其是 2012 年以后，私营企业数量大幅下降，而国有控股企业数量相对保持稳定，去产 能以来，煤炭企业的数量也是不断减少，2016 年煤炭私营企业数量为 2621 家，2019 年 有 2192 家，减少了 429 家。国有企业控股的煤炭企业数量自 2016 年的 872 家上升到 2019 年的 954 家，增加了 82 家。煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见 （征求意见 稿），全国煤矿数量控制在 4000 处左右，未来煤炭企业数量预计将会进一步减

14、少。根 据能源局公布的各年度煤炭企业 50 强名单及对应产能，分析得到煤炭行业的市场集中 度数据，可以看到自 2016 年起，煤炭行业的市场集中度就不断提升，2016 年 CR5、CR10 分别为 28.07%、41.89%，2021 年这组数据分别为 39.71%、52.42%，市场集中度提升明 显。1.1.3 供需不均衡导致“煤荒”，下半年 2.2 亿吨新增产能保供缓减压力煤炭行业最近5年保持产量持续低正增长速度，行业进入一个有序平稳发展的时期。 煤炭作为中国主要的能源之一，需求随着下游火电、钢铁等需求的不断平稳增加，但是 经历 5 年的供给侧去产能导致煤炭行业对于新增需求释放不足，导致供

15、给侧对于煤炭的 投资、扩产有较大的悲观情绪，煤炭价格低迷导致行业盈利不足，部分煤企财务状况恶 化，行业大部分煤企对于新增产能以及资本开支因此更为保守，新增产能的兑现短期无 法快速弥补去产能导致的产能空缺，尤其叠加政策、环保等因素带来的停产影响，供给 侧弹性不足导致 2021 年上半年煤炭短缺逐渐显现。上半年迎接“百年大庆”多地煤矿 加大安全检查、停产整顿力度，煤炭产量释放弹性不足，产量低于同期水平。2021 年 1- 7 月，煤炭三大主要产区煤炭月生产总量持续下降，但是下游的需求快速增加，主要的 火电领域上半年保持双位数增速，需求的旺盛导致 2021 年 1-10 月煤炭供需缺口持续存 在，1

16、0 月底库存大幅减少，部分电厂煤炭可用天数达到预警的 7 天，部分地区 “煤荒” 出现，下游电厂被迫拉闸限电，供需不平衡驱动煤炭价格不断上行不断创历史新高。2021 年下半年国家发改委大力推动煤炭保供措施的落实，短期快速释放内蒙、山西 等地优质产能 2.2 亿吨（含临时产能）进入冬季保供，使得产量迅速提升，日均产量在 11 月份突破 1200 万吨/天的大关。在发改委强力的保供政策之下，煤炭产能在 11 月份 之后快速增加，2021 年 1-10 月煤炭总产量接近 33 亿吨，同比增速达到 4%，电厂煤库 存快速增加，可用天数持续上升，12 月之后开始逐步达到 20 天的安全水平，“煤荒” 的

17、情况有所缓减，但是煤炭补库存仍旧持续进行，2021 年“煤荒”导致煤炭价格保持较 高位运行，长期看供给端仍将受政策约束，产能短期无法快速释放，供给侧对于煤炭价 格的支撑将会持续。根据 2016 年以来每年新增审批的产能数量判断，按照平均 3-5 年 的建设周期测算，未来 3-5 年全国煤炭产能不会发生大幅波动，总供给数量保持一个基 本平稳的水平。预计 2022 年煤炭供需压力将大幅减缓，整体保持平衡，长期看煤炭供 给侧弹性不足的问题在经历本次“煤荒”之后将有所缓减，对于煤炭去产能的把握以及 对新产能的释放均将更为稳健。1.2 新增产能 7 月前仅 1500 万吨，未来 3-5 年新释放产能将继

18、续平稳煤炭新增产能方面，2016-2020 年分别核准 400 万吨/年、6330 万吨/年、9000 万吨/ 年、20160 万吨/年和 4460 万吨/年，核准新增产能总量较低，19 年以来逐年衰减趋势。 2021 年 1 至 7 月仅为 1500 万吨左右，10 月下旬煤炭缺口累计，煤炭价格大幅上涨，发 改委紧急批复煤炭产能 2.2 亿吨用于冬季保供。整体看核增核准煤炭产能数量大幅减少， 未来 3-5 年内这一部分煤炭产能的释放空间相较于全部煤炭产能而言比较有限。根据 2018 年国家能源局公布的生产产能数据、建设产能数据以及 2018-2021 年核增核准粗略 测算，2019 年、20

19、20 年、2021 年煤炭产能预计为 36.09 亿吨/年、38.41 亿吨/年、40.12 亿吨/年，总产量释放空间有限。固定资产投资方面，截止 2021 年 10 月，煤炭行业固定资产投资完成额为 3161.66 亿元，同比增速为 10.60%。固定资产投资相对而言依旧是低于去产能之前的水平。根据 煤炭行业固定资产投资规律，新投资产能一般建设周期时长为 3-5 年，估算未来新增投 资兑现的产能增加将依旧十分有限，产能的大幅释放可能性比较小，煤炭行业供给端不 会发生大幅波动。此外双碳目标对于碳消费总量的控制和新能源的推动，新增煤炭投资 未来不会有大幅好转。1.2.1 五年新增产能超过 6 亿

20、吨，91%集中在晋陕蒙新由于 2016 年以来煤价过快上涨，在“平抑煤价”、“保供应”的背景下，产能的主 要增量来源为核增核准的新增产能、取消“276”限产政策后，煤炭行业有效提升了产能 利用率和市场集中度。根据国家发改委和能源局网站披露的不完全数据显示，2016 至 2021 年前 11 月，累计核准煤矿 104 座，合计产能 60417 万吨。其中晋、陕、蒙、新 4 个省区一共核准 89 座煤矿，核准生产能力合计占比高达 91.26%。东西部煤炭供给的差 异未来将进一步加大，晋、陕、蒙、新未来将成为主要的煤炭供应区。分年度看，2016- 2020 年分别核准 400 万吨/年、6330 万

21、吨/年、9000 万吨/年、20160 万吨/年和 4460 万吨 /年，核准新增产能总量较低，19 年以来逐年衰减趋势。2021 年 1 至 7 月仅为 1500 万吨 左右，10 月份之后煤炭产能缺口暴增，库存水平大幅下降，煤炭价格暴涨至历史最高位， 发改委临时核增内蒙、山西等地 2.2 亿吨（含临时产能）用于冬季保供。核增核准煤炭 产能数量大幅减少，未来 3-5 年内这一部分煤炭产能的释放空间相较于全部煤炭产能而 言比较有限。2017 年、2018 年年底国家能源局公布全国煤炭总生产产能数据分别为 33.36 亿吨/年、35.30 亿吨/年，而煤炭行业新增投资一般需要 3-5 年才能实现

22、投产，根据 2018 年国家能源局公布的生产产能数据、建设产能数据以及 2018-2021 年核增核准粗略测算， 2019 年、2020 年、2021 年煤炭产能预计为 36.09 亿吨/年、38.41 亿吨/年、40.12 亿吨/ 年，总产量释放空间有限。根据中国煤炭工业协会 6 月 4 日发布的煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见 提出，到“十四五”末，国内煤炭产量控制在 41 亿吨左右，这一目标较中国 2020 年的 煤炭产量仅高约 5%，全国煤矿数量控制在 4000 处以内，大型煤矿产量占 85%以上， 大型煤炭基地产量占 97%以上；建成千万吨级矿井产能超过 10 亿吨/年。综合来看

23、， 供给侧增速将继续保持一个低增速，在双碳目标以及能耗双控等因素的影响下，未来 3- 5 年将保持低速稳定增长，预计煤炭中长期内将保持供需紧平衡状态不会发生改变。供 给侧的产能出清与新增产能的放缓，将推动煤炭企业增加产能的利用，根据国家统计局 的数据来看，剔除2020年受疫情影响的因素，煤炭与采选产能利率用自2016年的59.50% 持续提升，2020 年底达到了 72.80%。我国中东部、南部地区煤炭资源禀赋相对较差，去产能积极性超出预期，经过 2016 年-2020 年煤炭去产能的政策引导，煤炭生产格局发生较大变化，煤炭生产开发加速向 资源富集、开采条件好的晋陕蒙新地区转移。2021 年

24、1-10 月煤炭产量来看，四大产煤 省份产煤量分别为山西、内蒙、陕西、新疆，产量分别为 9.82 亿吨、8.32 亿吨、5.72 亿 吨和 2.43 亿吨，占比分别为 30%、25%、17%、7%，合计占全国总产量 79.76%，而 2016 年这一数据为 69%。去产能之后核增、核准产能也主要集中在晋陕蒙新四个省份，未来 新增优质产能将陆续释放，与此同时南方部分省份如湖南、江西、重庆等落后煤炭产能仍有退出空间，使得晋陕蒙新煤炭产能占有率进一步提升。根据煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见，到“十四五”末，煤炭资源禀 赋较为优异的 14 个基地预计产量将达到 39.6 亿吨左右，占目标产量比例

25、为 96.6%。其 中晋陕蒙三区煤炭产量占全国总产量比重超过 70%。煤炭资源的集中开采有利于加大开 采设备机械化、智能化的使用率，提升开采的效率和产能的利用率，降低开采成本和安 全事故发生率，与此同时规模化集中开采能够更有效稳定煤炭生产数量和运输效率，能 够根据下游需求合理安排生产，有利于煤炭行业供给侧的持续稳定，促进行业长远发展。 根据“十四五”煤炭指导中对于未来煤炭产能的规划主要集中在十四大煤炭生产基地， 晋陕蒙新合计超过 80%，其中山西三大基地规划产能达到 9 亿吨/年，神东煤炭基地 9 亿 吨/年，陕西 2 大煤炭基地产能规划达到 6.4 亿吨/年，蒙东基地规划产能 5 亿吨/年，

26、新 疆规划产能 3 亿吨/年。1.2.2 固定资产投资仍处在低位，未来 3-5 年产能释放依旧平稳根据固定资产投资的数据来看，煤炭开采与洗选业未来新建产能释放空间有限，叠 加目前新增产能批准的收紧，30 万吨以下小产能的加速退出，新增审批主要集中在核心 煤炭产区，极大增加了煤炭投资准入门槛，尤其是新增煤炭产能对于设备、开采方式、 环保、安全、产能规模、资本金、配套投资等方面的投入要求更为严格，尤其是煤炭价 格在去产能之后价格吸引力不够，此外投资盈利预期较低，投资额继续保持收紧态势， 截止 2021 年 10 月，煤炭行业固定资产投资完成额为 3161.66 亿元，同比增速为 10.60%。 固

27、定资产投资相对而言依旧是低于去产能之前的水平。根据煤炭行业固定资产投资规律， 新投资产能一般建设周期时长为 3-5 年，估算未来新增投资兑现的产能增加将依旧十分 有限，产能的大幅释放可能性比较小，煤炭行业供给端不会发生大幅波动。此外双碳目 标对于碳消费总量的控制和新能源的推动，新增煤炭投资未来不会有大幅好转。预计 2022 年煤炭产能依旧保持低弹性。考虑到中长期内，我国煤炭能源依旧是重要的能源供给品，煤炭依然是下游电力、 钢铁、建筑、化工的主要能源，特别我国资源蕴藏就是富煤少油的能源格局，短期内煤 炭行业的消费总量仍会低速增长。下游细分领域看，火电增量空间不大，但是短期内无 法大规模替代，钢铁

28、中煤炭的作用不仅是提供低成本的能源，更是重要的原料，建筑化 工领域煤炭同样短期无法替代。作为一个强周期的行业，当经济处于上行阶段的时候， 下游需求迅速增加，而煤炭行业供给产能扩张相对滞后，产能限制导致的供需不匹配， 煤炭价格受制产能弹性不足高位得到支撑，本轮大规模去产能历经 6 年时间，已经完成 供给侧的大变革，未来煤炭行业将迎来新的一轮煤炭景气上升的周期，煤炭行业盈利将 逐步见底回升，推动进一步产能利用率提升，长期看煤炭有序扩产，竞争格局清晰，煤 炭企业也将迎来估值重塑的历史性机会。1.3 进口煤炭总量在 3 亿吨，焦煤因疫情反复同比大幅减少 40%进口煤炭长期在中国煤炭消费结构中是一种补充

29、，也是作为煤炭价格调控的方式之 一，对于中国煤炭整体供给影响比较小。细分品类看，主要是焦煤进口依赖度较高，自 2020 年 11 月停止了澳洲煤炭进口以后，焦煤进口主要来自于蒙古国，2021 年受疫情影 响，主要口岸通关量受到扰动较大，对于焦煤价格产生较大的影响。2021 年上半年煤炭进口下滑导致供给边际增量减少，主要原因一是煤炭进口管控， 历年煤炭进口总量控制在 3 亿吨左右的水平，进口煤炭作为国内煤炭的补充其主要作用 是价格调控和部分煤种的补全，所以煤炭进口短期内无法作为煤炭需求的主力供应来源， 增量空间十分有限，2021 年 9 月之后大幅增加进口以减少国内供需缺口，所以进口煤炭 主要还

30、是国内煤炭供给的补充；第二是海外煤炭价格也随着大宗商品价格整体的上涨而 失去了进口优势，综合价格以及海运运输成本等原因，煤炭上半年进口数量低于历史同 期水平。2021 年 1-11 月，中国煤炭进口累计总量达 2.923 亿吨，同比增长 10.64%，在总产 量中占比为 7.81%。2021 年上半年煤炭进口累计同比增速持续为负值，主要原因是 2021 年全球大宗商品价格一路快速上涨，进口煤炭价格也水涨创高，尤其叠加海运运费涨价， 优势不在明显。自 2021 年 9 月以来，煤炭价格快速上涨，主要是国内产能不足以及安 全检查等原因导致供需出现较大缺口，根据国家矿山安监局统计，2021 上半年责

31、令停产 整顿 374 处，内蒙古 2021 上半年 90 处煤矿缩短了井下作业人员工作时间，71 处煤矿取 消了夜班采煤、掘进作业。煤矿煤炭进口 9 月后快速增加，10 月累计同比增速全年第一 次转正。目前中国海外煤炭的进口依赖程度最高的是优质焦煤，2020 年焦煤进口总量占总 销量比例为 15%，澳大利亚和蒙古国一直是最重要的焦煤进口国，2020 年焦煤产需缺口 达到 7300 万吨，2020 年累计进口炼焦煤达到 7262 万吨，同比减少 2.51%，焦煤的供需 缺口基本是由进口煤炭来补充，自 2020 年 11 月暂停澳洲煤炭进口以来，焦煤的供给格 局紧张，缺口主要由蒙古国补充。2021

32、 年焦煤进口数量低于历史同期，焦煤价格一路走 高。与此同时海外进口煤炭受到海运运费大幅上行，海外供需紧张煤炭价格也开始加速 上涨。煤炭进口价格指数自 2020 年 8 月 79.50 一路上涨，2021 年 8 月，煤炭进口价格 指数已经达到 182.10，同比增速 129%。此外疫情影响各煤炭通关口岸的通关效率，尤 其是中国进口蒙古国口岸，2021 年通关效率低，导致进口数量下滑明显。2021 年 1-9 月，炼焦煤进口数量较大幅度下滑，其原因一是海关总署停止澳洲焦煤 进口，第二是蒙古国疫情反复，焦煤进口通关受阻。由于国内炼焦煤资源禀赋的原因， 开采面临环保和安全的压力，2021 年 4 月

33、，山东省印发全省落实“三个坚决”行动方 案（20212022 年）的通知，要求关闭退出煤炭产能 3400 万吨，均为炼焦煤矿井。 而每年焦煤新增产能增速缓慢，焦煤长期处于供给需求紧平衡的状态，进口方面的供给 波动目前是 2021 年焦煤价格扰动主要因素之一。2 下游需求煤炭稳步增长，煤炭价格中枢提升我国能源蕴藏决定中长期煤炭作为主要的能源消费品仍将不会改变，根据 BP 全球 能源数据显示，截止 2020 年底，石油、煤炭、天然气依旧是全球主要的能源。2020 年 全球煤炭储量超过 1 万亿吨，其中亚洲煤炭占比超过 42%。中国长期以来能源结构都是 “富煤、缺油、少气”的状态，煤炭资源总量占一次

34、能源资源总量的 94%，而石油、天 然气资源仅占 6%，且其增产难度大，对外依存度高。中国作为世界上最大的煤炭生产 和消费国，煤炭一直处于十分重要的地位。亚洲煤炭储量丰富，煤炭资源相对供应和保 障要大于其它能源，且价格优势明显，对于发展中国家而言，煤炭是性价比极高的能源， 煤炭资源除了提供工业所需的燃料以外，在煤化工领域未来发展潜力巨大。当前和今后 较长时期内，工业化、城市化进程增速边际放缓，中国的能源消费增幅会回落，但是能 源消耗的总量还将较长的时间内持续增加，综合考虑我国油气资源储量、开采成本以及 进口安全与国际经济、地缘政治等复杂关系，煤炭在我国能源安全稳定供应中的兜底保 障作用这一基本

35、现状不会改变。目前对煤炭在能源体系中地位和作用的认识，逐步趋于客观和理性，同时煤炭行业 对生态环保强约束等的深入理解，已转化为技术进步和转型升级的强大动力，与此同时 下游火电、钢铁对于煤炭的依赖短期无法实现完全替代，与此同时新能源电力短期目前技术革以及成本控制方面仍然有很大的进步空间，特别是储能技术目前还在发展阶段， 新能源电力未来发展仍需要较长的路，中长期煤炭作为重要能源的地位中长期不会发生 改变。根据中国煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见（征求意见稿），“十四五” 时期，煤炭行业将进入高质量发展攻坚期。十四五期间，煤炭仍将占到我国一次能源消 费一半以上的水平。预计到 2025 年，煤炭消

36、费量控制在 41 亿吨左右，在整个能源消费 总量中占比大约为 52%。煤炭战略地位短期不会发生变化，煤炭行业经历 2016 年以来供给侧的产能去化， 快速出清了过剩以及落后产能，优化了供给端的结构和有效控制了供给端的数量，但是 下游需求的快速增加使得短期内煤炭产能无法快速释放，前文已分析产能未来增加将比 较缓慢，对于下游快速增加的需求弹性不足，尤其是海外大宗商品价格不断上涨，进口 煤炭价格失去价格优势的同时进口数量大幅下滑，导致煤炭缺口加剧，2021 年上半年， 发电量增速、钢铁、水泥产量同比增速均超过 10%以上，煤炭供给出现短缺，据我们测 算，煤炭 2021 年全年短缺超过 0.5 亿吨以

37、上，如果按照目前的核增核产数据计算，2022 年基本保持供需平衡状态。2.1 中长期煤炭仍将是我国最主要的能源双碳是中国提出的两个阶段碳减排奋斗目标（简称“双碳”战略目标）。即二氧化 碳排放力争于 2030 年达到峰值，努力争取 2060 年实现碳中和。碳达峰之前，煤炭将依 旧是最主要的基础能源，短期内不会被新能源所代替。因为煤炭不受季节、气候影响， 具有经济、可靠、稳定的优点，而目前无论是光伏、风电等新能源短期内无法解决稳定 性、发电有效时长、储能成本等一系列问题，所以煤炭作为电力能源主要上游材料的优 势依然存在。从碳达峰目标上看，到 2030 年碳达峰之前，非化石能源占一次能源的消 费比重

38、达到 25%，煤电下降空间有限，未来仍将是主要的电力能源提供来源。根据国家 统计局数据显示，2010 年全国能源消费总量为 32.5 亿吨标准煤，煤炭占比为 69.20%， 2020 年能源消费总量 49.8 亿吨标准煤，同比增长 2.2%。其中，煤炭在总的能源消费中 占比为 56.80%，虽然煤炭占比下降，但是煤炭消费总量增加了 5.8 亿吨标准煤，而水电、 核电、风电近几年增速较快但是占比仍旧较低，考虑到可再生能源制氢耦合现代煤化工、 CCUS 减碳、煤炭清洁利用、能源安全等因素，较长一个时期内我国仍需一定规模的煤 炭，综合判断碳达峰之前，我国煤炭消费总量将在 40 亿吨上下高位平台期，煤

39、炭作为 我国主体能源的地位是巩固的。2030 年碳达峰后碳排放要适度下降，煤炭作为碳排放的最大贡献者，必将承担减排 重任，因此 20302040 年煤炭消费量应该会出现较大幅度下滑，但仍是重要的能源品种； 2040 后，现有的大批燃煤电厂达到服务年限 30 年左右需要退出，可再生能源规模不断 的增加，以及储能发展规模化，煤炭消费可能出现快速下降，为 2060 年实现碳中和奠 定基础。目前国际形势纷繁复杂，能源价格波动巨大，能源安全问题不得不考虑，碳达 峰前煤炭作为主体能源的地位仍然不会动摇，之后加速减少碳消费。自 2016 年以来， 我国能源消费缺口依旧较大，2016 年达到 9.55 亿吨标

40、准煤，随着国家资源保障工作加 强、进口海外能源拓展、增加国内供应等措施，2020 年仍有 9 亿吨标准煤的能源缺口。双碳是长远目标，短期不宜出台过于激进的去煤政策，但减少煤炭消费的趋势会越 来越严格。双碳的目标虽然非常明确，但是目前仍旧在落实的前期阶段，应该完善好相 关的基础设施建设、稳定能源供给保障的基础之上，才能开始去煤减碳，包括新能源系 统的搭建与完善、电力体制的改革、碳排放权制度、交易市场的完善以及储能技术等多 方面工作，运动式“减碳”带来的后果就是能源供求紧张，价格大幅波动。2021 年 12 月 8 日至 10 日，中央经济工作会议提出传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的 替代

41、基础上。要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能 力，推动煤炭和新能源优化组合。也及时对“运动式”减碳提出纠偏。本轮“煤荒”过 后，煤炭和煤电在能源结构向绿色转型过程中的地位和战略作用被大家充分认识。多举 措保证能源供给、价格稳定，确保能源安全以及经济、民生的稳定。2.2 电力需求 2021 年全年预计 10%高增长，钢铁建材化工保持高弹性煤炭行业主要的下游应用领域分别是火电(52%)、钢铁(18%)、建材(14%)和化工(3%)， 四大领域合计煤炭消费量占总煤炭消费量的 80%以上，追溯到煤炭产业链的终端主要是 房地产和基础设施建设领域。以 2020 年煤炭消费结构看

42、，动力煤和焦煤全年消费总量 为 39.95 亿吨，其中动力煤为 34.37 亿，电力行业动力煤消费量为 20.86 亿吨，建材行业 消费动力煤 3.22 亿吨，供热行业消费动力煤 2.89 亿吨，化工行业消费 1.99 亿吨，冶金 消耗 1.72 亿吨，剩余为其它行业消费，而焦煤 2020 年全年消费量为 5.58 亿吨，其主要 用于下游钢铁冶炼。动力煤和焦煤作为煤炭重要的品种，是市场最为常见的煤炭品种， 其价格和量的变化最为市场所关注，动力煤主要为各大电厂的原料，其供给量和价格决 定了下游电厂的发电量及发电成本。焦煤作为炼钢重要的原材料，对于钢材价格和供给 量具有重要影响。尤其是国内优质焦煤

43、较为稀缺，价格影响因素多，波动变化较大。下游需求的中间产品来看，煤炭下游需求的景气程度主要是取决于火电、钢铁、建 材行业对应产品的产量，分别是火电发电量、粗钢产量、水泥产量，增速来看，除 2020 年受疫情影响全年增速较低。2021 年上半年，火电发电量、粗钢产量以及水泥产量均保 持 10%以上高增速，主要是 2020 年基数较低，以及海外需求高速反弹和夏季用电高峰， 煤炭下游尤其是电力板块，需求保持高增速。细分数据看，下半年火电仍保持高增速， 粗钢和水泥小幅下滑，截至 2021 年 11 月，主要下游火电、粗钢、水泥等产量同比分别 增长 9.9%、-2.60%和-0.20%，火电增速依然较快

44、，粗钢自 2016 年 9 月以来连续 5 年保 持产量正增速，21 年主要受房地产影响，下半年需求增速下滑明显，尤其是 10 月份、 11 月份。根据我们测算，2021 年煤炭消费总量达到 43.46 亿吨，同比增速达到 8.79%， 2019 年-2021 年复合增速为 5.65%。可以看到 2021 年化工、火电的消费同比增长最快， 火力发电消费煤炭全年总量预计达到 23 亿吨，同比增速为 10.03%，19-21 年复合增速 达到 5.78%，是煤炭下游占比最大的细分行业，电力需求也是成为驱动煤炭供给格局变 化的重要原因。2.2.1 火力发电是稳定电力保障的核心电力是煤炭行业最大的下游

45、行业，占比超过 50%，主要通过火力发电厂耗用动力煤， 剩余一小部分为燃气发电。前三季度，全国原煤产量同比增长 3.7%，比上半年增速回落 2.7 个百分点；前三季度，累计进口煤炭同比下降 3.6%，国家支持加大进口煤炭采购， 煤炭进口累计降幅逐步收窄。电煤价格持续攀升，屡创历史新高，电煤采购及保供工作 难度加大。煤电企业燃料成本大幅攀升，煤电企业亏损面明显扩大，8 月以来大型发电 集团煤电板块整体亏损，部分集团煤电亏损面达到 100%。2021 年前 11 月全国全社会用 电量同比增长 11.4%，其中火电作为发电的主力军，累计发电量达到 5.2 亿千瓦时，同 比增速达到 11.30%。其中

46、，第一产业、第二产业、第三产业和居民生活用电量同比分别 增长 18.1%、10.2%、19%和 7.5%。2021 年前三季度，全社会用电量 6.17 万亿千瓦时， 同比增长 12.9%，上年同期低基数以及今年以来国民经济保持恢复态势是用电量快速增 长的主要原因；两年平均增长 7.4%，高于 2019 年同期增速 3.0 个百分点。分季度看， 各季度全社会用电量同比分别增长 21.2%、11.8%、7.6%，受同期基数因素影响，同比增 速逐季回落；各季度两年平均增速分别为 7.0%、8.2%和 7.1%，总体保持平稳较快增长 水平。供给端看，火电在总的发电占比中会逐渐减少，从目前新增装机量的同

47、比增速数据 来看，电力生产保持增长。2021 年 1-10 月全国累计总发电量 67176 亿千瓦时，与去年 同期相比增加 6888 亿千瓦时，同比增长 10%。其中火电累计发电 47556 亿千瓦时，同 比增长 11.3%，占全国总发电量的 70.8%；清洁能源累计发电 19620 亿千瓦时，较去年 相比清洁能源累计发电增长 1665 亿千瓦时，同比增长 9.3%，占全国总发电量的 29.2%。 西南等部分地区还是存在电煤供应偏紧的情况，制约煤电机组的发电能力；此外部分地 区天然气供应紧张将影响气电机组顶峰发电能力。受气候影响，今年水电发力不足，下 半年基本都是负增速，全国水电设备平均利用小

48、时为 3159 小时，与上年同期下降 165 小时。新增方面，1-10 月份，全国发电新增设备容量 10544 万千瓦，比上年同期 8540 万 千瓦多投产 2004 万千瓦。其中，水电 1682 万千瓦，与上年同期增加 792 万千瓦，占全 国发电新增设备容量的 16.0%，火电 3651 万千瓦，与去年同期相比增加 156 万千瓦（其 中燃煤 2188 万千瓦、燃气 568 万千瓦，生物质 581 万千瓦）占全国发电新增设备容量 的 34.62%，核电 340 万千瓦，较去年增加 228 万千瓦，占全国发电新增设备容量的 3.22%。 发电装机延续绿色发展趋势，随着新能源企业入局和新能源研

49、发技术不断提高，风电全 国发电新增设备容量 1919 万千瓦，同比增加 90 万千瓦，占 18.2%，太阳能发电 2931 万 千瓦，同比增加 744 万千瓦，占全国发电新增设备容量的 27.8%。其中新增新能源设备 容量占全国新增发电设备容量高达 46%，比火电占比高出 11.38 个百分点。需求端看，2021 年极端天气的不断出现，带来的用电需求与工业需求走强相叠加， 带动全社会用电量频全国创新高，与此同时，清洁能源出力不足，部分电厂日均煤炭耗 量已超过历史同期峰值，预计火力发电需求有望进一步释放。8 月迎峰度夏，南方五省 区用电需求剧增，负荷需求创历史新高，蒙西、浙江、安徽、湖南、湖北、江西、广东、 云南、广西等省级电网在部分用电高峰时段电力供应紧张，将需要采取需求响应或有序用电措施，其中，广东、云南、蒙西的电力缺口相对较大。预计 2021 年全社会发电总量 仍将保持正增长，根据中国电力企业联合会预测数据，2021 年全年全社会用电量增长 10%-11%，电力需求的增长