2022年中国煤炭行业市场现状分析 长协煤价中枢上移

1. 现货：预计明年煤价中枢 800 元/吨，仍处于往年偏高水平

政策调控对于煤炭市场产量影响较大，保供政策何时退出是决定供应的关键。自 10 月 以来，相关部门为保障我国能源供应安全，保障群众温暖过冬，连续出台多项强有力的 增产增供措施，大力推进煤炭增产增供，加速释放煤矿优质产能，叠加煤价暴涨，生产 积极性得到提振，全国煤炭产量和市场供应量持续增加。据国家发改委 11 月 21 日表示， 目前煤炭调度日产量已稳定在 1200 万吨以上，连续创下历史新高。但未来的持续性仍 存疑问（一方面，如此高强度的生产会带来更高的安全隐患；一方面，随着煤价的理性 回归，部分煤矿生产积极性也会有所减弱）。因此，增产保供政策何时退出对明年煤炭 市场影响较大，我们预计在经历了今年煤价暴涨之后，相关部门此次大概率会先把煤炭 社会库存有效累积后，再考虑目前增产政策的逐步退出。在此期间，我们预计全国煤炭 日产将维持在 1150~1250 万吨水平（春节期间除外），保供过后产量逐步回归 1000~1200 万吨水平。

图：1~10 月，全国动力煤产量累计增长 4.4%

2022 年动力煤进口量仍以平控为主，总量预计持平，节奏或更平稳。近年来，我国已 将进口煤作为煤炭市场稳供应、调价格的重要砝码，采取“有控有进”的动态调控机制。 我们认为未来进口煤政策将进一步服务于国家对煤炭市场宏观调控的大局，并不拘泥于 具体数量，在煤价大幅上涨时适度放开，下跌时有所收紧，将稳定煤价放在首要位置。

用电需求韧性十足，火电主导地位难以替代。动力煤下游主要包括电力、建材、化工、 冶金和供热。今年煤价之所以出现暴涨，需求持续超预期是重要因素之一。我国尚处于 能源转型初期，面临新旧动能转换，“先立后破”的背景下，用电需求或持续超预期。同 时，短期内“迎峰度冬”下煤炭需求高涨，明年第三产业提振，有望继续充当拉动电力 需求增长的核心。总体来看，用电需求韧性十足。同时，能源替代的影响虽然长期存在， 但在新能源装机以及配套储能设施尚未规模化前，国内煤炭需求总体仍将维持增长，且 火电依然占据绝对的重要地位，2022 年不至于出现能源替代导致火电下降的情况。我们 预计 2022 年发电量同比增长 5.5%，火电耗煤同比增长 3.9%。

能源转型初期面临新旧动能转换，用电需求或持续超预期。虽然我国提出“碳达峰、 碳中和”的远景目标，但能源转型并非一蹴而就。2021 年 8 月，中央政治关于碳中 和工作提出了“坚持全国一盘棋，纠正运动式‘减碳’，先立后破，坚决遏制‘两高’ 项目盲目发展”等要求。核心思想是先把减碳的基础设施做好，在保证能源供给安 全、经济运行平稳的基础上，再开展后续减碳工作，进而形成旧动能（高耗能）尚 未淘汰，新动能大上快上的局面。因此，在转型初期对传统行业产品的需求本身具 备刚性。

第三产业有望继续充当拉动电力需求增长的核心。今年以来，第三产业用电飞速增 长也是拉动用电超预期的重要因素；1~11 月，第三产业合计用电量同比增长 19%， 其中租赁和商务服务业（24.7%）、住宿和餐饮业（23.6%）、批发和零售业（23.6%） 等同比增长均超过 20%。2022 年需要关注制造业外需可能回流的风险，出口增速 可能有所回落。但如果疫苗、特效药有效，消费和服务业尤其是出行的需求可能还 会受到提振，第三产业会继续充当拉动电力需求增长的核心。

今年 10 月以来，为保证我国能源供应安全，保障群众温暖过冬，相关部门对既有政策 纠偏，采取一系列“组合拳”强力出击，增产保供效果显著，煤价应声向合理区间回归。 目前煤炭市场不确定性因素较多，尤其是政策对供应端影响巨大，对市场走向起着主导 作用。纵观历史，相关部门历来针对煤炭行业的政策调控都秉持着多重目标，如兼顾电 企成本与煤企盈利、兼顾总需求下降与行业转型发展、兼顾碳达峰与高耗能产业等。考 虑我国煤炭供应多受保供等政策调控影响，进口仍以平控为主、总量预计持平，而在新 旧动能转换、第三产业提振及季节性需求等拉动下需求有望持续超预期，总体供需基本 平衡。综合政策导向和供需平衡表来看，我们预计今年煤价中枢 1000~1050 元/吨， 较去年上涨约 450 元/吨。2022 年动力煤整体供需基本平衡，价格将跟随季节性波动， 整体呈现先抑后扬格局（上半年探底），价格中枢 800 元/吨左右，仍保持较高水平。

2. 长协：基准大幅上调，中枢上移

12 月 3 日，2022 年度全国煤炭交易会上，发改委公布《2022 年煤炭长期合同签订履 约方案（征求意见稿）》。1）覆盖范围。覆盖所有核定产能 30 万吨/年及以上的煤炭生 产企业。需求方主要是发电、供热用煤企业；支持冶金、建材、化工等其他行业用户签 订煤炭中长期合同，鼓励化肥生产等重点领域企业参与合同签订。2）定价机制。总体 原则为煤炭中长期合同坚持“基准价+浮动价”定价机制，实行月度定价，在 550~850 元/吨合理区间内上下浮动，其中下水煤合同基准价暂按 5500 大卡动力煤 700 元/吨 签订，非下水煤合同基准价按下水煤基准价扣除运杂费后的坑口价格确定。浮动价方面， 采用全国煤炭交易中心综合价格指数、环渤海动力煤综合价格指数、CCTD 秦皇岛动力 煤综合交易价格指数、中国沿海电煤采购价格综合指数 4 个指数，选取每月最后一期价 格，各按 25%权重确定指数综合价格。指数综合价格比基准价每升降 1 元/吨，下月中 长期合同价格相应同向上下浮动 0.5 元/吨。3）签约数量。煤炭中长期合同原则上为一 年及以上合同，鼓励按照价格机制签订 3 年及以上长期合同。3 年及以上长期合同量不 少于各企业签订合同量的 50%。煤炭企业签订的中长期合同数量应达到自有资源量的 80%以上。2021 年 9 月份以来核增产能的保供煤矿核增部分按承诺要求全部签订电煤中 长期合同。发电供热企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期供需合同全覆盖。

基准价大幅上调，全年长协中枢上移。一方面，此次长协基准价为 700 元/吨，较此前 的 535 元大幅上涨 31%（上调 165 元），长协基准价超预期上调；2021 年全年年度长协 均价 648 元/吨，基准价若上调至 700 后，预计全年长协中枢上升至 750 左右，同比上 涨 100 元/吨左右，长协中枢确定性提高。一方面，本次长协首次提出合理区间，“550~850 元/吨”，允许价格宽幅震荡，打消市场对于煤炭重回“计划煤”的担忧，行业盈利整体 更为稳定，利于行业估值整体提升。

图：Q5500 港口均价与年度长协

3. 煤炭行业高质量发展可期

长期来看，煤炭供应面临收缩。在能源转型、“双碳”背景下，煤企出于对行业未来前景 的担忧以及考虑到新建煤矿面临的较长时间成本和巨额的资金投入，普遍对传统主业资 本再投入的意愿较弱，这也意味着我国未来新建煤矿数量有限。此外，煤炭作为不可再 生资源，随着开采年限的增长，亦面对资源枯竭、产量下滑的压力，因此从长周期角度 而言，煤炭产量天花板逐步显现，煤炭资源将显得愈发稀缺。“十四五”期间，煤炭在我国能源体系中的主体地位和压舱石作用不会改变，在国内供应增量有限、进口煤管控常 态化的背景下，行业供需总体平稳，集中度有望进一步提高，在煤炭供给侧结构性改革 持续深化的背景下，煤炭行业高质量发展可期。