煤炭行业分析：1H22压力集中释放；2H供需再收紧

回顾动力煤历史性的一年

3 月-9 月: 供应重新收紧和需求高增，动力煤价格稳步上行

供暖季结束后，国内生产管控再度收紧且需求增长强劲，动力煤价格自 3 月起单边上行。 5,500 大卡港口动力煤现货价从 2 月底 568 元/吨上涨至 8 月底 1,108 元/吨，实现价格翻倍。 生产管控重新收紧：2020/21 冬季供暖季结束后，保供期间允许临时超能力生产的相关政策 收回。同时，3 月 1 日起正式实施的刑罚修正案规定对未发生生产事故，但存现实危险的违 法行为提出追究刑事责任，有效抑制了煤矿的超产意愿。即便在价格上涨和扩盈的情况下， 煤矿仍无意违法超产。以上因素致 3 月后，国内产量快速回落。进入 6 月后，煤矿事故增 多，以及 6 月底到 7 月初为迎七一大庆全国煤矿大面积停产检修，煤矿生产受到压制。

强劲的电力需求和水电乏力。年初至今电力需求增长强劲，9M21 同比增长 12.9%。同时，受 南方地区干旱气候影响，6/7/8 月水电发电量分别同比下降 6.0%/2.8%/2.8%。在总量高增和水 电替代弱的背景下，火电发电量 9M21 实现 12.9%的同比增长，直接对应对煤炭的高需求。

9 月-10 月中旬：供应短缺，价格飙升

存量产能产出下降，新增产能贡献缓慢 9 月份，存量产能产量环比下降, 而新增产能释放缓慢，导致淡季被动去库存，价格飙升。 存量方面，1）煤矿事故频发导致事故煤矿停产和区域安全检查力度提升；2）9 月陕西省举 办全运会，导致当地大规模煤矿临时停产。新增产能方面，主要来自于 7-8 月露天矿用地 批复，但其产量释放进度较慢，1）由于露天矿用地涉及征地和村庄搬迁，需要给予当地居 民相应的征地补偿。但由于煤价过快上涨导致有居民反悔先前条款并要求提高补偿金的情 况发生，延迟整个过程；2）对于原本处于停产的露天矿，用地批复后需 1-2 个月进行土地 剥离才可投产，无法马上形成有效产量；3）而原本已经在产露天矿，接续用地批复或只能 提高开采强度，边际产量提升空间有限。

10 月下旬：“有形之手”+增产见效

10 月上旬价格过快上涨倒逼政府采取强制的限价手段，且价格上限逐步降低，执行范围越 来越大：从非强制性对保供煤采取 1,800 元/吨港口价格；到对保供煤实行坑口限价，按民 营矿/国营矿分 1,500/1,200 元/吨；再到不分民营/国营，不分是否保供，实行坑口 1,200 元 /吨限价，后再降至 1,000 元/吨。同时，前期核增产能以及批复的露天矿产能产量开始释放， 鄂尔多斯煤炭日产量显著增加，从 9 月平均 190 万吨增至目前 240 万吨以上水平。

季节性需求或将主导 2022 年煤价表现

预计 1H22 动力煤价格将面临较大下行压力，主要来自于年底大量核增产能的产量释放，叠 加春节至 6 月的需求淡季。进入 2H22，供需情况应得到改善，受益于需求的季节性修复， 包括 7-8 月夏季用煤高峰和 11-12 月冬季高峰。基于保守的假设原则，预计全年动力煤供 给过剩量约为 1,200 万吨，其中 1H22 过剩 4,500 万吨，2H22 短缺 3,300 万吨。主要假设 如下：1）2022 年 3-12 月日产动力煤攀升至 980 万吨（春节效应 1-2 月单日产量较低）， 高于今年 8 月的 900 万吨，相当于年化产能增加 2.8 亿吨；2）新建水电机组持续（白鹤滩） 投产放量，同时水电利用小时数同比提升 100 小时，以反映正常年份水电机组出力水平；3） 风电和光伏发电新增装机容量为 120GW。（报告来源：未来智库）

我们认为由于明年春节提前，动力煤基本面将从 1 月中旬开始转弱。春节期间煤炭消费量 通常会比节前下降 40%左右，而煤炭生产强度下行幅度小于消费强度，因此我们预计煤炭 库存将快速累积从而导致价格回落，与今年年初的情况类似。但我们预计明年一季度以后 的煤价走势将与今年有所不同（今年煤价 2 月底触底后开启单边上涨行情至 10 月中旬）。

2020/2021 年冬季产量增加是由于保供期间政府允许煤矿临时超能力生产，因此当采暖季 结束后，该超产部分被重新收回，推动价格 2 月底触底回升。然而，2022 年的情况则不同， 由于新增供给来自于合法化的核增产能，意味着这部分增量供应无法重新在供暖季结束后 被收回以实现供应收紧。因此，我们认为供应过剩将贯穿明年上半年，并导致库存累计以 及价格疲软。

根据保守的假设原则，我们对 2022 年供应和需求采取最大化和最小化处理。供应预测方面， 假设 3 至 12 月日均动力煤产量为 980 万吨，较今年 8 月日均产量增加 78 万吨或年化产能 增加 2.8 亿吨（或 3.12 亿吨，若假设产能利用率为 90%）。我们认为该增量可以对应 2021 年所释放的新增产能，尤其考虑到相当一部分新核增产能或无法转化为实际新增产量。需 求预测方面，我们认为 2022 年主要增长仍来自于电力端：1）假设总发电量同比增加 4.6%， 按照 2022E 预计实际 GDP 增长 4.8%（世界银行预测 5.4%，华泰宏观预测 4.6%，我们在 此区间内保守取值 4.8%）、电力弹性系数（电力增长对实际 GDP 增长的比值）1.0x（2020 年为 1.35x, 9M21 为 1.1x）测算； 2）2022E 水电利用小时数增加 100 小时，且有效装机 容量增加 12.9GW，来自于白鹤滩和苏洼龙水电站继续投产，以及乌东德、两河口和杨房沟 水电站的贡献增加；3）风电和光伏新增装机容量为 120GW 和 4）核电新增装机容量为 6.5GW。

中期：动力煤供应短缺或重现

电力行业需求进一步上涨

我们认为虽然中央政府要求在 2030 年前实现碳达峰，但动力煤需求尚未见顶（主要来自电 力板块需求拉动）。根据我们测算，煤炭需求至少在 2025 年前仍处于稳步增长期，尤其考 虑到目前我国经济发展的两大结构性背景，1）结构目标从十三五规划中提升服务业比重调 整至十四五稳定制造业比重；2）工业/交通/建筑部门电气化率提升。

我们注意到，结构重心向制造业转移决定了电力弹性系数（电力增长对实际 GDP 增长的比 值）将维持在高位，而非按照发达国家的服务业比重提高下弹性系数下滑的路径。终端电 气化率提升和前端电力的深度脱碳作为减碳降碳的关键，形成了从总量上提高电力需求， 结构上减少火电厂发电比例的过程。而这个过程，对煤炭的需求节奏是先增后减，主要来 自于电气化率提升和能源替代难易程度带来的时间差。

清洁能源（风电和光伏）的稳定性问题自去年入冬以来就暴露无遗，到今年已成为全球性 问题，引发近期市场对全球能源危机的担忧。国务院印发的《2030 年前碳达峰行动方案》 对碳减排工作提出指导方针，指出国家要稳妥有序的安全降碳。行动计划是以保障国家能 源安全和经济发展为底线，循序渐进推进碳达峰行动，推动能源低碳转型平稳过渡。我们 认为火电仍将作为基础用电的压舱石。

电力板块煤炭消费的量化分析

在测算电力板块的煤炭需求量时，需要考虑总量和结构量方面。电力总量测算方面，按照 上述电力需求和 GDP 的关系和终端电气化率抬升两方面考虑，逻辑上应当把电力需求分为 正常线形外推下 GDP 增长带来的电力需求增长和终端电气化带来的附加电力需求增长。但 是考虑到未来经济增长，尤其是制造业主驱动之一将来自于终端电气化率提升和电力脱碳 推动的电力链新增投资和设备改造升级，GDP 增长理应隐含至少部分附加需求增长。按照 相对保守的测算原则，我们对未来电力需求总量测算只考虑 GDP 带来的需求增长。

内部发电结构方面，《2030 行动方案》中对非煤能源装机明确提出的量化目标包括：1）到 2030 年，风电、光伏发电总装机量达到 12 亿千瓦以上；2）“十四五”、“十五五”期间分 别新增水电装机容量 4,000 万千瓦。核电方面没有明确的量化目标，提出合理确定核电布 局和开发时序，在确保安全的前提下有序发展核电。我们看到，《2030 行动方案》中对风 电和光伏的总装机量要求明显低于预期，此前市场预计 2025 年风光装机总量将达到 12 亿 千瓦。水电方面，“十四五”、“十五五”期间新增水电装机容量为 4,000 万千瓦，除去年和 今年逐步投产的乌东德和白鹤滩水电站，新增项目规划仍缺失；核电方面，由于核电项目 建设周期较长（一般在 6-7 年），按照目前在建核电项目，5 年内增量贡献将非常有限。

我们按照总量倒减的方式以及保守的测算原则来推导 2021-2025 年火电发电量的需求 （2021 年预测数据按照 9M21 外推计算）。对于非煤电力我们则采取较为激进的假设，以 确保我们对火电发电量预测的可实现高：1) 风电/光伏新增装机方面，假设 2022-2025 年 期间每年平均增加 125 吉瓦（风电+光伏总装机容量将在 2025 年内超过 2030 年的 1,200 吉瓦要求）；2）水电方面，假设乌东德 2022E 完成 1,020 万千瓦机组全年贡献，白鹤滩 2023E 完成 1,600 万千瓦机组全年贡献，两河口 2022E 完成 300 万千瓦，杨房沟 2022E 年完成 150 万千瓦，苏洼龙 2022E 完成 120 万千瓦全年贡献，而剩余 810 万千瓦于 2024E 和 2025E 年实现投产达产；3）核电方面，我们预计 2022-2025 年期间平均每年新增 3.7GW 装机（按 在建核电机组及其规划投产时间计算）。（报告来源：未来智库）

测算结果表明，2021E-2025E 总发电量复合增长率为 4.6%，火电发电量复合增长率为 2.5%， 风电+光伏发电量复合增长率为 20%。电力板块 2021 至 2025 年的动力煤需求量预计将增 长 2.4 亿吨。电力结构方面，火电比重预计下降 5.7 个百分点至 65.6%，而风电光伏占比则 提升 6.5 个百分点至 15.3%。

现代煤化工行业持续发展

我们基于现有的现代煤化工规划测算得出（按不同煤化工项目单位标煤耗煤量计算），全部 项目投产后可新增年耗煤量可达 8.31 亿吨（标煤当量），其中在产项目耗煤量为 1.31 亿吨/ 年，在建项目为 1.82 亿吨/年，规划项目为 5.18 亿吨/年。目前煤化工（包括传统煤化工和 现代煤化工）年耗煤约为 2.4 亿吨/年。

现有煤矿产能释放后供应将再次面临瓶颈

我们认为经过今年大范围产能核增后，现有产能潜力将被充分释放，后续产量增长需要新 增项目投产来实现。然而现有新增项目有限，因此，我们认为国内煤炭产量增长将在 2022 年扩张后重回停滞状态。要理解 2020 年以来产量增长缓慢的原因，需要回溯 2016 年煤炭 行业供给侧改革开启时的三项重要措施：1）276 个工作日政策，严禁煤矿超能力生产的同 时，进一步减少法定产能 16.5%（正常产能按 330 个工作日核准）；2）淘汰落后煤矿，并 暂停违法违规在产和在建煤矿；3）自 2016 年起三年内停止审批新建煤矿。前两项措施推 动 2016 年产量快速回落，扭转供需格局并拉动煤价回升，最一项措施则是 2020-2021 年 产量增长停滞的关键所在。

由于 4Q16 煤炭价格显著攀升，政府撤销了 276 个工作日政策，并通过产能置换的方式对 非法矿山（在产或在建）进行合法化，确保煤炭供应充足以满足国内需求。随着此前暂停 项目的复工复产，原煤产量经历了从 2017-2019 三年的高速增长期（同比增长 3.3-5%）。 但新建项目不予审批的约束造成新增产能的缺失，在 17-19 年非法在建矿集中投产释放后， 2020-2021 年进入产能释放空窗期。新产能审批禁令虽已于 2018 年 4 月解除，但鉴于煤炭 价格稳定处于合理区域，政府并不急于批准新产能。

2020 年底，由于风电/光伏出力不及预期，导致电力短缺、多地实行限电，并推动煤价快速 上涨，政府集中批复了一批新产能，总共包括 23 个煤矿项目（产能为 4,860 万吨）。在这 23 个新增项目中，20 个项目位于新疆（3,720 万吨/年），2 个项目位于陕西（900 万吨/年） 以及 1 个项目在甘肃（240 万吨/年）。我们注意到不仅总批复规模相对克制，且大部分项目 位于新疆，由于距离远运输成本高，对内陆供应的改善作用并不明显。

我们预计未来不会有大规模的新矿项目批准，因为这与中国的碳达峰目标背道而驰。根据 《2030 行动方案》，在煤炭消费方面，“十四五”时期将严格合理控制煤炭消费增长，“十 五五”时期将逐步减少”。若政府批复新建项目，考虑到 3-5 年的假设周期这些新增供应将 大多在“十五五”期间释放，不符合减少煤炭消费的发展目标。即使政府放松对新增项目 的审批，预计煤企增项的意愿也将十分有限：1）控制/减少煤炭消费的政策方向明确；2） 安全和环保要求的标准较以前更高，需要更高的资本支出。

2020 年底，由于风电/光伏出力不及预期，导致电力短缺、多地实行限电，并推动煤价快速 上涨，政府集中批复了一批新产能，总共包括 23 个煤矿项目（产能为 4,860 万吨）。在这 23 个新增项目中，20 个项目位于新疆（3,720 万吨/年），2 个项目位于陕西（900 万吨/年） 以及 1 个项目在甘肃（240 万吨/年）。我们注意到不仅总批复规模相对克制，且大部分项目 位于新疆，由于距离远运输成本高，对内陆供应的改善作用并不明显。

限价只是短期调控手段，非长期政策

在煤炭产量增长趋缓以及电力和化工板块需求稳定增长的背景下，我们预计动力煤将在 2023 年重现供应短缺态势。但市场的潜在担心在于，如果 2023 年或 2022 年底出现供应短 缺，政府是否会再次实施价格干预。我们认为近期的限价政策只是一个短期调控措施，主 要目的在于：1）保障冬季电力/供暖供应，以及 2）为下游用户争取时间适应高煤价环境， 将成本上涨转移至终端用户。

9 月至 10 月初的煤价疯涨超出市场预期，令监管机构和下游用户措手不及，尤其是对于因 电价机制传导不畅而无法转嫁成本的电企而言，面临全行业亏损。在此背景下，发电企业 被迫减少发电量以减少损失，监管部门只能采取价格控制措施。值得注意的是，在调控煤 价的同时政府放宽电价管控，允许市场交易价格的浮动区间扩大至基准电价的+/-20%（此 前：-15%下限，10%上限），且对高耗能用户电价不设上限。多数省份的电力交易价格随即 提升到 20% 的上限，高耗能用户的电价甚至上涨了 70%之多。我们认为电力市场化交易 为发电企业提供了成本转嫁渠道，届时煤炭价格的强制限价不再具有充分的前提条件。

2022 年焦煤价格降承压

预计焦煤价格将从目前高价水平回落，主要面临以下几方面压力：1）蒙古进口量回升带来 海外供应量增加，尤其考虑到明年 3Q22 蒙古-中国的边境铁路将投入运营；2）国内有效供 应增加，来自于动力煤供需转宽松后配焦煤重新回归焦煤供给市场，以及没有大庆对生产 的扰动影响；及 3）政策驱动下游焦化厂/钢铁厂或面临行政性减产，抑制焦煤需求。

预计 2022 年焦煤整体供应量同比增加 3,100 万吨或 2.4%，其中 1,500 万吨来自进口煤量 修复，1,600 万吨来自国内有效供应增加。需求端，假设明年生铁产量同比减少 1%，焦煤 需求量将同比下降 2,100 万吨或 1.6%，导致全年供应过剩 3,000 万吨（2021 年短缺 2,200 万吨）。因此，预计焦煤价格将从当前高价格回落，其中配焦煤由于与动力煤替代性强且价 格联动性强，其价格将出现较大波动；而低硫主焦煤则由于品种稀缺性和澳大利亚进口禁 令持续，价格波动会相对较小。我们预计 2022 年柳林 4 号主焦煤均价为 2,200 元/吨（2021 年：2,600 元/吨）。（报告来源：未来智库）

供给侧承压 I：进口量回升

今年焦煤供应短缺的主要原因之一是来自于蒙古和澳洲焦煤进口量的大幅下降，9M21 焦煤 进口量同比下降 41%至 3,504 万吨。中国去年从澳洲进口 3,535 万吨焦煤，占 2020 年焦 煤进口总量的 48%；从蒙古进口焦煤 2,377 万吨，占 2020 年 33%。今年以来，由于去年 10 月以来执行的对澳洲煤进口禁令，今年中国没有来自澳洲煤的进口；而蒙古方面，由于 对疫情管控不利，9M21 进口量同比减少 589 万吨。从甘其毛都口岸的卡车通关量观测，每 日清关的卡车数自四月以来维持低迷。除蒙古和澳洲以为，尽管今年前三季度从加拿大/俄 罗斯/美国进口的焦煤量同比增长 316 万/332 万吨/638 万吨或 92/76/862%，但仍远无法弥 补澳大利亚和蒙古的损失量。

2022 年，我们预计焦煤进口量将得到明显修复，主要来自于蒙古的进口提升 1）疫情逐步 得到控制后，边境通关车辆将有效抬升。十月以来，甘其毛都口岸单日清关车量数已开始 稳步回升，至每天 400 辆水平；及 2）铁路开通，连接蒙古 Tavan Tolgoi 煤矿和中国嘎顺 苏海图/甘其毛都陆路口岸边境铁路将于明年 3季度投入运营，该铁路年运力为3,000万吨。 预计 2022 年焦煤进口量将同比增加 1,500 万吨或 30%至 6,500 万吨。

供给侧承压 II：国内有效供应量增加

今年焦煤价格表现强劲的另一个关键原因来自于国内有效供应收紧，1）山西省作为焦煤主 产地，安全环保督查力度加大导致产量边际收缩；2）七月建党 100 周年庆祝活动期间煤矿 大范围停产；及 3）动力煤严重短缺，导致部分配焦煤用于补充动力煤供应，从而导致焦煤 有效供应量减少。明年来看，尽管安全环保督查力度仍将持续，但不再有庆典活动带来的 停产风险，同时，动力煤供需转宽松后配焦煤重新回归焦煤供给市场，从而增加焦煤有效 供应量。预计 2022 年，国内焦煤供应量同比增长 1,600 万吨或 1.3%。

政策驱动钢厂/焦化厂减产

在环保和减排的政策基调下，我们认为钢厂和焦化厂 2022 年仍将面临行政减产的风险。基 于对生铁产量同比减少 1%的假设，预计焦煤需求将同比下降 2,100 万吨或 1.6%。但是值 得注意的是，目前钢厂和焦化厂的产能利用率都已接近历史最低水平，从环比变化角度看， 我们认为目前的焦煤需求或已接近最坏阶段。因此，我们认为后续焦煤价格表现将主要受 供应因素驱动，而非需求。

焦化厂分为独立焦化厂和钢铁企业自备焦化厂两类，分别占焦炭总产能的约 70%和 30%。 独立焦炭厂当前的产能利用率为 65%，仅略高于去年二月（农历新年叠加疫情影响）62.5% 的历史低位。自备焦化厂方面，我们虽然没有直观的焦化产能利用率数据，但是可以通过 高炉利用系数来观测焦化的利用率。Mysteel 数据显示，截至 11 月 5 日，全国高炉产能利 用率为 62.4%，仅高于今年七月 55%的历史最低水平。而我们认为今年建党庆典停产带来 的 55%的低利用系数不能作为正常水平下的底部，而应被视为非正常性的极端数据。鉴于 钢铁为了实现全年粗钢产量平控的目标，短期集中大幅度限产，我们认为目前独立焦化厂 和自备焦化厂利用率应已触底，后续有望回升。

（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。）