动力煤年度报告：煤价重回历史中枢，但多重政策转型下波动放大

来源：东证衍生品研究院

报告摘要

走势评级：动力煤:看跌

报告日期：2021年12月28日

★ 2021年回顾：疫情后复苏遭遇产能瓶颈，煤价刷新历史高点

2021年，煤价峰回路转。1-9月份，电力需求双位数增长伴随供应端产能瓶颈，煤价一路上行至最高2500元/吨。10月份后，保供增产叠加价格审查，煤价在短短1个月内急速下跌至1100-1200元/吨。供应端产能释放，需求增速下滑，2022年煤价中枢下移几成定局。

★ 2022年供应：煤炭预计新增产能2.5亿吨

7月份之后，发改委、国家能源局等部门积极推进煤炭增产保供政策。8月-10月份期间，共累计批复煤炭核增产能2.3亿吨。叠加2022年大约2000万吨在建产能投放，2022年全年新增产能2.5亿吨，全年煤炭总产能约45.8亿吨（测算值）。但考虑大部分煤矿核增手续仍未走完，保供增产完成之后，这部分煤矿能否顺利延续值得关注。

★ 2022年需求：预计增长1.6％，国内供需过剩6000W

煤炭下游需求中，60％为电力行业，40％为建材、冶金、化工等非电力行业。2022年，我们预估非电力行业用煤需求零增长，火电需求增长2.7％，对应全年煤炭需求增速1.6％。在产能核增不变，进口煤维持3亿吨条件下，若煤炭开工率全年维持85％以上，2022年国内煤炭约过剩6000万吨。

★价格中枢预计下移至700元/吨，但政策扰动下波动加剧

随着供应端增量释放，电力等需求增速下滑，明年煤炭供需转向宽松几乎成定局。考虑2022年长协基准价在700元/吨，预计煤价在550-850元/吨政策指导区间波动。但保供增产政策衔接、煤电联动改革等或对2022年市场价格造成较大扰动。截至12月末发稿日，2022年长协基准价尚未最终确定，关注政策落地情况。

★风险提示：

保供政策衔接、煤电联动政策、2022年长协制度。

报告全文

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2021年动力煤市场回顾：峰回路转，从缺口到过剩

2021年，动力煤价格波澜壮阔，1-9月份持续缺口，煤价从年初600元/吨持续上行。10月中旬后政策顶+基本面顶接踵而至，短短一个月内煤价从最高2500元/吨跌至1150元/吨。截至11月末，煤价重心仍持续下移，港口5500大卡报1200元/吨，距离历史中枢仍然较高。回顾来看，2020年以来的煤炭走势可以分为四个阶段：

1）2020.11-2021.1 受内蒙反腐影响，表外产能有所缩减，2020年取暖季期间煤炭一度偏紧。港口动力煤价格一度短暂突破1000元/吨。后随着国内超产保供，煤价在取暖季之后季节性回落至600元/吨左右正常区间。随后，保供增量在1月份后退出市场。

2）2021.3-2021.9 随着上一年保供产量退出后，煤炭维持供需紧张态势。1-9月份，全国煤炭产量累计增速2.3％，火电需求增速维持12％以上。供需缺口延续。煤价震荡走高，下游电厂以消化自身库存为主应对缺口。煤价在7-8月份再度回升至1000元/吨。

3）2021年9月中下旬以后，库存缓解枯竭，同样的供需缺口引发煤价涨势加速。电厂保供政策下，更是进一步加速了市场煤上涨速度。10月份之后，增产保供量开始迅速释放。实际供需缺口有所缩窄，但投机情绪激增，价格无量上涨。

4）2021年10月中旬以后，煤炭价格核查+保供产能释放，煤炭同时迎来政策顶和基本面顶部。煤价供需格局迅速扭转，价格从最高2500元/吨在一个月内急转直下至1100元/吨附近。

随着今年大规模核增产能落地，展望2022年，煤炭价格大概率供需缺口缩窄甚至转向过剩，煤价向历史中水平继续回归。

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供应：10月份后核增保供产能释放，2022年新增产能2.5亿吨

2020年开始的内蒙反腐导致表外煤炭产能加速出清后，2021年以来国内煤炭市场一直面临产能瓶颈。截至1-10月份，全国原煤产量累计增速4％，而同期火电需求增速累计11.3％。供需缺口导致1-10月份煤价持续上涨，下游库存被动出清。

7月份之后，发改委、国家能源局等部门积极推进煤炭增产保供政策。8月-10月份期间，共累计批复煤炭核增产能2.3亿吨。其中，内蒙地区核增产能1.4亿吨，其中大约0.86亿吨为露天明盘矿；山西地区核增0.67亿吨，以炼焦煤配煤品种为主；陕西地区核增0.14亿吨；新疆地区核增0.08亿吨。保供产能释放带来整体煤炭和能源市场转向宽松。

10月份开始，全国煤炭日均产量不断提高。9月单月煤炭日均产量仅有1144万吨，10月份已经上升至1161万吨，11月份高频产量已经超过1200万吨。叠加电厂日耗自11月份以来表现一般，煤炭供需转向过剩的时点有所提前。

此次“全民保供增产”似乎也为全国煤炭实际总产量做了一次测试。10月份以来的有效增产产能高达3.3亿吨。综合鄂尔多斯日产和发改委煤炭日产数据，11月上旬开始，全国煤炭日产突破1200万吨，11月中下旬最高达到1250万吨。即，全国煤炭理论产能最高约45.6亿吨。在假设2022年暂停煤矿新增产能置换的前提下，对应2022年煤炭总产能即45.6亿吨。

叠加2022年大约2000万吨在建产能投放，2022年全年煤炭总产能约45.8亿吨。经历2013-2016年煤炭去产能后，近年煤炭产能利用率大幅提升。2018年至今，煤炭年度产能利用率维持在80％-90％区间。因此，尽管在产能核增条件下，煤炭产量无疑会大幅提升。但煤炭产能利用率本身处于较高区间，产能弹性较差，一旦出现全国范围的安监、环保、重要会议等，都会对短期实际产量造成负面冲击。

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非电力需求：2022年非电力需求预计无明显增量

煤炭需求方面，我们采用由下往上的分行业预估来测算2022年煤炭总需求。煤炭需求分布中，大约40％用于非电力行业，60％用于火电。非电力煤炭需求中，主要包括建材、化工、冶金、供热和其他行业。由于非电力行业用煤较为分散，且部分工业品产量数据不全，实时准确跟踪较为困难。我们这里选取部分主要用煤行业，利用系数倒推测算非电力行业整体用煤量。2021年，水电能源发力不足，火电需求占煤炭比例提高至62.6％。

趋势上看，随着“煤改电”、“煤改气”持续推进，16年以来，建材和其他行业用煤比例持续下降。而化工和冶金用煤则更多跟随终端需求，比例相对平稳。非电力行业煤炭使用占比低且分散，采购主要以市场煤为主，在过剩或平衡市场时，非电力属于价格跟随者；但在供需缺口市场中，电厂由于电价约束无法传导成本，传导能力更强的建材、化工、冶金等对边际定价影响作用凸显。

我们采用水泥、钢铁、甲醇、乙二醇等高频开工指标拟合非电力行业用煤量。该拟合指标显示，非电力行业用煤需求2021年出现急剧下滑。2021年1-4月同比需求增速20％-30％以上，5、6月份下滑至5％，7月份以来需求快速下滑至-20％。10月份的煤价调控迫使下游观望情绪加剧，随着价格平稳，11月中旬以来部分非电力需求有所回温。

非电力需求用煤量根源上取决于整体工业下游需求。2022年细分行业增速我们采用东证衍生品团队观点。考虑非电力行业样本有限、隐性库存居多，这部分测算更多只做定性参考。

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电力需求：2022年GDP预计5％，对应约2.7％火电增速

电力需求方面更难准确预估，一般采用GDP类推法。假设2022年GDP增速预估为5％，则对应电力需求增速5％。但从实际拟合情况来看，2013年前，该方法拟合度较好。GDP增速和电力增速年度绝对增速值虽有差异，但整体走势方向一致。2013年之后，GDP整体温和下行，但电力增速却大幅波动。背后原因在于GDP增长点由第二产业逐渐转向第三产业，而电力行业需求仍主要集中在第二产业。

尽管该方法瑕疵明显，但考虑电力需求增速分项预估可信度更差，我们这里仍然采用GDP推算法预估2022年总体电力增速在5％左右。

结构上，2016年以来风电、光伏等新能源发电逐渐替代传统火电。从能源结构上讲，煤炭的碳排放系数最高，为原油的1.3倍，天然气的1.7倍，而风电、火电等在使用过程中几乎无碳排放。因此，对于一个经济体来说，降低碳排放量的重要手段之一就是降低煤炭能源使用量。

2021年10月，国务院发布《2030年前碳达峰行动方案》，明确了“十四五”、“十五”期间非化石能源消费比重、能源利用效率提升、二氧化碳排放强度降低等主要目标，提出到2025年，非化石能源消费比重达到20％左右，到2030年，非化石能源消费比重达到25％左右。

2020年，以煤炭为主的化石能源在一次能源结构中的比例为85％，非化石能源比例15％。其中，煤炭、石油、天然气占比分别为57％、20％和8％。考虑石油、天然气碳排放系数低于煤炭，假设全部通过压减煤炭使用量提高清洁能源比例的话。对应十四五、十五五期间煤炭使用比例需要每年下降1％。

电力来源中，传统能源以火电和水电为主。截至2020年10月份，全国火电发电量占全部电力比重70.8％，水电发电占比15.2％。包括风电、光伏等在内的新能源发电比重约占9％。核电发电比例5％。

2016年以来，随着能源结构转型推进，全国发电设备中，风电、太阳能装机比例快速增加。2021年1-10月，全国累计新增装机容量10544亿瓦时，其中风电、太阳能机组占比分别为18％、28％，火电占新增机组比例35％，水电、核电机组分别为16％和3％。长期双碳目标下，风能、太阳能等电源将持续挤占火电需求。

我们在假设全国电力增速，非电力行业发电增速的条件下，对2022年火电需求量作出情景假设。1）假设2022年，全国电力增速5％，水电、核电、风电发电增速分别预估5％、10％和20％，对应火电电力增速2.7％；2）假设2022年，全国电力增速4％，对应火电电力增速1.3％；3）假设2022年，全国电力增速6％，对应火电电力增速4.2％。

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进口煤市场：中国进口减少，2022年海漂小幅过剩800万吨

进口煤是国内煤炭市场的补充之一。长期以来，国内煤炭充裕，进口煤仅仅起到沿海电厂和终端补充的作用。2020年年底开始，随着国内煤炭市场供需趋紧，进口煤市场成为侧面验证国内下游心态的重要指标。

2021年1-11月，中国进口煤炭2.92亿吨，同比增长10.6％。澳大利亚煤炭禁止进口后，进口煤来源更多转向印尼、俄罗斯等其他国家。其中，印尼进口占比31％，俄罗斯煤占比近20％。海外煤炭市场，供应端主要集中在印尼、澳大利亚、俄罗斯、哥伦比亚、南非和美国。受海外疫情后经济复苏、欧洲等新能源发电不足影响，2021年海外煤炭市场同样供需偏紧。印尼3800大卡FOB报价由年初50美金最高上涨至175美金，12月初跌回75美金附近。

展望2022年，由于南非、哥伦比亚等小幅增产，全球海漂煤市场供应量略有微增。但考虑到中国国内产量恢复后，对进口煤依赖度下降。全球海漂煤市场需求有所下滑。海外整体供需同步转向宽松，2022年海外煤炭市场小幅过剩约800万吨。

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2022年煤价中枢或下移至700元/吨，但多重政策制约下波动预计放大

展望2022年煤炭供需，随着供应端增量释放，电力等需求增速下滑，明年煤炭供需转向宽松几乎成定局。考虑2022年煤电长协基准价在700元/吨，预计煤价在550-850元/吨政策指导区间波动。但需要关注的是，截至12月末发稿时，2022年煤炭长协签订尚未完成。最终长协价格和长协量尚未确定，需要密切关注长协最终落地情况。

2022年煤炭价格预计跟随长协价区间指引波动，但考虑明年政策端变化颇多，包括保供增产政策衔接、电力市场改革、电厂长协执行方式等，都会对价格造成扰动。预计2022年市场煤价格波动将会放大。

6.1 保供增产之后供应端政策的衔接

回顾来看，今年煤炭供应端政策经历了严格向放松的巨大转变。10月份之前，安监、煤管票等严格制约，全国煤矿开工率始终限制在95％以内。10月份后，随着各方政策转向增产保供，煤矿开工率大幅提升至100％-110％。安监环保力度对煤矿开工率造成较大扰动。考虑煤炭大幅增产并不符合长期双碳目标，随着3月份增产保供结束，煤炭价格大幅回落，供应端是否会出台新的政策需要关注。

我们以煤矿产能利用率和事故发生频率来侧面验证安监力度。从数据上，我们可以看到，2019年以来随着安监趋严，整体煤矿事故发生频率大大降低。2019年，全国煤矿安全事故每月平均11例/月，2020年每月平均9.5例/月，2021年下降至6.5例/月。安监事故发生频率和煤矿整体开工率自2020年以来，反向拟合度也大大提高。即，2020年以来，安监力度和事故个数，对煤矿的产能利用率释放造成持续扰动。2022年2月-3月份，国内面临冬奥会、两会等重要事件节点，随着安监恢复常态化，煤矿实际产能释放空间存在不确定性。

6.2长协量锁定增加，或加剧市场煤波动

第二个政策潜在波动源自长协如何执行。2021年12月初，2022年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿。其中明确2022年的煤炭长协签订范围进一步扩大5500大卡动力煤调整区间在550―850元之间，其中下水煤长协基准价为700元/吨，较此前的535元上调约31％。同时该意见稿指出：在供给一侧，将核定能力在30万吨及以上的煤炭生产企业原则上全部纳入2022年的煤炭长协签订范围；在需求一侧，要求发电供热企业除进口煤以外的用煤100％签订长协。

截至该年报发稿时，2022年煤炭长协尚未完全签订完毕。从政策取向来看，为了防止能源危机再度重演，电厂要求加大长协煤比例。假设长协煤签订全部落地，则意味着80％的煤炭销售走长协，20％为市场煤。而我们上文结构中，煤炭下游需求中，约40％为非电力的市场需求。20％市场煤供应承接40％的需求，淡旺季切换时或将带来较大的市场波动。

6.3电力市场改革

对于煤炭下游最重要的电力企业，电价是决定其最高煤价可接受力度的唯一指标。2021年末，随着电力市场化改革推进，电价在2022年或动态调整，对应煤炭价格顶部空间。

根据10月份电价改革要求，燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为上下浮动20％。假设70％的工业用电电价全部上浮20％，对应电力企业度电盈利增加0.06元，可容纳成本抬升上限为200元/吨。即，电力企业可承担的煤炭最高成本由650元/吨上移至850元/吨。

截至年报发稿时间，22年长协谈判仍在推进中。据传，22年或将施行新的煤电联动政策，在700基准价上，每25元/吨煤炭涨幅对应1分电费上调。若电价能够顺利传导，则对应煤炭弹性相应打开。煤电联动能否落地，以及如何落地，都需要进一步等待详细方案。

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风险提示

22年长协政策、煤炭产能政策、安监环保、需求变化。