煤炭行业分析：1H22压力集中释放；2H供需再收紧

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。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。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

TavanTolgoi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