煤炭開采行業深度報告：市場變化、價值展望、投資策略

1.2021年市場回顧

1.1.板塊：年初至今跑贏大盤，10 月后跌幅明顯

年初至 11 月 25 日，煤炭板塊以 38.4%的累計漲幅位居行業第 4 位，跑贏滬深 300 指數 44.4pct；但 10 月至今，煤炭板塊下跌幅度高達 16.4%，位居行業倒數第 1 位，跑輸滬 深 300 指數 17pct。子板塊而言，無煙煤（91.2%）、焦炭（62.1%）子板塊表現相對優異；個股而言，ST 平能（172.0%）、兗州煤業（160.8%）、云維股份（139.8%）、美錦 能源（107.5%）、華陽股份（104.7%）等表現相對優異。

1.2.煤價：潮起又潮落

1.2.1.動力煤：暴漲后迎急跌，煤價理性回歸

2021 年以來動力煤價格波動加劇，在淡季拉漲屢創新高后遭遇政策“組合拳”強力 擊，煤價暴跌，自 2593 元/噸前期高點已腰斬。本輪（年初至 10 月中旬）暴漲，除了 全球通脹邏輯引領下的大宗商品集體走強外，動力煤自身供給緊張（內蒙反腐&超產入 刑）&需求超預期亦是煤價持續走強的根本原因。10 月中旬至今的暴跌亦是供需雙方面 調節（加快產量釋放&能耗雙控）的結果。截至 11 月 25 日，秦皇島 Q5500 報收 1090 元/噸，較前期高點已下跌 1503 元/噸，較去年同期仍偏高 473 元/噸。

第一階段（2020 年年底~1 月下旬）：在寒潮天氣+疫情防控下運輸受限+進口 煤受限+下游旺季采購及拉運需求強勁等多重因素影響下，國內煤市供不應求顯著， 煤價延續強勢上漲；

第二階段（1 月下旬~3 月初）：國常會部署能源保供工作，各主產區和煤企紛紛 應號召，春節期間亦正常生產，加大保供力度，增產保供效果開始顯現（12 月單月 產量創歷史新高）。外加天氣回暖疊加終端煤耗需求回落影響，港口、電廠庫存被動 ，煤價淡季下跌；

第三階段（3 月初~9 月初）：保供政策退出+煤礦超產入刑+安監、環保力度持續 加大，導致產量釋放受限，疊加下游需求持續超預期，煤價穩步上漲；

第四階段（9 月中旬~10 月中旬）：增產增供效果不及預期+全力保電煤導致市場 占比進一步縮小+海外能源危機，煤價暴漲；

第五階段（10 月中旬~至今）：保障能源供應安全背景下增產力度明顯加大，疊加 政策“組合拳”強力出擊（產能核增、限價、打擊期貨炒作等），煤價在短短一個月 內自高點已腰斬有余。

1.2.2.焦煤：供應收縮致價格暴漲，需求承壓疊加煤大跌價格見頂回落

供應收縮（國內供應受安監、環保壓制&進口補給受疫情及中澳關系影響）是本輪焦煤 價格暴漲的根本原因，10 月前，焦煤市場缺口逐漸加大，焦煤價格大幅上行，創歷史 新高。隨后在“碳中和”背景下，粗鋼產量壓減力度加大疊加供應陸續恢復，焦煤價格 見頂回落。截至 11 月 25 日，京唐港山西主焦庫提價報 2750 元/噸，較前期高點下跌 1500 元/噸，但較去年同期仍偏高 1200 元/噸。

第一階段（年初~4 月上旬）：由于春節期間主產區多數煤礦未放假，產量明顯高于 往年同期水平，導致煤礦庫存出現一定，外加需求尚未完全恢復，價格小幅 跌；

第二階段（4 月中旬~6 月中旬）：下游需求逐步恢復+國內供應受安監、環保壓制 +進口大幅減少（澳煤 0 通關、外蒙因疫情通關大幅下滑），供需缺口顯現，價格穩 步上行；

第三階段（6 月下旬~10 月初）：焦煤煤礦事故頻發且恰逢“七一”，安監力度明顯加大，焦煤開工大幅下行；疫情影響下，甘其毛都口岸關閉，進口再遭重創；疊加 動煤旺季，為保障電煤供應，降低煉焦配煤洗出率，進一步加劇焦煤供需矛盾，焦 煤價格加速上行；

第四階段（10 月至今）：在能源保供背景下，國內產量逐步恢復+外蒙通關環比改 善；疊加粗鋼壓減力度加大、成材需求坍塌、利潤收窄，對焦煤形成負反饋，焦煤 價格見頂回落。

2.關于煤炭市場的幾點變化

2.1.政策糾偏，產量“V”型反轉

1~10 月，全國實現原煤產量 33 億噸，同比增長 4%，整體趨勢呈現“V”型。其中 1~2 月累計生產原煤 6.2 億噸，同比增長 25%，但 3 月~9 月，后續單月產量基本處于 同比下滑狀態，主因（具體見 9 月 14 日發布的《煤炭開采：能源轉型背景下的價值重 估》報告）：內蒙反腐、安全、環保嚴監管常態化的背景下，對存量持續造成壓制，尤其是 7 月 受建黨百年大慶影響，安監格外嚴格，全國原煤單月產量下降至 3.14 億噸的近兩年 多新低；

今年 3 月 1 日，正式施行的“刑法修正案（十一）”規定：對未發生生產事故，但 存現實危險的違法行為提出追究刑事責任。該規定直接造成煤礦超產意愿大幅降低， 嚴格核定產能生產；煤企對未來行業前景擔憂，考慮到 3~5 年的建設時間成本+巨額的資金投入，資本 開支意愿較弱，新建煤礦數量有限。

內蒙是增產增供重點。分省份而言，2020 年在疫情影響下，山西、陜西原煤產量增速達 8.2%、6.3%，2021 年 1~9 月，山西、陜西原煤產量增速達 11.6%、3.5%，整體較為 正常。而內蒙受“涉煤腐敗倒查 20 年”影響，2020 年原煤產量同比下滑 7.8%，2021 年 1~9 月原煤產量也僅恢復至去年同期水平（同比增 0.6%），未見明顯增量。上述現象 意味著國內供應目前問題主要集中在內蒙地區，即內蒙地區未來將作為增產增供的重要 區域。

增產增供力度自 10 月來明顯加大，單月、單日產量均創歷史新高，亦從側面反映今年 3~9 月期間產量之所以減少其原因就在于各項政策的管制，從而導致煤礦實際產能難以 有效發揮。雖然自年初以來，國家發改委、國家能源局、內蒙古自治區、鄂爾多斯市等 多部門陸續出臺了一系列煤礦增產保供穩價政策（涉及政策輿論引導、產能核增、長協 簽訂、限價等多個維度），但落地效果不及預期。直至 10 月起，相關部門將煤炭保供提 到新高度后，產量釋放速度才得以明顯加快。據國家能源局公布最新數據，10 月當月， 全國實現原煤產量 3.57 億噸，同比增長 4%，單月產量創歷史新高。11 月 6 日，全 國日產達 1205 萬噸，亦創歷史新高水平；11 月 11 日，內蒙古鄂爾多斯生產煤炭 248 萬噸，亦創歷史最好水平。

在相關部門大力增產增供的推動下，11 月 10 日，煤炭調度日產量達到 1,205 萬噸， 創歷史新高。展望后市，待核增產能全部落實發力后，預計年底前全國煤炭日產有望達 到 1240 萬噸左右，月度產量最高可達 3.7 億噸水平。待社會庫存得到有效累積，恢復 至正常水平后，保供政策或有望逐步退出，未來全國煤炭月度產量有望維持在 3.4~3.7 億噸水平。

2.2.能源轉型初期面臨新舊動能轉換，用電需求或持續超預期

用電量持續超預期，新舊動能轉換見成效。值得注意的是，用電結構中，制造業的高技術及裝備制造業 增速領先，四大高載能行業當月合計用電增速連續兩月負增長，上述現象表明我國新舊 動能轉換取得較為明顯成效。

舊動能（高耗能）尚未淘汰，新動能大上快上是造成用電需求超預期的主因。1~10 月， 全國制造業用電量 34,155 億千瓦時，同比增長 12.0%，增速較上年同期提高 10.3 個百 分點。其中，四大高載能行業用電量合計 18,450 億千瓦時，同比增長 8.4%，增速較上年同期提 高 5.8 個百分點；高技術及裝備制造業用電量 7,339 億千瓦時，同比增長 18.3%，增速較上年同期提 高 16.1 個百分點；消費品制造業用電量 4,607 億千瓦時，同比增長 14.5%，增速較上年提高 17.7 個百 分點；其他制造業行業用電量 3,760 億千瓦時，同比增長 15.8%，增速較上年提高 13.5 個百分點。

新動能“大上快上”，用電增速遠高于制造業平均水平。1~10 月，高技術及裝備制造業 用電量 7,339 億千瓦時，同比增長 18.3%，增速超制造業 6.3pct。分項而言（1~9 月），

電氣機械和器材制造業（占 12.6%）合計用電量同比增長 28%；汽車制造業（占 7.3%）合計用電量同比增長 21.6%；通用設備制造業（占 12.8%）合計用電量同比增長 20.9%；計算機/通信和其他電子設備制造業（占 24.6%）合計用電量同比增長 23.3%。

此外，城鄉居民用電水平也有較大提升空間。目前，中國人均用電水平總體偏低，2019 年中國人均用電量 4877kW.h/人（不含線損電量），約為經濟合作與發展組織(OECD)國 家平均水平的 58%；人均生活用電量 732kW.h/人，約為 OECD 國家平均水平的 28%。

2.3.電煤長協 100%全覆蓋，煤企售價彈性趨弱

伴隨著我國市場經濟的不斷發展和成熟，我國煤炭定價機制從“計劃”經由“雙軌制” 再走入“市場化”，而后又回歸“長協、市場并存”的局面。當前長協價格成為市場穩健發展的基石、發揮著價格“壓艙石”的作用，而市場化價格機制又為煤炭產業鏈機構利 用國際國內兩大市場和期現貨兩個市場工具進行價格風險管理提供了機遇。

2.3.1.計劃定價（1953 年—1984 年）

建國初期、百業待舉，為穩定社會、保證人民群眾最基本的生活需求，集中社會有限資 源迅速發展經濟，我國實行計劃經濟體制；其中，對煤炭國家實行計劃定價，保障市場 穩定。具體來看，1966 年之前，我國煤炭市場沒有形成全國統一的定價標準，煤價由產 地地方政府自行按計劃制定，致使煤價出現區域性差異；1966 年至 1979 年，煤炭工業 部發布《煤炭質量規格及出廠價格》，將煤炭質量作為煤炭的唯一定價依據；1984 年之 后，國務院根據煤炭的生產成本，結合利改稅政策制定了煤炭價格標準，提高了煤炭的 出廠價格、減少企業虧損，維持了煤炭生產。

由于此時的煤價沒有與市場供需進行聯系，煤價波動較小，便于協調煤炭產運需三方關 系，在我國高速推進工業化的背景下，可保證完成國家煤炭分配計劃、滿足煤炭用戶基 本需要，但由于煤炭價格長期低于煤炭資源本身的價值，致使多數煤炭企業長期處于微 利或虧損狀況，行業長遠發展受限。

2.3.2.價格雙軌制（1985 年—2012 年）

1985 年~2012 年期間，我國逐步放開非電煤的煤價管理，允許超定額煤炭加價、小煤 礦執行市場價，對電力企業簽訂重點合同的煤實行指導價，動力煤市場存在合同價、市 場價兩種定價方式，即價格雙軌制。但價格雙軌制滋生出一系列問題，

一方面，對于煤炭企業，增產煤的加價及議價政策可提高煤炭企業的積極性，通過 增產增收來緩解企業經營困難的狀況，起到了以“計劃外”保“計劃內”的作用； 但是“一煤多價”的現象也致使行業矛盾顯現，且價格雙軌本身會導致煤炭價格與 價值出現背離，合同兌現率較低，導致計劃內煤炭逐漸減少，越來越多的煤炭在計劃外出售，人為低價的計劃內煤炭難以維持，煤價市場化的呼聲逐步加強。此外， 煤炭價格始終被嚴格管制，企業缺乏自主定價權，調價常常因為企業虧損而被迫進 行，束縛了企業的長期發展。

一方面，對于下游企業來說，“計劃內”的電煤價長期低于市場價，可降低生產成本， 但不利于約束高耗能、低效率的企業，阻礙下游行業的健康發展；且煤炭價格雙軌 制容易引起電力等下游產業間的不公平競爭或腐敗等問題，不利于能源工業長期穩 定的發展。（報告來源：未來智庫）

2.3.3.市場化定價機制（2013 年—2015 年）

2012 年，隨著國內經濟走向疲弱，國內煤價大幅下滑，煤炭市場價格與重點合同價格 的差距進一步縮小，從雙軌到并軌的條件越來越充分。2012 年 12 月，為加快完善社會 主義市場經濟體制，更大程度更廣范圍發揮市場在資源配置中的基礎性作用，形成科學 合理的電煤運行和調節機制，經國務院同意，發改委發布《關于深化電煤市場化改革的 指導意見》，煤電雙方根據指導意見自主協商簽訂中長期合同，動力煤價開始步入市場化 階段。

2013 年 5 月和 9 月，煉焦煤和動力煤期貨合約分別在大商所和鄭商所成功上市交易，市 場配置資源的基礎性作用進一步發揮。2014 年國家發展改革委印發《關于深入推進煤炭 交易市場體系建設的指導意見》，進一步推進煤炭市場化改革。

2013~2015 年間，煤炭價格處于下行通道中，長協合同無法執行年初價格，大型火電企 業往往出于價格和發電量的考慮主動不兌現長協合同，當市場上可以采購到比長協合同 價格低的煤的時候，電力企業往往就放棄長協合同煤而去采購市場煤。

2.3.4.“基準價+浮動價”的長協定價機制（2016 年—至今）

由于 2016 年以前缺乏明確的長協定價機制，疊加煤價大幅下跌，2013~2015 年長協價 格并未得到嚴格執行。受益于供給側改革，2016 年起煤炭市場景氣回升，煤炭價格一路 上行。2016 年 11 月，國家發改委下發了《關于加強市場監管和公共服務保障煤炭中長 期合同履行的意見》，年度長協價格以 535 元/噸為基準價，根據上月月底的 CCTD 和環 渤海價格指數進行調整。2018 年 12 月，年度長協定價機制有所調整，基準價維持 535 元/噸不變，市場波動調整的參考指數中，加入中國電煤采購價格指數（CECI）。月度長 協價格則是 CCTD、CCI、API8 及 CECI 指數的平均值。

在 2020 年 12 月 2 日國家發改委、能源局發布的《關于做好 2021 年電力中長期合同簽 訂工作的通知》中明確，作為“基準價+上下浮動”的煤炭長協定價機制，2021 年沒有 變，且在不斷深化和完善，2021 年年度長協基準價仍為 535 元/噸

2.3.5.未來：電煤長協 100%全覆蓋，擬建立“基準價+上下浮動”的煤炭市場價格長 效機制

電煤長協 100%全覆蓋，擬建立“基準價+上下浮動”的煤炭市場價格長效機制。煤炭 是我國重要的基礎能源，煤價的大幅上漲將大幅推高下游行業生產成本（尤其火電企業）， 對電力供應和冬季供暖產生不利影響，社會各方面反映強烈。為保障我國能源供應穩定 安全，保證電煤供應穩定，降低火電企業虧損幅度，提高其發電意愿，相關部門一方面 擬實現發熱供電企業長協 100%覆蓋；一方面將統籌考慮煤炭行業合理成本、正常利潤 和市場變化，研究建立“基準價+上下浮動”的煤炭市場價格長效機制。雖然目前關于 基準價及上下浮動比例暫未明確，但上述政策的出臺，意味著我國煤價或重回“計劃（電 煤）+市場”的雙軌定價機制，從而降低煤炭企業售價彈性，同時平抑火電企業成本波 動。

3.價格展望

3.1.動力煤：增產保供控煤價，政策力壓“煤超風”

3.1.1.保供政策何時退出是決定供應的關鍵

受內蒙反腐，安監、環保以及超產入刑影響，今年全國動力煤產量受到明顯壓制。據煤 炭資源網統計，1~9 月，全國累計生產動力煤 24.34 億噸，同比僅增長 4.3%。但自 10 月以來，相關部門為保障我國能源供應安全，保障群眾溫暖過冬，連續出臺多項強有力 的增產增供措施，大力推進煤炭增產增供，加速釋放煤礦優質產能，全國煤炭產量和市 場供應量持續增加。據國家發改委 11 月 21 日表示，目前煤炭調度日產量已穩定在 1200 萬噸以上，連續創下歷史新高。

展望 2021 年，考慮到政策調控對于煤炭市場產量影響較大，所以政策變化依舊是明年 需要關注的重點因素。雖然當前全國煤炭日產已達到 1200 萬噸+的歷史最好水平，但這 是在此前煤價暴漲的背景下，多方、多部門聯合推動下的結果，未來的持續性仍存疑問 （一方面，如此高強度的生產會帶來更高的安全隱患；一方面，隨著煤價的理性回歸， 部分煤礦生產積極性也會有所減弱）。因此，增產保供政策何時退出對明年煤炭市場影 響較大，我們預計在經歷了今年煤價暴漲之后，相關部門此次大概率會先把煤炭社會庫 存有效累積后，再考慮目前增產政策的逐步退出。在此期間，我們預計全國煤炭日產將 維持在 1150~1250 萬噸水平（春節期間除外），保供過后產量逐步回歸 1000~1200 萬噸水平。

但值得注意的是，長期來看，在能源轉型、“雙碳”背景下，煤企出于對行業未來前景 的擔憂以及考慮到新建煤礦面臨的較長時間成本和巨額的資金投入，普遍對傳統主業資 本再投入的意愿較弱，這也意味著我國未來新建煤礦數量有限。此外，煤炭作為不可再 生資源，隨著開采年限的增長，亦面對資源枯竭、產量下滑的壓力，因此從長周期角度 而言，煤炭產量天花板逐步顯現，煤炭資源將顯得愈發稀缺。

3.1.2.進口總量預計持平，節奏或更加平穩

“前低后高”，進口總量超去年同期水平。年初隨著國際煤價和運費大幅增長，內外貿煤 價差縮小，某時段部分煤種甚至出現倒掛，終端采購熱情下降，導致 1~5 月份全國進口 動力煤同比下滑 21.4%。5 月，國家發改委發布關于無限期暫停中澳戰略經濟對話機制 下一切活動的聲明，澳煤 0 進口或將成為長期趨勢。隨后隨著國內煤價暴漲，在進口利 潤走擴以及相關部門鼓勵多進口緩解國內緊缺的背景下，進口煤數量逐步走高，9 月單 月動力煤進口數量達 2779 萬噸，創單月新高。2021 年 1~10 月，我國累進進口動力煤2.1 億噸，同比增加 2817 萬噸，增幅 15.4%。

當今世界正經歷百年未有之大變局，一些國家逆全球化思潮興起，保護主義、單邊主義 抬頭，地緣政治風險加劇，外加各國加速向新能源轉型，導致國際能源市場劇烈波動。 在此背景下，降低我國能源對外依賴度，確保我國能源安全穩定供應顯得尤其重要，但 考慮沿海電廠長期以來已將進口煤作為自身原料采購不可或缺的環節，因此我們預計 2022 年動力煤進口量仍以平控為主，進口彈性隨煤價波動（近年來，我國已將進口煤 作為煤炭市場穩供應、調價格的重要砝碼，采取“有控有進”的動態調控機制。進口煤 政策也將進一步服務于國家對煤炭市場宏觀調控的大局，并不拘泥于具體數量，在煤價 大幅上漲時適度放開，下跌時有所收緊，將穩定煤價放在首要位置）。

但住得注意的是，分國別進口結構的變化導致進口煤源的結構分化，若 2022 年仍對澳 洲進口嚴格限制（1~9 月澳煤 0 進口，10 月為緩解國內緊張局面，對部分滯港澳門予以 通關，涉及數量 201 萬噸），將導致沿海優質動力煤貨源依舊緊缺，可供工業企業直接 使用的優質燃料煤供應數量亦有限，轉而只能增加采購國內生產的優質動力煤，那么對 于國內中高熱值動力煤的結構性需求拉動也將成為市場的博弈點之一（雖然澳洲動力煤 進口數量不及印尼，但澳煤煤質（低硫、高發熱量）優于印尼煤（多以低熱值為主），是 動力煤期貨交割品的重要標的，因此澳煤進口若持續收緊會導致國內市場結構性缺貨格 局難以解決）。

3.1.3.能源轉型初期，需求韌性十足

總體來看，今年煤價之所以出現暴漲，需求持續超預期是重要因素之一。雖然我國提出 “碳達峰、碳中和”的遠景目標，但能源轉型并非一蹴而就，在轉型初期對傳統行業產 品的需求本身具備剛性，外加今年水電、新能源出力不及預期，火電占比不降反升，需 求遠超市場預期（具體參考 2.2 節內容）。2021 年 1~9 月，動力煤累計消費 27 億噸， 同比增長 9.2%。進入 11 月采暖季后，隨著天氣逐漸轉冷，電廠要擔負發電、供暖兩重 任務，煤炭需求將進一步增加。此外，北半球冬季出現拉尼娜現象的幾率較大，今年或 將迎來寒冬，在天然氣價格上漲背景下，煤炭將充當供暖主力軍作用，因此年底煤炭需 求仍有上漲空間，預計今年動力煤消費量可達 36.6 億噸水平，同比增長 5.6%。

展望 2022 年，需要關注制造業外需可能回流的風險，出口增速可能有所回落。但如果 疫苗、特效藥有效，消費和服務業尤其是出行的需求可能還會受到提振，第三產業會繼 續充當拉動電力需求增長的核心。能源替代的影響雖然長期存在，但在新能源裝機以及 配套儲能設施尚未規模化前，國內煤炭需求總體仍將維持增長且火電依然占據絕對的重 要低位，2022 年不至于出現能源替代導致火電下降的情況。我們預計 2022 年發電量同 比增長 5.5%，火電耗煤同比增長 3.9%。

3.1.4.供需基本平衡，煤價理性回歸

2021 年的煤炭市場注定載入史冊，煤價自 3 月以來一路上行，9 月后加速上漲，一舉突 破 2500 元/噸，創歷史新高。造成本輪超預期上漲的本質是由于在能源轉型過程中，對 傳統行業產品的需求本身具有剛性（尤其今年火電耗煤需求一再超出市場預期），而供給 端在政策約束及企業悲觀預期下，企業即使盈利大增、現金流充沛，也在大幅縮減對于 傳統業務的資本開支，外加今年安監、環保持續高壓，均對產量形成較大壓制，從而導 致當需求擴張遇見供給約束，價格超預期上行。隨后為保證我國能源供應安全，保障群 眾溫暖過冬，相關部門對既有政策糾偏，采取一系列“組合拳”強力出擊，增產保供效 果顯著，煤價應聲向合理區間回歸。整體來看，我們預計今年煤價中樞 1000~1050 元 /噸，較去年上漲約 450 元/噸。

目前煤炭市場不確定性因素較多，尤其是政策對供應端影響巨大，對市場走向起著主導 作用。因此，除了根據供需平衡預測外，還需要綜合考慮多方面因素，縱觀歷史，相關 部門歷來針對煤炭行業的政策調控都秉持著多重目標。雖然自 2020 年 11 月永煤違約以 來，政策對于現貨煤價上漲的容忍程度似乎有所提高（不再提“綠色區間”概念），但仍 需顧及多方面影響。綜合供需平衡表和政策導向，我們認為 2022 年動力煤整體供需基 本平衡，價格將跟隨季節性波動，整體呈現先抑后揚格局（上半年探底），價格中樞 800 元/噸左右。

要兼顧電企成本與煤企盈利。相較于動力煤現貨價格的變化，我們認為相關部門更 為關注的是電廠的用煤成本。因此，自 2017 年開始引入煤電中長期合同，降低電 煤成本波動。我們預計明年電煤中長期合同的簽訂數量將進一步增加，相對淡化對 市場煤波動的關注，以擠出部分對煤炭成本敏感的高耗能行業；

要兼顧總需求下降與行業轉型發展。從煤炭需求的長期格局來看，由于我國提出了 “30 達峰 60 中和”的目標，那么未來煤炭消費量是大勢所趨，在此背景下，需要 權衡“總需求下降與煤炭企業盈利、轉型”的關系，要在削減煤炭消費的大趨勢下 保證煤企經營不受太大影響，債務不出現系統性風險并給煤企轉型發展留有時間和 資本儲備。

要兼顧碳達峰與高耗能產業。要實現碳中和的目標，除了政策上引導高耗能行業淘 汰落后產能外，也不排除通過提高市場煤價格中樞的方式來擠壓高耗能行業利潤， 倒逼高耗能行業退出以減少煤炭消費。

3.2.焦煤：進口將是重要變量

3.2.1.國內產量恢復至年內高位，增量空間有限

2021 年以來，受國內焦煤煤礦安全事故頻發影響，安監、環保力度不斷加大，導致部 分煤礦減產、停產時有發生，焦煤供應整體處于偏緊狀態。外加進口減量，導致低硫焦 煤，尤其低硫主焦結構性緊缺更甚。2021 年 1~10 月，全國累計生產煉焦煤 4 億噸， 同比增長 1.7%，增量主要源自 1~2 月。

短期而言，在相關部門全力推動增產增供的背景下，前期因事故減產、停產的煤礦快速復產，全國現有焦煤煤礦都進入應產盡產的狀態，煤礦開工率持續回升至年內高位。此 外，在保供壓力下，核增、新批礦井等手續均開通綠色通道，現有新增產能、核增產能 已實現盡快釋放，年內已新批復了內蒙地區部分焦煤礦井及山西部分焦煤礦核增產能， 據煤炭資源網統計，合計約 3100 萬噸/年，但實際邊際增量有限。在產量增量潛力盡 釋的背景下，產量或已至頂，且隨著保供壓力逐步褪去，環保、安監高壓將成為主旋律， 有望對產量釋放形成壓制。

長期而言，國內未來增產潛力有限，主焦煤尤為緊缺。一方面，國內存量煤礦有效供應或逐步收縮。由于煉焦煤礦井資源稟賦及安全條件 均遜于動力煤礦井，在國內對煤礦安全生產愈加重視的背景下，焦煤礦的有效供給 或逐步收縮（如山東要求 2021 年關閉退出 3400 萬噸/年煤炭產能，但進度不及預 期，或將在 2022 年繼續執行。）

一方面，國內焦煤新建礦井數量有限，面臨后備資源不足困境。焦煤儲量僅占我國 煤炭總儲量的 20%~25%，屬稀缺資源。在上百座新建礦井中，僅不到 10 煤礦（合 計產能不到 3000 萬噸/年）屬煉焦煤礦井焦煤，其體量相對每年約 12 億噸的煉焦 原煤產量而言明顯偏低，意味著國內煉焦煤未來增產潛力較小，面臨后備資源儲備 不足的困境。

3.2.2.進口近乎腰斬，未來看點在蒙煤

由于我國低硫優質主焦煤資源有限（如山西柳林主焦煤以低硫低灰而著稱，然而經過 30 多年超強度的開采，現在 4#煤層基本已經開采完畢，接下來只能開采高硫高灰的劣質焦 煤），而新上的大型焦爐對入爐煤質量要求價高，因此每年需從國外進口焦煤約 7000 萬 噸，對外依存度（尤其主焦煤）總體呈現上升趨勢（今年由于進口焦煤數量大幅減少， 對外依存度被動下降）。2021 年 1~10 月，我國累計進口煉焦煤 3947 萬噸，同比減少 39.5%，平均每月減少 258 萬噸，而 2020 年 1~10 月澳煤平均每月進口約 350 萬噸（澳 煤主要替代煤種美國煤、加拿大煤、俄羅斯煤，今年進口量同比增加明顯，但因其自身 產量有限，對總量帶動有限）。

當前，最大不確定性仍在于澳煤通關政策。當前中澳關系仍未看見緩和跡象，我們認為 短期內澳煤難以徹底放開進口。

長期而言，外蒙進口仍有增量釋放預期。今年受疫情影響，外蒙通關口岸時常關閉，2021 年1~10月，我國累計自外蒙進口煉焦煤1178萬噸，同比減少795萬噸，降幅高達40.3%。 據中國煤炭資源網數據顯示，11 月 1~23 日，甘其毛都口岸蒙煤通關量 7690 車，較上月同期增長 47%，其中 11 月 19 日通關高 達 580 車。后續只要疫情得以有效控制，蒙煤通關情況預計將會持續好轉，蒙煤進口量 有望恢復至 200~350 萬噸區間，較今年月均 118 萬噸水平有翻倍提升空間。

此外，未來值得重點關注得是中蒙運煤通道的建設情況。蒙古國有一個巨大的塔本陶勒 蓋（Tavan Tolgoi）煤炭礦床，估計儲量 62~83 億噸（其中約 40％為煉焦煤），煤炭儲 藏面積達 400 平方公里，煤層厚度 190 米。盡管塔本陶勒蓋煤礦位于蒙古國的南戈壁省， 在朝格特車齊縣西南 15 公里處，離中國邊境只有 240 公里的距離。但塔溫陶勒蓋（Tavan Tolgoi）煤炭供應的增長由于運輸問題——缺乏鐵路而受到限制。

早在 2019 年蒙古國總統哈·巴特圖勒嘎就在對中國進行國事訪問的時候專門趕到唐山 市參觀曹妃甸港，尋求合作的相關事宜。今年年初，據國家發改委消息，蒙古南向鐵路 已完成鋪軌約 112 公里（總計 240 公里），建成之后將與我國甘泉鐵路相連，再租用我 國運煤鐵路線直達我國北方渤海灣的黃驊港、秦皇島港以及曹妃甸港等，大幅提升蒙古 對我國出口煤炭的運力，該鐵路預計于 2022 年建設完成。根據蒙古政府代表的聲明， 此條鐵路的開通將使塔本陶勒蓋（Tavan Tolgoi）的煤炭出口增加至每年 3000 萬噸。

甘泉鐵路起于中蒙邊界的甘其毛都公路口岸，也就是過去常說的 288 口岸，經過巴 彥淖爾市的烏拉特中旗、烏拉特前旗、包頭市，最終在萬水泉鎮并入中國運煤大動 脈包神鐵路。線路全長 367 公里，為國家Ⅰ級單線非電氣化鐵路。（報告來源：未來智庫）

3.2.3.粗鋼壓減基本完成，需求見底回升

粗鋼產量壓減任務基本完成，冬奧會后鋼廠有望加速提產，提振需求。2020 年年底，工 信部表示，要圍繞碳達峰、碳中和目標節點，實施工業低碳行動和綠色制造。鋼鐵行業 作為能源消耗高密集型行業，要堅決壓縮粗鋼產量，并將發布新版鋼鐵行業產能置換實 施辦法，完善產能信息預警發布機制。2021 年 9 月生態環境部印發《2021-2022 年秋冬 季大氣污染綜合治理攻堅方案》，進一步提出“嚴格執行 2021 年粗鋼產量壓減工作有 關要求，各省份要將壓減量細化分解到企業，按照‘可操作、可核查、可統計’原則制 定工作方案，按月調度完成情況，強化事中事后監管”，粗鋼產量承壓下行。

而后，疊加 能耗雙控影響、秋冬季限產等多重因素影響，粗鋼產量壓減初見成效，1~10 月，我國 累計生產粗鋼 8.8 億噸，同比減少 0.7%，10 月粗鋼產量累計同比增速已實現由正轉 負。 按目前執行進度，已超過單純粗鋼壓減政策所要求的幅度，基本能夠提前于 11 月完成 全國 2000~3000 萬噸的粗鋼壓減任務。今年年末（提前完成目標）及明年上半年（基 數較低粗鋼壓減壓力轉小，鋼廠有復產、提產預期；待冬奧會順利舉行完畢，鋼廠有望 加速提產，提振焦炭、焦煤需求。此外，今年下半年財政支持力度有所增加，地發債發 行加速，對傳統基建項目中鋼材的需求起到拉動作用，進一步帶動雙焦需求增加。

焦炭產量將跟隨粗鋼產量觸底反彈。今年焦化行業主要受環保督察擾動較大，尤其 9 約 環保督察組入駐山東，導致山東“以煤定焦”政策嚴格，山東省焦化企業普遍限產 50% 以上，對全國焦炭日產產生明顯沖擊。當前，山東焦化限產力度有所減弱，其他主要則 因采暖季環保以及虧損等原因稍有減產，導致焦炭日產達到數年來的絕對低位。我們預 計上述情況將隨著鋼廠復產而有所改變，后續焦炭日產有望明顯反彈。2021 年 1-10 月我國焦炭產量 3.9 億噸，同比增長 0.1%。

明年焦化新增產能仍有待釋放。此前預計今年將是焦化行業置換產能集中投放的一年， 據 Mysteel 調研統計，全年計劃凈增產能約 3600 萬噸，但受多方面因素影響，實際凈增 情況嚴重不及預期。截至 11 月 19 日，據 Mysteel 調研統計，2021 年已淘汰焦化產能 1851 萬噸，新增 4452 萬噸，凈新增 2601 萬噸；預計 11 月 20 日~年底還將淘汰 725 萬噸，新增 762 萬噸，凈新增 37 萬噸。預計 2021 年全年淘汰 2567 萬噸，新增 5214 萬噸，凈新增 2638 萬噸，較此前預計水平減少約 1000 萬噸。考慮產能投產及產能淘汰 均未完全執行，總體產能置換進度不及預期，預計將移至明年執行，進而推動焦煤需求 遞增，且新增焦化產能設備多以大型焦爐為主，優質低硫主焦的需求量將進一步增加。

加總庫存仍居低位，冬儲補庫需求較大。基于今年焦煤供應偏緊，而下游需求超預期， 前三季度焦煤供需缺口較大，疊加焦煤價格高企、補庫乏力，各環節庫存均處于歷史低 位。10 月份后，焦煤需求疲軟、供應持續增加，庫存開始回升，但加總庫存仍居低位， 冬儲補庫需求較大。

3.2.4.供需矛盾逐步緩解，寬幅震蕩重心略有下移

展望后市，焦煤供需最緊張時點已經過去，焦煤供需缺口進一步填補，焦煤價格近期也 呈現快速補跌走勢。短期來看，隨著黑色產業鏈終端需求的回升，將帶動焦煤需求回暖， 屆時焦煤價格仍會因供應相對偏緊而再次表現偏強。展望 2022 年，綜合我們對供需平 衡表的判斷，供給有增量空間（需格外關注蒙煤和澳煤進口恢復情況，若兩者中有一方 明顯回升，將對供給造成較大沖擊），需求基本平穩，焦煤價格難以復制今年大幅上漲 走勢，但同時考慮到長協壓艙石作用仍將有力支撐市場，其下跌空間亦有限，整體將呈 現震蕩走勢，預計京唐港主焦價格中樞在 2200~2500 元/噸，略低于今年水平。

4.投資分析

堅守核心資產，看好高長協占比、高分紅煤企的估值修復。 自今年 9 月以來，國家發改委多次召開專題會議，部署發電供熱企業直保煤炭中長期合 同全覆蓋有關工作，要求將發電供熱企業中長期合同占年度用煤的比重提高到 100%， 保障發電供熱用煤穩定供應，守好守牢民生剛性用煤底線。據煤炭工業協會消息，發改 委 10 月發布《做好發電供熱企業煤炭中長期合同全覆蓋工作的補充通知》，《通知》中 要求對于年度中長期合同簽訂比例未達到自有資源 80%的煤炭企業，補簽后 80%以內 的部分，價格按照“基礎價+浮動價”的機制執行。此舉意味著明年多數煤企銷售結構 中的“中長期合同”比例將進一步提升，考慮到自 2016 年實行“基準價+浮動價”的長 協定價機制以來，長協銷售價格均低于現貨價格，因此可能對長協占比偏低的煤企售價 造成負面影響，而對長協占比原本偏高的企業影響有限，反而有望受益于長協均價的提 升。

“雙碳”目標下傳統能源企業轉型值得期待。“雙碳”目標，是我國為應對氣候變化向 世界作出的莊嚴承諾，也是能源企業調整產業結構、優化產業布局、加快新舊動能轉換 的必然選擇和重要引領。雖然短期內煤炭在能源結構中的壓艙石作用不會改變，但長期 來看我國能源結構必然由“一煤獨大”向“多能互補”轉變，傳統能源企業轉型亦是大 勢所趨。

布局山西國改。山西省今年對省屬煤炭企業進行戰略重組，形成晉能控股集團和焦煤集 團能源產業“雙航母”領航的新格局。在早前山西省印發的《關于深化國企國資改革的 指導意見》中，便指出要充分利用國有控股上市公司平臺，對同質化競爭嚴重和產業關 聯性強的上市公司，以及未上市的資產業務，通過市場方式，推動專業化重組，打造具 有鮮明產業特征和規模效益的上市公司。在 4 月王一新副省長主持召開的省屬國企提高 資產證券化率專題會議上指出省屬國企要以上市公司平臺為抓手，鼓勵有條件的企業集 團將全部資產注入上市公式，積極推進集團整體上市。

5.重點公司分析

中國神華

公司在煤炭、電力、鐵路、港口等領域皆為行業翹楚，具有極強的競爭力。受益于公司 “煤電化路港航”全產業鏈的協同效應和縱向一體化優勢，使其即使在煤價下行周期中， 業績底部依然明確，抵御風險能力極強。

1）前三季度煤炭量價齊升，長協銷售保障 績穩健。公司前三季度商品煤產量/銷量 2.2/3.6 億噸，同比增 3.5%/11.8%，前三季度 噸煤售價 537 元/噸，同比漲 32.9%。公司銷售以長協為主，其中年度長協煤嚴格按照 發改委規定的“基準價+浮動價”的定價機制執行，售價具有滯后性、穩定性，因此公 司 Q4 售價仍有保障。公司長協定價基準價為 535 與市場價偏離較大，或有上調預期， 屆時公司長協售價有望實現增長。此外，公司簡單的地質條件造就超低開采成本，煤炭 板塊盈利能力強勁。2）電價上浮，業績有望量價齊升。為保障民生問題，緩解高位煤 價的壓力，多地開始對電價機制進行小幅調整；廣西、云南、內蒙古等地也已對電 交易價格進行調整，適度放開電價上浮限制；廣東省發改委宣布，自 10 月 1 日開始 拉大峰谷電價差，尖峰電價在峰谷分時電價的峰段電價基礎上上浮 25%。電價上浮背景 下，公司電力板塊有望實現量價齊升。

華陽股份

2021 年 1 月份，公司正式更名為華陽股份，轉型大幕開啟，除了繼續鞏固做強傳統煤 炭主業外，加快培育新能源產業也將成為公司的另一重要使命。1）產能增長潛力大， 欲打造億噸級煤炭銷售基地。公司所在地陽泉礦區位于沁水煤田東北邊緣，是五大 無煙煤生產基地之一，主產稀缺的無煙煤和貧瘦煤，廣泛用于電力、冶金和化工行業。 公司一直以“打造億噸級煤炭銷售基地”為目標，通過對在產礦井實施“提能提效” 程以及收購兼并煤炭資產等方式，保證中長期煤炭產量穩中有增。公司現有可采儲量15.0 億噸，控股在產礦井 8 座，核定產能 3270 萬噸/年，在建礦井 2 座，涉及產能 1000 萬 噸/年，遠景產量增幅高達 30.6%。此外，景福礦（90 萬噸）、榆樹坡（120 萬噸）均具 備產能核增至 500 萬噸能力，為長期穩定的可持續發展奠定基礎。

2）布局新能源蓄能 新材料，打造“新能源+儲能”新路徑。光伏組件方面，公司全資子公司新陽清潔 能源通過成立華儲光電，計劃建設 5GW 高效光伏組件生產基地，預計項目總投資 10.97 億元，目前事項尚需山西省國運批復，正積極籌劃中。電化學儲能方面，公司通過基金 持股中科海納（全球領先鈉離子電池研發團隊），合資建立子公司等方式，率先打造 2000 噸鈉離子正、負極材料，將于年底正式投產；今年 9 月，公司與多氟多、梧桐樹資本簽 訂合作協議，欲在上游原材料、電解液、電池等環節可實現強強聯合，共筑新能源產業 鏈，進一步完善公司在鈉離子電池領域的布局。

物理儲能方面，8 公司受讓陽泉奇峰 49%股權，以優化公司戰略布局，提升飛輪儲能業務優勢，同公司現有的鈉離子電池正、 負極材料項目等業務發揮協同效應；當前，陽泉奇峰產業基地生產的全國首批 600 千瓦 磁懸浮飛輪儲能裝置正式下線，用于深圳城市軌道交通的再生制動能量回收領域。強強 聯合下，公司全力鑄造一流飛輪儲能企業。預計公司未來將大力布局 TopconN 型雙面 單晶電池、鈉離子電池、飛輪儲能等新能源領域前瞻性、引領性項目，致力通過“光伏 +電化學儲能+物理儲能+智能微電網+充電樁”系統，打造“新能源+儲能”未來能源 終極解決方案。

陜西煤業

背景強、稟賦優、布局廣、高股息，長期投資價值凸顯。1）背景強：公司控股股東 煤化集團是省內唯一一家省屬煤炭集團，在省內獲取資源、運力方面具有絕對優勢。而 公司作為陜煤化集團的唯一煤炭上市平臺，在礦區開發建設、資源整合方面具有其他 司不可比擬的優勢，戰略地位顯著。2）稟賦優：公司可采儲量 97 億噸，可采近百年， 煤炭平均熱值高達 5500cal/g，遠超普通動力煤，在澳煤進口受阻，市場高卡煤結構性 緊缺背景下尤為緊俏。成本方面，公司煤成本遠低于行業平均水平，且由于采掘行業 成本端無法復制的特殊性，超低的噸煤成本亦為其構筑天然護城河。

3）布局廣：公司 緊跟新能源發展步伐，通過投融資平臺的有效使用，擇機布局與公司主業互補、盈利 續新能源行業優質資產。4）高股息：結合公司發布的三年分紅回報規劃（規定每年 以現金方式分配的利潤不少于當年實現的可供分配利潤的 40%且金額不低于 40 億元）， 且隨著公司資本開支接近尾聲，未來分紅能力有望逐步提升。5）現金流完全覆蓋有息 債務。因前三季度營收快速增長，經營活動現金凈流入增加，公司現金流十分充裕， 至 2021 年 9 月末，公司現金及現金等價物已達 391 億元，較同期增長 41.6%，公司現 金及現金等價物仍可完全覆蓋有息負債，具備安全邊際。（報告來源：未來智庫）

兗州煤業

華東區動力煤龍頭，背靠全國第二大煤企山東能源，區位優勢突出。1）三地布局，煤 種、資源儲量豐富，產銷量增長空間廣闊。為保證煤炭主業有長期穩定的發展空間， 公司堅持推進山東（本部）、晉陜蒙、澳洲三大基地建設，截至 2020 年底，公司擁有 煤炭儲量為 140.5 億噸，可采儲量為 31.7 億噸，資源儲量豐富。

其中山東基地（主體為公司本部、菏澤能化）主要煤種為氣煤、動力煤，以長協銷售為主；晉陜蒙基地（主體 為山西能化、鄂爾多斯能化、昊盛煤業、未來能源）主要煤種為動力煤；澳洲基地（主 為兗煤澳洲、兗煤國際）主要的煤種有噴吹煤、動力煤、半軟焦煤、半硬焦煤， 我國長協銷售影響。截至 2020 年年底，公司產能總量為 1.7 億噸/年。2021 年公 境外收購莫拉本煤礦 10%股權至 95%（核定產能 2100 萬噸/年），萬福礦井預計將于 2021 年完成試生產（核定產能 180 萬噸/年），將進一步推動產銷量增長。公司積極推 進境內昊盛煤業石拉烏素煤礦和鄂爾多斯能化下營盤壕煤礦建設，產銷量增長空間廣闊。

2）吸收集團化工優質資產，多項產能有待釋放。公司 2020 年底收購集團魯南化工、 能源等 7 項資產包后，產能進一步提高，化工產品由原來單一甲醇，拓展為擁有甲醇、 醋酸、煤液化制油三條產業鏈，實現“從原料到終端制品”的全產業鏈發展格局。經營 風險得到控制，轉型升級步伐加快。

截至 2021 年 4 月，公司煤化工板塊擁有甲醇產能 240 萬噸/年、乙二醇 40 萬噸/年、醋酸 100 萬噸/年、煤制油 100 萬噸/年等產能，其 中未來能源 10 萬噸/年高端費托蠟項目生產的 115 高熔點蠟打破了國外市場壟斷，填 補了國內空白。此外，公司目前在建項目主要包括榮信甲醇廠二期煤制 40 萬噸乙 二醇/年，30 萬噸聚甲氧基二甲醚（DMMn）/年聯產項目；榆林能化二期 80 萬噸/年甲 醇及 50 萬噸/年 DMMn。公司產品向高端精細化升級，盈利能力有望持續提升。伴隨國 際油價中樞抬升，相關化工品價格大幅上揚，公司化工業迎來周期反轉，盈利向上 彈性十足。

平煤股份

公司為國內品種最為齊全的煉焦煤和電煤生產基地之一，是中南地區最大的煉焦煤生產 基地，具有穩定的下游用戶、良好的地理區位條件。“精煤戰略”、“降本提質”成效逐步 顯現，為公司高質量發展打下堅實基礎。1）落實精煤戰略，提升資源價值。公司積極 推行精煤戰略，調整產品結構，增加高端產品供給，努力實現產品結構由動力煤和精煤 并重逐步向以精煤為主轉變，產品結構持續優化。2）降本增效持續推進。公司加強成 本控制，一方面，大力實施“機械化代人，智能化減人”。

2021 年 3 出臺《智能化建 設三年行動實施方案》，提出 3 年建成 12 智能化綜采工作面、1 自動化綜采工作面、 改造智能化掘進機 44 套、新建智能化掘進工作面 24 個，2023 年底實現礦山網絡化、 數據化、可視化和智能化全覆蓋；上半年已累計建成智能化采煤工作面 13 個，智能化 掘進工作面 5 ，國家首批智能化示范煤礦一座，智能化建設水平領跑全省。一方面， “降本增效”戰略，噸煤成本持續壓降。公司部署《人力資源改革十年規劃》，積極穩妥 推進“萬名礦工大轉崗”，力爭 5-8 年把煤礦職工優化到 4 萬人以下，促進人均工效大幅 提升。3）高股息率彰顯投資價值。為積極回報股東、充分保障股東的合法權益，公司 制定三年股東分紅回報規劃，承諾不少于當年實現的合并報表可供分配利潤的 60%用來 分紅。2020 年每 10 股派發現金股利 3.6 元（含稅），共計分紅 8.3 億元，分紅比率 60.1%； 以 11 月 15 日收盤價計，股息率高達 4.6%。

晉控煤業

山西國企改革提速，資產收購序幕開啟，公司肩負集團資產上市重任，資產注入打開 長空間。1）收購同忻煤礦 32%股權，增厚權益產能 512 萬噸/年。公司為山西省動力 煤龍頭，煤炭資源儲量豐富，資源稟賦優異。公司地處大秦線起點、運輸便利。2020 年 12 月，公司以 28.7 億元現金收購控股股東晉能控股煤業集團持有的同忻煤礦（產能 1600 萬噸/年）32%股權，增厚權益產能 512 萬噸/年，投資收益有望大幅增長。截至 2020 年末，公司并表的礦井有塔山煤礦、忻州窯煤礦和色連煤礦共 3 座在產礦井，合計產能 3210 萬噸/年，權益產能 2223 萬噸/年，單井產能規模超千萬。

2）晉能控股集團煤炭 產提速，未來成長空間巨大。21 年 2 月，山西國運召開省屬企業“一企一策”考核簽約大會，會上提出省屬企業“資產證券化率達 80%以上”的定量目標。公司所屬的晉 能控股集團擁有煤炭產能約 4.4 億噸（全部由晉能控股煤業集團管理，體量為晉控煤業 13.7 倍），擁有煤炭儲量 600 多億噸，煤炭產能規模僅次于國家能源集團，位居山西省 第一、全國第二，實力雄厚。未來晉能控股集團有望在政策促進下繼續深化改革，提高 資產證券化率，有計劃地將煤炭資產逐步裝入既有上市公司平臺，未來成長空間巨大。

（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）

精選報告來源：【未來智庫】。