一、行業變遷

2021年煤炭行業的變化可以分三句話總結：一是供給端從去產能轉爲高質量發展；二是需求端堅持新能源替代舊能源，但短期舊能源不會快速退出；三是價格調控區間上移。

從“十三五”到“十四五”，煤炭行業的關鍵詞從“去產能”變爲“高質量發展”。2016年2月15日，國務院發佈《關於煤炭行業化解過剩產能實現脫困發展的意見》。《意見》指出，從2016年開始，用3至5年的時間，再退出產能5億噸左右、減量重組5億噸左右。根據中國煤炭工業協會2021年6月3日發佈的《煤炭工業“十四五”高質量發展指導意見》，“十三五”期間我國累計退出煤炭產能10億噸，順利完成任務。該文件還指出“十四五”期間，煤炭行業的主要趨勢是實現高質量發展，樹立新發展理念，準確把握新發展階段的新特徵新要求，加快向生產智能化、管理信息化、產業分工專業化、煤炭利用潔淨化轉變。也就是說，煤炭行業總量上的產能去化已經基本完成，接下來更多的是調整結構。

1．供給端，由去產能轉向高質量發展

調整結構一方面體現在生產集中度的提高上，另一方面則是體現在生產行爲的規範化上。我們可以看到，煤炭的生產集中度在過去的“十三五”期間得到了一定程度的提高，晉陝蒙新的煤炭產量佔比從2016年的67%上升到2020年的77%，上升了10個百分點。生產行爲方面，自2020年4月28日起，國務院安委會開展全國安全生產專項整治三年行動計劃。隨後2020年年底，全國人大通過《刑法修正案（十一）》，該修正案第一次對未發生重大傷亡事故或者未造成其它嚴重後果，但有現實危險的違法行爲提出追究刑事責任。對安全問題的重視抑制了煤礦的不規範生產行爲，表外產量急速下降。

2．需求端，堅持新能源替代舊能源

在雙碳政策的導向下，加快新能源對化石能源的替代是不可逆轉的時代潮流，但在新舊能源轉換的過程中舊能源的消費不會出現快速的下滑。2021年10月24日，中共中央國務院發佈《關於完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峯、碳中和工作的意見》。文件指出，到2025年單位國內生產總值能耗比2020年下降13.5%，這一比例剛好與“十三五”期間的降幅一致。這說明，高層對於降低能耗強度的態度沒有因階段性的能源供應緊張而發生鬆動。12月8日至10日在京召開的中央經濟工作會議對未來能源領域的發展做出了定性。會議指出，傳統能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基礎上。要立足以煤爲主的基本國情，抓好煤炭清潔高效利用，增加新能源消納能力，推動煤炭和新能源優化組合。要狠抓綠色低碳技術攻關。要科學考覈，新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制，創造條件儘早實現能耗“雙控”向碳排放總量和強度“雙控”轉變。一方面，雖然大方向上以煤炭爲代表的傳統能源的消費會下降，但在新舊能源轉換的過程中，不會出現快速退出的現象。另一方面，對能耗雙控的考覈會逐步過渡到碳排放總量和強度的考覈，這說明煤炭行業只要能夠實現清潔高效利用，煤炭的消費並非不行。

3．價格調控區間上移

除了供需方面的變化之外，煤炭行業2021年另一個重大的變化就是定價機制的調整。根據我國煤炭價格發展歷史，可以將煤炭價格形成機制劃分爲四個階段，即1953-1984年的完全計劃經濟定價階段，1985-2012年的價格雙軌制階段，2013-2016年的完全市場化階段和2017年至今的“基準價+浮動價”的中長協與市場價並行的價格雙軌制階段。雖然2017年至今都執行“基準價+浮動價”的定價機制，但基準價一直定格在535元/噸的位置上。上下浮動幅度超過12%時（即600以上或470以下），煤價由市場供需內生調節，只有在煤價波動幅度超過12%時政府纔會進行調控。但2021年煤炭的供需格局嚴重失衡，疊加市場炒作因素，現貨價格一度衝上2500元/噸，嚴重超出原定正常波動區間。在這種情況下，2021年的全國煤炭交易將基準價上調爲700元/噸，波動區間也調整爲550-850元/噸。

二、2021回顧：城門失火，殃及池魚——需求是主要矛盾，電煤緊缺激化市場煤矛盾

1．行情回顧

2021年動力煤走出了史詩級別的行情，背後則是史詩級別的供需缺口。國內經濟復甦、全球供需錯配對我國進口需求增加，導致國內電力行業、化工行業用煤需求激增。電力行業用煤需求激增除了源於總量上的變化之外，發電結構的變化也是一個不可忽視的因素。2021年水電等新能源出力不足，整個電力系統對火電的依賴度上升，使得電煤的需求進一步上升。需求高增長，但供給卻並未出現同等程度的增加。究其原因，國內安全生產入刑法、內蒙古能源反腐制約了國內煤礦的供給彈性。7月之後，隨着保供政策出臺，供給開始放量，但一開始效果並不顯著。保長協煤反而打破了市場煤和長協煤之間的平衡關係，市場煤供給快速壓縮。市場煤市場上一煤難求，使得9月之後港口的市場煤價格一飛沖天，創下2500元/噸的歷史新高。這一局面直到10月19日發改委重拳出擊加快核增產能釋放，打擊非法囤煤才得以改變。隨後動力煤現貨價格一落千丈，回到1000元/噸附近。

2021年動力煤的走勢大致可以分爲五段：

第一階段（1-2月）：受就地煤礦過年的影響，2021年煤礦開工較早，供給同比大增。使得動力煤價格在1-2月走勢偏弱。

第二階段（3月-5月中旬）：此階段國內經濟復甦，海外對我國的進口需求也受全球供需錯配的影響大增。需求火爆使得電力行業、化工行業的耗煤量大幅上升。反觀供給端，在3月1日起，《刑法修正案（十一）》正式生效，煤礦的超產行爲減少。供需持續偏緊之下，動力煤價格出現了一波長達兩個月的上漲。

第三階段（5月中旬-8月底）：受5月19日國常會保供穩價打擊大宗商品惡意炒作的影響，煤炭價格在5月下半月開始了一波快速殺跌。但隨後，7-8月的用電旺季使得煤價呈現一個震盪上行的走勢。

第四階段（9月-10月中旬）：此時部分地區受新能源出力不足的影響，已經開始出現拉閘限電的情況。除了需求的持續增加之外，供給的結構性失衡也是這波暴漲行情的推手之一。爲了保障全社會的用電安全，產地煤礦優先供應電廠的長協煤，從而使得原本就緊張的市場煤供應彈性急劇下降。另外，部分貿易商爲了博取高額收益囤積煤炭，也加劇了煤炭的供需緊張形勢。多重因素疊加之下，港口動力煤現貨價格衝破2500元/噸，期貨價格最高也達到近2000元/噸。

第五階段（10月下旬-年底）：10月19日，爲應對煤價的快速上漲，發改委推出保供組合拳，加快產地核增產能釋放嚴厲查處非法囤積煤炭行爲，並且對港口煤價進行最高限價。受此影響，動力煤期現價格腰斬，半個月降幅達50%。11月之後，全國日均產量超1200萬噸，創歷史新高。國內動力煤供需缺口逐步收窄，價格也呈低位震盪走勢。

圖1：動力煤期貨價格走勢圖（日K）

數據來源：Wind，信達期貨研發中心

2．供給：供給彈性下降，進口調節能力不足

2.1 安全生產擠壓表外產能

2021年年初開始我國原煤產量就處於一個較低的增速，6月7月甚至一度出現負增長，直至10月保供核增的產能釋放，供給纔出現明顯的增加。鑑於2021年動力煤現貨價格處於歷史高位，煤礦的生產意願不大可能是抑制供給的原因。我們認爲，在價格如此火爆的前提下，動力煤供給依然不及預期的原因主要分三個方面，一是安全生產問題入刑法，各地超產行爲大幅減少；二是內蒙古地區“倒查二十年”行動對煤礦非法審批形成震懾，大量非法產能被截斷；三是保長協煤擠壓市場煤供給。

圖2：全國原煤產量同比

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圖3：全國原煤產量

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2020年底的全國人大通過的《刑法修正案（十一）》明確表示，對未發生重大傷亡事故或者未造成其它嚴重後果，但有現實危險的違法行爲提出追究刑事責任。如此一來，原先存在的煤礦超產行爲大幅減少，對於安全生產的監管措施也更加嚴厲。6月以來，黑龍江、河南、山東、山西各地均發生煤礦安全事故。“七一”大慶期間，大量煤礦爲避免發生安全事故，採取減產甚至停產的措施。從全國原煤產量的走勢也可以看出來，自5月之後全國原煤產量一路下滑，直到8月份纔開始回升。

“倒查二十年”從2020年開始，對內蒙古的煤礦違規審批行爲有極大的震懾作用，導致很多違規生產的煤礦關閉。我們可以看到，2021年3-7月，內蒙古的原煤產量一直是同比下降的。

圖4：內蒙古原煤產量

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圖5：內蒙古原煤產量同比

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2.2 長協煤擠佔市場煤份額

如果說安全和倒查二十年是上半年供給受限的主要原因，那麼9月份開始的瘋狂上漲則更多來源於市場煤和長協煤之間畸形的關係。9月13日，爲保證民生用電，相關部門要求將發電供熱企業中長期合同佔年度用煤量的比重提高到100%。我國自2017年開始實行“基準價+浮動價”的中長協與市場價並行的價格雙軌制，長協煤和市場煤相互影響的情況一直存在。根據中國神華2020年年報，公司銷售煤炭的比例是年度長協佔42.5%，月度長協36.6%，市場煤20.9%；煤炭資源網調研數據也顯示，年度長協佔35%，月度長協40%，市場煤25%，二者基本接近。在發電和供熱企業補籤長協煤合同之後，市場煤的供給受到擠壓，這就進一步加大了市場煤的價格波動幅度。

2.3 全球能源危機下，煤炭進口下降

除了國內供給的總量和結構性問題，2021年的進口也處於一個偏低的位置。雖然我國對動力煤的進口依賴程度不高，在4%左右。但進口煤作爲供需失衡的一個調節器，在國內供需存在缺口的時候，進口煤的短缺無疑會對價格的波動幅度起到推波助瀾的作用。2021年由於歐洲、美國均出現了能源危機，天然氣、原油價格大幅上漲。煤炭作爲一種主要的傳統能源，和其他能源之間存在一定的替代性。煤炭需求的增加使得煤炭單位熱值價格一度超過原油。海外煤炭需求增加，導致國內的一部分進口資源被分流到其他國家。因此，可以看到，2021年9月之前，我國煤及褐煤的累計同比仍爲負值。

圖6：不同能源單位熱值比較

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圖7：煤及褐煤進口數量同比

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2.4 結論

2021年供給彈性的下降是多個因素共同作用的結果。國內方面，安全生產入刑法、內蒙古能源反腐擠出了大量的表外產能。進口雖然佔比不大，不過作爲國內供需的調節器，在供需失衡時仍能起到穩定價格的作用。但2021年全球供需錯配疊加一些偶發的環境擾動因素，使得發達國家均出現了能源緊張的局面，如此反而使得國內的煤炭進口下降了。

3．需求：經濟復甦疊加出口火爆，需求超預期

雖然2021年供給增加不及預期是客觀事實，但主要的矛盾依然集中在需求端。動力煤的下游需求主要分佈在電力、供熱、冶金、化工和建材五個行業中，其中電力行業佔比在60%左右，對動力煤總體需求的影響尤爲關鍵。2021年電力、供熱和化工行業均出現了高速增長，截至2021年10月，動力煤總消費量增幅達10%，兩年複合增速達4.9%。

圖8：2020年動力煤下游分佈

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圖9：2021年各行業動力煤消費增速

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3.1 電力需求大幅增加

電力行業對動力煤的需求主要表現在火電上，火電廠的燃煤機組以動力煤爲原料，將煤炭的化學能轉爲電能。2021年需求端最大的變量來自於電力行業，電力行業的變化主要分爲兩個方面：一是總量上全社會用電量超預期增長，二是結構上新能源出力不足，火電佔比上升。

（1）第二、三產業貢獻主要需求增量

由於電力沒有庫存的概念，所以發電量基本由用電量決定。2021年1-7月，基本每月的同比增速均在10%以上。8月份之後，各地限電疊加能耗雙控減少用電需求，發電量增速回歸至5%左右。

圖10：當月發電量季節性圖

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圖11：發電量同比變化

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圖12：2020年全社會用電結構

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圖13：各產業用電量增量貢獻

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（2）水電發力不足，火電依賴度上升

從用電量結構來看，2020年第二產業用電量佔全社會用電量的68%，是全社會用電量的主力軍。2021年上半年受疫情後經濟復甦、海外進口需求火爆的雙重影響，第二產業、第三產業用電量大增。從圖中可以看到，第二產業和第三產業對增量的貢獻佔比均超過其2020年全年用電量的佔比。

圖14：各類型電源增量和裝機同比

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圖15：各類型電源發力程度比較

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除了總量上的高增長，發電量的結構也顯著不同於往年。截至2021年10月，火電裝機容量佔比僅爲55.7%，卻貢獻了新增發電量的75.8%。相較之下，水電裝機容量爲16.7%，發電量卻下降了3%。若將各個電源的裝機容量佔比減去其相應的發電量佔比，以此來衡量各電源的發力程度，可以發現，火電的發力程度一直在上升，除了核電之外，其他新能源的發電量佔比均小於其電源裝機佔比。觀察水電的出力程度可以發現2021年有一個明顯的變化，那就是過去幾年水電的容量佔比雖然一直小於發電量佔比，但一直在改善，不過2021年卻出現了惡化。

3.2 結論

2021年需求的高增長主要由電力行業的需求增加引起，而電力行業需求增加主要表現在發電量和發電結構上。經濟復甦和海外進口需求增加使得總髮電量增加。水電出力不足，新能源不穩定增加了整個電力系統對火電的依賴程度。總量增加是先發條件，結構改變則進一步強化了這種趨勢。但我們也可以看到，建設新型電力系統是一個過程，火電的依賴度長期會趨於下行。因此，2021年的這種情形以後可能會階段性再現，但持續時間和程度都會逐漸消弱。

4．供需總結

2021年，動力煤矛盾主要由需求端引起，供給端的變化則進一步強化了這一矛盾。需求端主要變化集中在電力行業。首先，國內經濟復甦導致全社會用電量大幅上升；其次，新能源出力不足使得原本就捉襟見肘的火電壓力劇增，對動力煤的需求也就水漲船高。供給端的變化則在安全生產入刑和長協煤市場煤的結構性問題上。安全生產入刑使得煤礦的超產行爲大大減少，供給彈性下降。長協煤多供應電廠，爲保障用電安全，煤礦產區優先發運長協煤。如此，就進一步加劇了市場煤的緊缺。

三、2022展望：三十年河東，三十年河西——供給取代需求成主要矛盾

如果說2021年動力煤的主要矛盾在需求端，那麼2022年的主要矛盾則集中在供給端。一方面，2022年承接了2021年保供政策下核增的部分永久產能，它們大部分會在2022年釋放，從而增加了動力煤的供給彈性。因此，2022年煤礦產能的投放節奏是接下來需要重點關注的點。另一方面，需求端難以再出現2021年這樣大幅上升的局面。首先，隨着國外生產能力的復甦，我國的出口在2022年難以繼續維持2021年的火爆景象；其次，2022年國內的經濟增速會趨於穩定，各行業對動力煤的需求也會迴歸到正常水平；最後，新能源對傳統能源的替代依然會繼續進行，隨着新型電力系統的建立健全火電佔比將趨於下降。

1．供給：核增產能釋放，供給增加

1.1 保供核增產能釋放，在產產能達43億噸

保供政策是2021年煤炭產能變化的關鍵因素。根據發改委消息，保供政策增加產能的方式主要包括在建煤礦投產、在產煤礦產能核增、煤礦智能化改造擴產、煤礦產能衰減接續項目達產這幾種方式。其中，在建煤礦投產、煤礦智能化改造擴產、煤礦產能衰減接續項目達產對煤礦產能的影響均是中長期的，其對煤炭產能的影響將延續到2022年，不會隨保供政策的退出而退出。相反，在產煤礦產能核增則相當於臨時性的產能，通過增加煤礦全年的生產額度來達到增產的目的，如果保供政策結束，這部分產能也就隨着消逝。從2021年各省發佈的消息來看，山西主要通過臨時核增煤礦產能的方式，而內蒙古增加的產能則是永久性的。因此，在分析2022年煤炭的供給時需要區別對待這兩種不同的產能。

表1：2021年主要保供政策梳理

數據來源：政府官網、信達期貨研發中心

由上表可以看出，2021年保供涉及的產能達6億噸左右，其中山西的9940萬噸產能爲超產產能，對實際產能沒有影響，更多的體現在產量上。因此，2021年實際增加的產能爲5億噸。根據國家能源局數據，2020年我國煤炭產能達38.5億噸。由此我們可以算出2021年底我國的在產產能爲43.5億噸。根據發改委消息，我國11月煤炭日均產量維持在1200萬噸/日左右，折算下來，我國在產產能達43.8億噸。對比可以發現，根據上表整理的產能和發改委公佈的數據，二者基本吻合。但是43.5億噸的產能中，山西核增的5500萬噸是臨時性的，四季度之後就會退出。因此，截至2021年底，我國在產產能爲43億噸左右。

圖16：煤炭產量和產能關係

數據來源：wind、信達期貨研發中心

圖17：原煤轉動力煤比例

數據來源：wind、信達期貨研發中心

觀察過去幾年我國煤炭產能和產量的增速，可以發現，產量的增速和上一年產能的增速正相關。2021年年底的43億噸產能較2020年底的38.5億噸產能增加了12%左右。考慮到2021年保供政策使得煤礦的產能利用率上升，導致2021年的產量偏高，我們預測2022年的產量同比增加6%左右。結合過去幾年煤炭產量在每月的分佈，得到2022年原煤的月度產量分佈。

原煤除了會轉爲動力煤使用，還有一小部分會作爲煉焦用煤。觀察近幾年動力煤佔原煤產量的比重，大致以85%爲中樞。因此，我們取85%作爲原煤與動力煤之間的轉化比例。最終得到2022年動力煤產量如下表所示。

表2：2022年動力煤產量預測

數據來源：wind、信達期貨研發中心

1.2 國際能源危機解除，進口恢復

2022年我國動力煤進口將會恢復正常，但考慮到國內供需趨寬鬆，對進口的需求下降，預期每月進口量將維持1000萬噸的水平。

圖18：廣義動力煤進口量季節性圖

數據來源：Wind，信達期貨研發中心

1.3 動力煤總供給增加

綜合考慮國內產量和動力煤的進口，得到2022年動力煤的總供給如下表所示。

表3：2022年動力煤供給預測

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2．需求：電力用煤下降，總消費量持平

2.1 電力：發電量增速5%，火電佔比下降

（1）經濟增速決定用電量，2022年用電量增速在5%左右

圖19：GDP&發電量

數據來源：Wind，信達期貨研發中心

GDP增速和用電量增速走勢基本一致，而且隨着整社會電氣化程度的加深，二者之間的相關性會變高。由於電力沒有庫存的概念，發電量和用電量基本相等。根據12月中央經濟工作會議對於2022年經濟形式的定調，預計2022年經濟增速目標在5%-5.5%之間。由此可以預判2022年發電量的增速也在5%左右。鑑於2021年和2020年發電量受疫情和疫情後經濟復甦影響，每月發電量佔全年的比重異於往年。我們以2017-2019三年的平均值作爲2022年的預測佔比，結合前述對總量的預測得到2022年每月發電量的預測值。

表4：2022年各月發電量預測

數據來源：wind、信達期貨研發中心

（2）新能源佔比繼續上升，火電佔比下降

測算電力行業對動力煤的需求除了需要考慮發電量之外，還需要考慮發電結構的變化。在雙碳政策的導向下，新能源佔比上升是不可逆轉的時代潮流。不過，當下新型電力系統建設過程出現的問題也需要引起重視。一個是電力系統對新能源的消納能力，另一個則是新能源出力的不穩定性。這一點我們從12月中央經濟工作會議對能源的表述可以看出，以上問題已經引起了高層的關注。會議指出，實現碳達峯碳中和要堅定不移推進，但不可能畢其功於一役；要立足以煤爲主的基本國情，抓好煤炭清潔高效利用，增加新能源消納能力，推動煤炭和新能源優化組合；要科學考覈，新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制。

圖20：各類型電源裝機同比增速

數據來源：wind、信達期貨研發中心

圖21：各類型電源裝機佔比

數據來源：wind、信達期貨研發中心

從上圖可以看出，近兩年，風電和光伏的裝機容量一直維持25%-35%的增速，預計2022年依然會維持該增速。火電裝機目前基本處於減量置換的階段，預期2022年增速爲0%。總髮電裝機容量近兩年維持較高增速在10%左右，2022年可能會有所下滑，取一箇中性的水平8%的增速。在以上假設條件下，2022年風電和光伏的裝機容量佔比將會達到14%和16%，火電裝機容量佔比降至51%。依據以上預測得出2022年各類型電源的月度發電量佔比如下。可以看到，火電的佔比在各個月份均會出現一定程度的下滑。

表5：2022年各類型電源發電量佔比預測

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（3）電力行業用煤預測

圖22：供電耗煤及其增速

數據來源：Wind，信達期貨研發中心

根據上述關於火電發電量佔比和月度發電量，可以得到2022年火電的發電量預測值。結合火電耗煤量就可以得到電力行業用煤的情況。根據每年國家統計局公佈的電力行業用煤量和火電產量數據，可以計算出供電煤耗。1-10月份數據顯示，我國供電煤耗爲390克/千瓦時。鑑於我國正在進行火電機組的升級改造，預期2022年供電煤耗降幅爲1%，對應供電煤耗爲386克/千瓦時。供電煤耗乘以火電發電量就可得到電力行業的用煤量。

表6：2022年電力行業用煤預測

數據來源：wind、信達期貨研發中心

2.2 化工：煤化工處於產能投放週期，化工用煤有望繼續增加

圖23：化工行業用煤增速

數據來源：Wind，信達期貨研發中心

動力煤在化工領域的使用主要分爲原料和燃料兩種情況，以原料爲主，大約佔化工行業耗煤量的80%左右。化工用煤分爲傳統煤化工和現代煤化工。傳統煤化工主要使用無煙塊煤生產合成氨。現代煤化工則包括包括煤制甲醇、煤制烯烴、煤制乙二醇、煤制油、電石等。貧油富煤的國情使得我國PVC生產工藝中，電石法佔據絕對優勢，佔比超過80%。自2019年以來，化工行業耗煤處於一個高速增長的狀態。預期2022年化工用煤仍將維持一個較高的增速大約在10%左右。

表7：2022年化工用煤預測

數據來源：Wind，信達期貨研發中心

2.3 冶金：電解鋁限產有所緩解，冶金用煤增4%

動力煤在冶金行業中主要用過燃料，電解鋁在其中佔90%左右。一噸電解鋁需要消耗13500千瓦時電力，折算成標準煤大約就是4噸的煤耗。由於大部分電解鋁廠都是用自備電廠發電，冶金行業耗煤基本和電解鋁耗煤走勢一致。

2022年供應端仍受到能耗雙控的強力擾動，新疆、雲南、山東等產鋁大省均出臺政策要求2022年實施限產或電價管控政策，電解鋁產能仍然受限，但是相比2020年有所緩解。我們預計2022年電解鋁產量爲3859萬噸，同比增長4%左右。

表8：2022年冶金行業用煤預測

數據來源：Wind，信達期貨研發中心

2.4 供熱：煤改氣大勢所趨，但2022年冷冬難再現，供熱用煤增速中等

圖24：供熱用煤同比變化

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供熱用煤主要用於北方採暖季居民採暖。根據《北方地區冬季清潔取暖規劃（2017-2021年）》，我國北方地區取暖用能源以燃煤爲主，燃煤取暖面積佔總取暖面積的83%。後續隨着煤改氣的執行，採暖用煤的需求將會趨於下行。供熱用煤一方面和採暖面積和結構相關，另一方面也和採暖季氣溫相關。2020年、2021年兩年都出現了拉尼娜現象，導致2021年冬季氣溫偏低。2022年再次出現拉尼娜現象的概率極小，也就是說2022年氣溫有望回升。基於此我們預期2022年採暖用煤增速爲5%。

表9：2022年供熱用煤需求預測

數據來源：Wind，信達期貨研發中心

2.5 建材：房地產行業下行週期，建材用煤同比下滑

動力煤在建材行業的應用主要是作爲燃料，建材行業中水泥和玻璃兩個行業對動力煤的需求最大，其中水泥的需求佔比達到70%左右。水泥和玻璃的需求與房地產行業息息相關。水泥主要用於施工階段，水泥產量累計同比與房屋施工面積走勢相近。玻璃主要用在房屋竣工階段，因此，平板玻璃的產量與房屋竣工面積走勢相近。

圖25：施工面積&水泥產量

數據來源：wind、信達期貨研發中心

圖26：竣工面積&平板玻璃產量

數據來源：wind、信達期貨研發中心

一般來說，房屋施工面積滯後於新開工面積半年左右，而新開工面積又主要由房屋銷售面積決定。商品房的銷售數據可作爲預估地產需求強弱的前瞻性指標。若商品房銷售數據表現較好，則企業拿地意願將相應提高，從而傳導到拿地-新開工-施工-竣工面積這一主線。

此外，房地產開發資金可作爲評估地產投資的能力。資金的充沛與否，一定程度上決定後續房企拿地、施工的能力。但從國家統計局公佈數據同樣觀測到，房地產開發資金呈現累計同比增速持續下滑，且自6月份起國內貸款部分的增速爲負增長。最新10月同比增速達到-10.00%。

圖27：房地產開發資金來源

數據來源：wind、信達期貨研發中心

圖28：銷售、新開工及施工面積

數據來源：wind、信達期貨研發中心

基於對房地產銷售和房地產資金面情況的觀察，預期2022年房地產行業新開工面積增速-10%左右。水泥的庫存較小，其產量基本和下游需求一致。所以，我們判斷，建材行業的用煤需求2022年將下降10%。

表10：2022年建材行業煤炭消費預測

數據來源：wind、信達期貨研發中心

2.6 動力煤總需求

表11：2022年動力煤下游需求

數據來源：wind、信達期貨研發中心

對動力煤下游各個行業的需求進行彙總，可以發現，2022年動力煤總需求將下降0.4%，基本與2021年持平。其中，火電用煤和建材用煤出現負增長，供熱、化工、冶金仍將維持一定的增速。從節奏上來看，上半年需求減少，下半年需求略增。

3．政策：多管齊下——煤價波動幅度有望下降

3.1 煤電聯動更加緊密，煤價更加市場化

作爲動力煤最大的下游，電廠採購行爲歷來對動力煤的價格起決定性作用，而電價則是影響電廠採購行爲的關鍵因素。從我國電價定價機制的發展歷程來看，大致可以分成四個階段：計劃管理階段（1949-1985年）、電價政策改革和調整階段（1985-2002年）、電力市場化改革過渡階段（2002-2015年）和全面深化電力改革階段（2015年至今）。其中，2005-2019年以煤電聯動的形式來定價，2020年開始執行“基準價+上下浮動”的機制定價。

2019年9月26日的國務院常務會議決定，從2020年1月1日起，取消煤電價格聯動機制，將現行標杆上網電價機制，改爲“基準價+上下浮動”的市場化定價機制。同年10月21日，國家發改委印發《關於深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》並宣佈，我國不再實行固定的煤電標杆上網電價制度，改爲“基準+上下浮動”制度。從2020年開始，每個省市自治區的基準價等於原來的煤電標杆，上浮不超過10%，或下浮不超過15%。2020年暫不上浮，確保工商業平均電價只降不升。所以，理論上從2021年“基準價+上下浮動”的定價機制纔開始全面實施。2021年10月8日國常會將浮動上下限調整爲20%，電價市場化改革進一步推進。而且，制定能漲能跌的電價定價機制一直出現在此後的多次會議中。

根據我國煤炭價格發展歷史，可以將煤炭價格形成機制劃分爲四個階段，即1953-1984年的完全計劃經濟定價階段、1985-2012年的價格雙軌制階段、2013-2016年的完全市場化階段和2017年至今的“基準價+浮動價”的中長協與市場價並行的價格雙軌制階段。

我們可以看到，煤價的定價機制和電價的定價機制自2020年之後趨於同步，採取的都是“基準+浮動”的形式。如此一來，二者的價格可以在一定區間內相互影響，上下游之間的傳導機制也更爲通暢。預期後續煤電之間的矛盾將更多的通過市場化手段加以消化，行政調控的目標也會變爲供需而非價格。因此，後續煤和電之間供需關係的聯繫將更加緊密。

3.2 交割標準變寬鬆，交割量有望增加

2021年12月3日，鄭商所發佈公告，對動力煤期貨合於的交割細則進行調整，並決定該細則自ZC2212合約開始執行。通過比較修改前後的交割細則，可以發現，鄭商所放寬了基準交割品和替代品的部分質量指標。放寬交割標準一方面可以鼓勵更多的產業資本參與交割，平抑期貨價格的異常波動；另一方面交割範圍擴大，期貨價格對現貨市場的指導能力更強，期現聯動性加強。

表12：動力煤交割標準調整前後對比

數據來源：鄭商所官網、信達期貨研發中心

3.3 發電供熱企業長協合同全覆蓋，長協價格對市場價格指導意義加強

全國煤炭交易會2021年12月3日公佈了2022年煤炭長期合同簽訂履約方案徵求意見稿。該意見稿由國家發改委制定，其中明確2022年的煤炭長協簽訂範圍進一步擴大，覈定能力在30萬噸及以上的煤炭生產企業原則上均被納入簽訂範圍；需求一側，要求發電供熱企業除進口煤以外的用煤100%簽訂長協。價格方面，“基準價+浮動價”的定價機制不變，但意見提出，新一年的動力煤長協將每月一調。5500大卡動力煤調整區間在550-850元之間，其中下水煤長協基準價爲700元/噸，較此前的535元上調約31%。

本次長協合同履約方案將發電供熱企業長協合同的佔比從2021年的80%上調爲100%，如此，動力煤主要的下游將完全退出市場煤交易。以往，當長協煤供給受限時，發供熱企業就會去買市場煤，進而推高了市場煤的價格。此次調整，使得長協煤價格變動更加靈活，也更能客觀的反映煤炭供需情況。因此，本文認爲，今後長協價格對市場煤的指導意義將得到提升。

3.4 推進煤炭儲備能力建設，供需調節能力增強，煤價波動有望減小

2021年7月16日，國家發改委發佈消息，正在推進煤炭儲備能力建設。總目標是在全國形成相當於年煤炭消費量15%、約6億噸的煤炭儲備能力，其中政府可調度煤炭儲備不少於2億噸。我國十四五期間一年煤炭的消費量將穩定在40億噸左右。2億噸存煤相當於18天的用量，如果算上企業存煤，則煤炭儲備可用天數近兩個月。增大煤炭儲備能力可以有效平抑市場煤價的波動，在淡季收儲，旺季放儲，避免煤價大幅波動傷害下游實體企業。

四、平衡表分析

1.2022年供需平衡表預測

根據上文對動力煤供給、需求的分析，我們可以得出動力煤2022年的供需平衡表。由平衡表我們可以看到，2022年全年動力煤供給-需求爲4500萬噸，整體處於供過於求的局面。具體到各個月份，2022年1-3月動力煤依然存在供需缺口。但到了3月之後，動力煤開始轉爲供需寬鬆格局，除了8月和12月之外，基本處於供給大於需求的狀態。

表13：2022年動力煤供需平衡表

數據來源：wind、信達期貨研發中心

2.2022年港口動力煤價格測算

現貨價格由成本和利潤構成，在對價格中樞進行測算時，需要對二者分別進行考察。成本的計算相對比較簡單，港口煤炭的成本主要包含生產成本和運費，二者在短期內基本處於一個相對穩定的狀態。

根據2020年各煤炭上市公司的年報，2020年煤炭的生產成本大約在200-300元/噸左右。鑑於上市公司的成本控制能力較好，高於行業平均水平，而且隨着安全支出的增加，煤炭單噸成本呈現上升的趨勢。因此，我們取300元/噸爲煤炭的生產成本。

表14：2020年上市公司煤炭生產成本

數據來源：上市公司2020年年報、信達期貨研發中心

我國北方下水港煤炭調入的運輸方式主要分爲汽運和火運，調入的省份主要是晉陝蒙三省。根據三省的汽運費和火運費，我們大致可以取運費爲250元/噸。

表15：晉陝蒙地區煤炭運價

數據來源：Mysteel、信達期貨研發中心

商品利潤主要由上下游的博弈決定，而決定博弈走向的主要因素就是供需關係。供給大於需求時，處於買方市場，此時產業鏈利潤向下遊傾斜；供給小於需求時，處於賣方市場，下游利潤則被上游侵蝕。動力煤主要下游是電廠，根據我們的測算，當電價較基準價上漲20%時，電廠的盈虧平衡點對應的煤炭價格爲1200/噸。目前，大部分省份已經將電價上調20%，短期內預期難以下調。因此，我們將1200元/噸作爲煤炭價格的上限。根據此價格和煤炭的成本550元/噸（300+250）可以算出一噸煤炭總的產業鏈利潤爲650元。

表16：不同電價下電廠盈虧情況

數據來源：信達期貨研發中心

根據上一節中的2022年動力煤供需平衡表可知，2022年動力煤整體趨於寬鬆。而根據前幾年煤炭的生產利潤和供需缺口的走勢來看，在供需寬鬆的年份，煤炭的生產利潤最高200元/噸，最低接近於0。因此，我們認爲2022年煤炭的生產利潤在100元/噸左右。基於550元/噸的成本，可以得出2022年煤炭運行區間爲550元/噸至750元/噸，中樞爲650元/噸。

圖29：需求-供給&生產利潤

數據來源：Wind，信達期貨研發中心

五、結論和建議

1．結論

展望2022年，動力煤的主要矛盾從需求端轉向供給端，供需趨於寬鬆。2021年保供核增了近5億噸的生產產能，其中有4億噸產能屬於中長期產能，這將大大改善2022年的供給彈性。需求方面，國內經濟迴歸正常增速，國外進口需求下滑。2021年存在的發電結構問題也將隨着新能源裝機的快速推進，水電出力恢復而不復存在。因此，我們判斷，2022年供需格局將趨於寬鬆。

市場煤的運行區間在550元/噸至750元/噸，中樞爲650元/噸。根據2022年全國煤炭交易會出臺的規定，2022年港口下水煤基準價上調爲700元/噸，浮動區間相應上調爲550元/噸至850元/噸。另一個值得關注的點是，供電供熱企業將按照全年用煤量簽訂中長期合同。如此一來，供電供熱企業將完全退出市場煤市場。在一個供需寬鬆的大環境下，市場煤的供給彈性也將大幅上升，相對應的價格波動幅度則會減小。根據利潤+成本的測算模式，2022年港口市場煤價格中樞爲650元/噸，運行區間550元/噸至750元/噸。

2．建議

供需趨寬鬆的格局下，價格波動幅度收窄，逢高空是最優選擇。2022年動力煤供需格局趨寬鬆，動力煤價格大概率會處於一個窄幅區間震盪的局面，不會大幅脫離價格中樞。在此情況下，我們認爲在取暖季過後，若價格運行至750元/噸這一區間上沿，逢高空是最優選擇。

信達期貨 張秀峯 劉開友