动力煤研究报告

2019-2020年中国煤炭市场年度报告内容提要进入2019年后，煤炭市场进入后供给侧结构改革时期，随着先进产能的不断释放和增加，煤炭铁路运力逐步提升，市场供大于求的矛盾开始凸显，政策红利开始消退，价格重心逐步下行。受供应端偏紧影响，上半年煤炭市场整体高位运行，市场淡季不淡现象明显。进入下半年，产地煤矿产量陆续增产复产，供应将增加，而需求端受宏观预期转空影响，需求持续低迷，后期市场供大于求的局面将逐步凸显。其中动力煤市场产量释放，需求不济，价格重心将下移；炼焦煤市场生产虽正常，但需求萎缩，价格将逐步承压。纵观2019年，炼焦煤市场整体保持高位震荡态势，其中上半年高位小涨，下半年开始焦煤价格加速下行。以山东济宁地区气精煤为例，截至11月21日气精煤出矿含税为870元/吨，与年初相比降幅为24.34%。以山西吕梁地区优质主焦煤为例，截至11月21日出矿含税价格为1380元/吨，与年初相比降幅为17.85%。后期国家仍将竭力要求产地煤矿积极释放先进产能，增加产量，保证有效供给，再加上进口煤的补充，煤炭市场供应将逐步趋向于宽松。需求方面，受经济下行压力较大及能源十三五规划中要求到2020年将煤炭在一次能源消费中的占比降至58%以下，新能源的逐步发展，后期煤炭需求增幅将逐步放缓，煤炭市场供需格局也将有供给侧改革时期的紧平衡向供需宽松态势转变。另外铁路煤炭运力水平进一步提升，也为后期煤炭保供提供了保障。重要章节中国煤炭市场供应格局分析及预测中国煤炭市场需求格局分析及预测中国煤炭行业及下游盈利情况分析中国煤炭行业2020年市场走势展望相关年报推荐《2019-2020年中国动力煤市场年度报告》《2019-2020年中国炼焦煤市场年度报告》《2019-2020年中国无烟煤市场年度报告》蓝字获取样刊来源: 卓创资讯

来源：格隆汇机构：华西证券报告摘要： 全国范围内，仅晋陕蒙黔新 5 省区为煤炭净调出省（其 中主要是晋陕蒙三省），其余地区煤炭供需缺口总计约 19 亿 吨，形成了五类煤炭价格体系。沿海/沿江区域以西煤东运铁 路“北通路”+水运“海进江”为主要运输途径，形成了以秦 皇岛煤价为代表的北方港口报价体系。华北/西北地区、西南 地区、东北地区均主要通过铁路/汽运方式运输，采用“坑口 价+运费”方式计价，根据运距和煤质，划分为三类区域报价 体系。新疆地区基本自产自销，且地处偏远较难外运，自行 形成了偏低的煤炭定价体系。 北方七港下水量年化近 8 亿吨，在“西煤东运”主格局 下，目前秦皇岛港报价是全国主要的煤炭定价指标。通过大 秦/朔黄/蒙冀线等东西向的“北通路”煤运干线运至秦皇岛/ 曹妃甸/黄骅港/京唐港等北方港口后，下水经海运/江运将煤 炭运至沿海/江内省份，是沿海/沿江省市区的主要煤运方 式，由于该区域供需缺口占到全国的约 6 成，这也是全国范 围内主要的煤炭运输方式。根据 WIND 数据，2019 年上半年北 方七港的煤炭下水量为 3.8 亿吨，年化近 8 亿吨，占到国内 煤炭调运量约 15-16 亿吨的一半，因此秦皇岛港报价是目前 全国主要的煤炭定价体系。 “两湖一江”地区煤炭外调量近 3 亿吨，浩吉铁路开通 后，无需通过北方港口中转，其在全国煤炭定价体系中的地位 将提升。未来，当浩吉铁路上量，以及荆州煤码头投入使用之 后，江内自身的库存和天气将更直接成为江内煤价短期波动的 因素。浩吉铁路设计运力 2 亿吨，“两湖一江”地区 2017 年煤 炭消费量 3.2 亿吨且在继续增长，而 2018 年自产量只有 2305 万吨且还会继续下滑。按照上述数据推算，2018 年两湖一江地 区每年的煤炭调入量至少 2.9 亿吨，即使由于分省口径原因进 行系数调整，“两湖一江”地区的供需缺口亦有 2.6 亿吨，完全 超过了浩吉铁路的设计运力。我们估计北方七港煤炭下水量中 有一亿吨左右的存量是两湖一江客户，未来这些运量或许会部 分挪至浩吉，且这些客户市场煤采购占比判断较高，所以未来 荆州煤港的报价在市场中的地位或将提升。北方七港的煤炭下 水量将减少，秦皇岛港动力煤报价在价格体系中的地位或将下 降。 风险因素：浩吉铁路定价过高；靖神铁路定价尚未确定； 荆州煤码头建设进度及上量不达预期；进口煤政策；宏观经济 的系统性风险。

今日（4月7日）国内商品期货收盘走势分化，动力煤跌逾5%，纯碱跌逾2%，沥青、生猪、玻璃、燃油、焦煤跌超1%。LPG、PTA涨超2%，农产品多数上涨，棕榈、豆粕、玉米、郑油、苹果涨逾1%。截止收盘，螺纹跌0.43%，报5117元；郑煤跌5.74%，报689.8元；沪镍涨0.37%，报126000元；焦炭跌0.21%，报2392元；热卷跌0.59%，报5527元；PTA涨2.28%，报4462元。盘面上，动煤罕见巨量大阴线，价格刚好触及布林带中轨，盘中两次触及跌停板，两次打开，RSI死叉；量能放大，单日成交744.79亿，为近5个月最大。华西证券指出，目前的动煤日耗在淡季维持高位，主要是强劲的工业需求支撑，看好工业需求的韧性。电厂库存继续低位，港口库存虽处于高位但处于下降通道，且4月大秦线检修后预计继续去库。产地拉运积极、去库快速，在产地安全检查趋于常态化的情况下，未来煤价走势主要需观察下游需求的强度和持续情况。4月大秦线检修和此后的电厂补库支撑下，预计煤价仍偏强，维持上半年乃至今年动力煤价中枢抬升的判断。焦点品种方面，螺纹、郑煤、沪镍、焦炭、热卷成为今日资金追逐对象，成交金额依次为：1248亿、745亿、719亿、556亿、528亿。黑色系成为市场关注焦点，前五席位占据4位。活跃品种排行前十榜单展望商品后市，中金指出，近期市场预期的大宗商品结构性牛市可能渐行渐远，大宗商品市场投机头寸出现较大规模的获利了结。我们在2021年1月3日研究报告《大宗商品资金流向报告：供需错期，预期有差》中提示过，大宗商品市场面临的问题是阶段性供需错配，市场预期差主要集中在原油和黄金上，有色金属价格已经在反映逐渐趋紧的基本面，农产品价格仍将处于高位。从三月份的资金流向看，多数大宗商品都出现资金流出现象，其中布伦特原油和农产品尤为明显，有色金属资金流出有限。大宗商品市场并没有结构性产能短缺问题，也不足以为通胀持续上升提供基本面支撑，“再通胀交易”更可能是供需错配后的强化投机交易。同期，我们也看到了十年美债名义利率抬升，主要受实际利率上升的推动。东吴证券研究指出，回顾2016-2018年这一轮的大宗商品上涨，我们发现两个有趣的现象：一是油价和铜价的见底基本同步，但油价见顶的时间比铜价滞后了一年；二是油价的涨幅远远超出铜价，可见基本金属上涨的乏力是这轮大宗商品上涨逊于以往的一大拖累。原油为何在这轮大宗商品上涨中好于基本金属？因为全球原油消费仍由发达国家主导而非中国。2017年的特朗普减税带动了发达经济体经济增速的回升，叠加同期欧佩克的减产、以及2018美国退出伊朗核协议，共同推升了这轮油价反弹的周期和幅度。未来须关注三点：一是中国的基建和房地产投资增速在多大程度上放缓？二是新兴经济体的投资回报率能否超过发达经济体？三是拜登的基建投资计划何时推出？三者共同决定了此轮大宗商品上涨空间和持续性。中信证券预计，在全球流动性宽松、经济逐渐恢复的背景下，需求回暖与供给瓶颈叠加，预计未来3年内大宗商品中枢价格将持续上行。需求端回暖是大宗商品市场2021年最重要的变量，但产能周期造成的供给瓶颈和长周期的低库存会支持大宗商品价格在中期持续上行。叠加流动性和通胀预期因素，2021年上半年大宗商品价格整体将表现更好。按照年度均价，预计2021年大宗商品价格涨幅由高到低依次为：农产品、原油、基本金属、贵金属、动力煤。首先，天气影响产量，农产品价格向好，尤其是供需缺口较大的玉米和大豆。其次，需求持续恢复，布伦特原油价格中枢2021年预计将回升至55美元/桶。再次，铜矿供给相对刚性，低库存放大需求恢复带来的价格弹性，铜价周期性上行。第四，美国通胀回升成为推升2021年金价的核心动力，预计金价将重回前期高点。最后，供需基本平衡，煤价中枢有望保持平稳。光大银行金融市场部分析师周茂华表示，当前大宗商品价格走高主要受三方面因素推动，一是全球主要经济体继续实施规模空前支持内需的政策，市场对中国基建投资和美国大规模财政纾困政策憧憬等；二是疫苗接种逐步铺开，改善市场对全球经济前景预期；三是近几个月美元指数持续弱势，带动以美元计价的商品价格走高。部分大宗商品受资本炒作，主要是全球流动性过剩，在当前全球主要经济体仍处于严重衰退的背景下，资金在金融市场上寻求利润。兴证宏观指出，历史上的大宗与库存周期：库存主动补、被动去阶段大宗往往涨价。大宗商品价格是供需关系的结果，在库存周期的4个阶段中，两个时间段是供需关系对于商品价格最有利的阶段，一是主动补库存的早期，即企业刚刚开始扩产，但需求旺盛。二是被动去库存的阶段，即需求开始改善，而企业供给尚未增加。去年也是如此，4月之后，中国相继经历需求改善带来的被动去库存阶段，以及逐步向主动补库存过渡的阶段，大宗商品价格出现快速上涨。3月被动去库存之后，7月起中下游开始进入主动补库存阶段。2020年以来，库存周期经历了“被动补”-“被动去”-“主动补”阶段。随着需求的拉动和生产的改善，下游工业品和消费品从7月率先开始较为明显的补库存，中游原材料也在下游的高需求拉动下开始补库存。然而，中下游的需求还未有效传导到上游资源开采行业的库存累积，上游行业库存同比分位数仍然较低。后续大宗商品价格短期仍受补库支撑，但对需求边际拐点更敏感。短期海外供需缺口仍可支撑补库存动力，后续需观察需求的边际拐点，从历史经验来看，在补库存的后期大宗商品价格可能会出现滞涨。而本轮库存周期“空中加油”的特点可能也会使得一旦需求出现拐点，补库存周期结束得较快，届时不排除大宗商品价格由“快涨”迅速转为“快跌”的可能。摩根大通量化分析师马尔科·克兰诺维奇表示，新一轮大宗商品“超级周期”已经开始，这将是过去100年里第五个“超级周期”。前一个“超级周期”始于1996年，受益于中国经济崛起、美国经济恢复、美元走弱等因素影响，并在2008年达到顶峰。随后大宗商品经历了12年的震荡下跌，在这12年内，页岩油供应过量、美元上涨等因素令油价缺乏上行动力。海通证券研究所期货主管高上分析说，这一轮大宗商品行情的延续主要受三个因素影响：第一是货币放水，目前宏观政策并没有转向，全球刺激政策还在不断加码；第二是疫情因素，在疫苗效应以及全球疫情管控升级等举措影响下，全球疫情正呈现出由高点开始回落的迹象；第三，春季旺季行情即将来临。（文章来源：东方财富研究中心）

摘要2020年，“过剩”与“稳定”是煤炭行业两大关键词。“过剩”是指煤炭整体供大于求；“稳定”是指煤价稳定在绿色区间。2019年煤炭供需平衡前紧后松，价格中枢下降。全年核准产能约2.2亿吨，产量增长约1.7亿吨；铁路运输增长0.7亿吨，运力偏松；煤炭进口量维持较快增长，预计全年3亿吨；从需求侧看，煤炭消费增速前低后高，需求探底回升，电力化工总体平稳，钢铁需求旺盛；价格方面，全年动力煤、焦煤、焦炭价格中枢下降，坑口价格坚挺。2020年煤炭产能继续释放，过剩成为常态。预计煤炭产能产量继续提升，全年去产能1亿吨，新增产能1亿吨；煤炭产量有望达到39亿吨，增长约0.5亿吨；运输能力进一步提高，全年铁路煤炭发运量约26亿吨，增运约1.5亿吨。预计煤炭进口将维持2.8-3亿吨。2020年煤炭需求小幅增长，化工用煤增长。全球经济增速回落，煤炭需求增速也将回落，预计全年煤炭消费约为40亿吨，增长1%。电力消费21.7亿吨，增长1.4%；钢铁、建材行业煤炭消费持平，分别为6.8亿吨、4.9亿吨；化工消费3亿吨，增长7.1%。2020年煤炭价格中枢略降，政策托底有力。在煤炭供应过剩情况下，煤炭价格面临下行压力。但是，在长协价、库存制度、安全检查、去产能等政策支撑下，动力煤价格维持在绿色区间(港口价格中枢下调20-30元/吨)、焦煤价格中枢下降100-200元/吨。同时，坑口价格坚挺、运输成本下降、财务成本下降等因素有利于行业利润整体平稳。投资建议：2020年，煤炭行业整体供大于求，“过剩”将成常态，煤炭价格易跌难涨，因此我们维持行业“中性”评级。但是，在长协价、库存等制度下，煤炭价格保持整体稳定略有下降，维持在绿色区间内。我们认为行业主要公司资产负债表不断修复，煤炭产能水平不断提升，行业利润水平仍将保持高位。从整体看，稳健的高股息率动力煤公司值得关注，推荐中国神华、陕西煤业；从区域看，西南地区经济发展较快、煤炭供需紧张，且浩吉铁路开通后，难以辐射到西南地区，推荐盘江股份。风险提示：1)煤炭需求大幅下降：受国外贸易保护、国内房地产下行等因素影响，可能出现用煤需求低迷导致煤炭消费量和煤价出现大幅下降；2)煤炭产能大量释放：随着煤炭行业产能优化推进，可能出现煤炭产能释放超过预期，导致供应大于需求；3)新能源的替代加快：太阳能、风能、天然气以及其他低成本、低排放新能源技术大量替代煤炭；4)煤矿安全事故影响：煤矿安全事故发生，导致相关公司停业整顿，对生产经营造成影响；5)进口煤炭大幅增加：国内外煤炭价差扩大，进口可能进一步大幅增加，导致煤炭进一步过剩。引言：2020年，“过剩”与“稳定”是两大关键词2016年以来，在供给侧改革持续推进以及能源消费需求拉动下，煤炭行业化解过剩产能任务基本完成，产业集中度和规模进一步提高，优质产能占比进一步提升，行业利润达到较高水平。2018年去产能任务基本完成，逐步由“总量性去产能”转变为“结构性去产能、系统性优产能”。2018年新增产能1.9亿吨/年，截止2019年11月新核准产能2.1亿吨/年，但需求增速逐步放缓，煤炭供需逐步转向过剩。回顾2019年，年初受安全事故影响，煤炭供需紧张，随着陕北产能复产和加大煤炭进口，供需逐步平衡，年底甚至略有宽松；铁路煤炭运力运输不断增长，煤炭库存向终端转移，运输出现阶段性过剩，年中部分铁路运费下调；由于国内外煤炭价差原因，煤炭进口量大幅增长，预计全年进口煤炭3亿吨；从需求侧看，煤炭消费增速前低后高，全年增速预计1%，其中电力行业消费增速显著下降；价格方面，全年动力煤、焦煤价格中枢微降。2020年，投资煤炭行业需关注两个关键词，一是“过剩”，二是“稳定”。“过剩”是指煤炭整体供大于求。全球以及国内经济增速或继续放缓，能源需求增速也将回落。我们预测20年电力消费增速维持低位，钢铁、建材行业煤炭消费持平，化工消费增速有所上涨。从供给侧来看，煤炭产能产量继续释放，运输能力进一步提高，煤炭供需整体过剩，预计煤炭进口控制在3亿吨以内。“稳定”是指煤价稳定在绿色区间。在长协价、库存等制度下，煤炭价格保持整体稳定略有下降，维持在绿色区间内。我们认为行业主要公司资产负债表不断修复，煤炭产能水平不断提升，行业利润水平整体保持高位。012019年：安全扰动，供需前紧后松，煤价中枢下降(1)供给端产能：全年煤炭行业去产能或超过1亿吨(1-10月份完成去产能任务7000万吨)；全年核准产能或超过2.2亿吨(1-10月份核增2.1亿吨产能)。产量：全年煤炭产量有望达到38.5亿吨，同比增长约1.7亿吨，同比增长4.6%(1-10月份生产30.6亿吨，同比增长5.5%)。运输：全年铁路煤炭发运量约24.5亿吨，增长约0.7亿吨，同比增长2.9%(1-10月20.3亿吨，同比增长3.2%)。进口：全年煤炭进口大幅增长，进口量约3亿吨(1-10月2.76亿吨，同比增长9.5%)。(2)需求端消费总量：全年煤炭消费增速显著回落，预计同比增长约1%，煤炭消费约为39.6亿吨。分行业看：电力行业煤炭消费增速1%，煤炭消费21.4亿吨。化工行业煤炭消费平稳，煤炭消费2.8亿吨。钢铁行业煤炭消费增速4.6%，煤炭消费6.8亿吨。建材行业煤炭消费增速2.1%，煤炭消费4.9亿吨。民用煤及其他消费变化-7.5%，煤炭消费3.7亿吨。(3)煤炭价格动力煤：全年供需偏松，价格中枢下降，坑口、港口分化，高卡煤和低卡煤分化。炼焦煤：全年价格前高后低，10月后价格环比大幅下降。022020年：供需逐步过剩，煤价稳定在绿色区间(1)供给端产能：预计全年煤炭行业去产能1亿吨；全年新增产能1亿吨。产量：预计全年煤炭产量有望达到39亿吨，增长约0.5亿吨，同比增长1%。运输：预计全年铁路煤炭发运量约26亿吨，增长约1.5亿吨，同比增长6%。进口：预计整体持平，预计2.8-3亿吨。(2)需求端消费总量：预计全年煤炭消费增速1%，煤炭消费约为40亿吨。分行业看：预计电力行业煤炭消费增速1%，煤炭消费21.7亿吨。预计化工行业煤炭消费增速7%，煤炭消费3亿吨。预计钢铁行业煤炭消费持平，煤炭消费6.8亿吨。预计建材行业煤炭消费持平，煤炭消费4.9亿吨。预计民用煤及其他消费变化-2.7%，煤炭消费3.6亿吨。(3)煤炭价格动力煤：预计全年煤炭供需趋松、库存进一步向终端转移，价格中枢下降20-30元/吨。炼焦煤：预计全年价格平稳，下降100-200元/吨。03煤炭供给：产能进口皆增，运输逐渐宽松3.1 煤炭产量继续增长，过剩成为常态2019年，去产能进入尾声，由“总量性去产能”转变为“结构性去产能、系统性优产能”。据不完全统计，19年1-10月份完成去产能任务约7000万吨，预计全年去产能1亿吨。在淘汰落后产能的同时，先进产能快速释放。1-10月，国家发改委、能源局共核准煤矿2.1亿吨。19年1-10月份，原煤产量30.6亿吨，同比增长5.5%，其中10月份同比增长4.4%。从增速来看，全年增速呈现前低后高的特点。预计19年全国原煤产量有望达到38.5亿吨(增速4.6%)，增长约1.7亿吨。2020年，随着新建产能的释放，预计全国原煤产量有望达到39亿吨，增长1.3%。产能继续向西集中2015年以来，煤炭产量进一步向晋陕蒙集中。西部三省占全部煤炭产量比例从2015年的64%提升到2019年10月份的71%。2019年，除陕西受安全事故影响，山西、内蒙产量同比均大幅增长，1-10月份，陕西下降0.3%，内蒙古同比增长9。%，山西增长7.8%。2019年新核准产能中，除河南夏店煤矿外，其他煤矿均位于陕西、山西、内蒙和宁夏，未来产能将进一步向西部集中。3.2 煤炭进口继续增长，内外价差为主因(1)19年煤炭进口继续增长进口煤方面，19年1-10月全国进口煤炭2.76亿吨，同比增长9.5%，其中10月份进口2569万吨，同比增长11.3%。预计19年全年进口约3亿吨，同比增长6.8%。(2)国内外价差处于高位年初以来，受海外需求偏弱影响，国内外煤炭价差处于高位，动力煤(Q5500)价差平均为77元/吨，炼焦煤价差平均为164元/吨。较高的价差驱使贸易商和下游用户更多采购和使用进口煤。近期内贸煤价格快速回落，而进口煤方面并未出台严格的进口煤收紧政策，进口煤价格偏强，导致内外贸煤炭价差快速缩小。预计2020年，国内外煤炭价差缩小，煤炭进口或将维持3亿吨左右。3.3 铁路运输逐渐宽松，部分运费已下降(1)铁总规划2020年铁路煤炭运量达到28.1亿吨铁总制定了《2018-2020年货运增量行动方案》，明确提出，到2020年，全国铁路煤炭运量达到28.1亿吨，较2017年增运6.5亿吨，占全国煤炭产量的75%，较2017年产运比提高15个百分点。(2)19年铁路煤炭运输增速放缓19年1-10月，全国铁路煤炭发运量20.32亿吨，同比增长3.2%，其中10月发运煤炭2.15亿吨，同比增长7%。预计全年铁路煤炭发运量增长2.9%，发运量约24.5亿吨，增运约0.7亿吨，距离2020年铁路煤炭运输目标仍有3.5亿吨的差距。(3)19年铁路运费出现下调19年，呼和浩特铁路局及西安铁路局铁路运费均下降。5月份呼和浩特铁路局部分园区发运至曹西运费下降20-24元/吨。6月16日，西安局下调曹家伙场、神木西、中鸡到曹西的铁路运费30-60元/吨。(4)预计20年铁路运力继续增加根据方案，到2020年，全国铁路煤炭运输较2017年增运6.5亿吨，随着唐呼线、瓦日线等运输能力提高以及浩吉铁路开通等因素影响，预计2020年将增加煤炭运输1.5亿吨。04煤炭需求：电力化工平稳，钢铁维持高位我国煤炭消费主要用于燃煤发电、钢铁、化工和建材四大行业，其中电力行业用煤占54%左右，钢铁行业用煤占17%，化工行业用煤占7%，建材行业用煤占12%，民用及其他用煤占10%。其中钢铁行业用煤主要为炼焦煤和喷吹煤，其他行业主要消费动力煤。4.1 整体看煤炭消费增速约1%从煤炭消费总量来看，2019年全年煤炭消费增速显著回落，全年增速预计1%，煤炭消费约为39.6亿吨。我们采用煤炭消费弹性系数法预测2020年煤炭消费量，考虑到未来GDP增长方式转变，能源消费特别是煤炭消费增速会逐步放缓，2020年煤炭消费弹性系数取19年预测数据。其中2019年能源消费数据参考1-10月份数据预测。弹性系数法：经济增长需要消耗能源，能源消费与经济增长之间必然存在某种函数关系，目前国际上通常采用能源消费弹性系数来定量的对能源消费和经济增长之间的关系加以考察。2018年GDP增速6.6%，煤炭消费增速2.5%，电力消费增速8%，火电发电量6.2%。预计2019年GDP增速6.1%，煤炭消费增速1.0%，电力消费增速4.4%，火电发电量增速1.1%。预计2020年GDP增速6.0%，煤炭消费增速1.0%，电力消费增速4.3%，火电发电量增速1.1%。4.2 水电核电冲击，火电增速放缓2019年以来，全社会用电量增速显著下降，同时水电、核电、风电等其他电力生产增速维持高位，对火电带来一定冲击，火电发电量增速有所回落。预计2019年全年电煤消费增速1.1%，电力行业煤炭消费21.4亿吨。根据能源弹性系数法进行预测，2020年电力消费增长2.8%，其中火电增长1.1%，电力行业煤炭消费21.7亿吨。4.3 化工消费平稳，新产能拉动需求19年1-10月份，受化工产品需求较弱影响，甲醇、烯烃、乙二醇等价格低迷，在产能增长的情况下，开工率较低，行业煤炭消费增量有限，预计全年化工行业用煤维持2.8亿吨左右。根据规划项目，19年上半年新增煤制烯烃产能60万吨/年、煤制乙二醇12万吨/年，在建产能中煤制油1396万吨/年、煤制天然气16亿立方米/年、煤制烯烃530万吨/年、煤制乙二醇872万吨/年。从开工率看，各产品19年上半年相比18年均有所下降，煤制油由68%下降到38%，煤制气由59%下降到39%，煤制烯烃由87%下降到46%，煤制乙二醇由54%下降到38%。即便不考虑新建产能，现有产能的开工率提升也将增加煤炭消费量，煤化工的逐步投产将减少对外依存度。预计2020年化工行业用煤增长到3亿吨以上。4.4 钢铁建材持平，民用及其他下降(1)钢铁行业煤炭消费：2019年1-10月份，受钢铁行业需求提升影响，行业用煤量增长4.5%；预计全年钢铁行业煤炭消费增速4.6%，煤炭消费6.80亿吨。2020年，预计钢铁用煤需求基本持平，预计仍为6.8亿吨。(2)建材行业消费：2019年1-10月份，建材行业煤炭消费同比增长2.7%；预计全年建材行业煤炭消费4.9亿吨，同比增长2.1%。2020年，预计建材需求基本持平，20年建材煤炭消费4.9亿吨。(3)民用煤及其他：2019年1-10月份，民用煤及其他用煤消费变化-9.1%，随着清洁煤取暖推进，预计全年民用煤及其他用煤消费变化-7.5%，煤炭消费3.7亿吨。2020年，预计民用煤及其他煤炭消费将继续下降，降幅2.7%，消费量为3.6亿吨。05长协价稳预期，政策底或已到5.1 19年煤炭价格整体下降，分化明显2019年，受煤炭供给增加、需求偏弱等因素影响，煤炭价格整体下降。动力煤方面：19年前三个季度，秦皇岛港(Q5500)平均煤价高于570元/吨；10月后，煤价快速下行至绿色区间内(12月煤价维持550元/吨左右)。从均价看，1-11月份，各大主要港口均下降，坑口基本平稳，其中榆林(Q5500)动力煤均价上涨5.1%。焦煤方面：在钢铁需求旺盛和长协价支撑下，前三季度保持高位，10月份后受需求下降影响，价格回落。5.2 20年动力煤价格稳定在绿色区间2020年，虽然供给和铁路运输偏松，但是需求整体平稳，在长协价格、库存制度、安全检查、去产能等影响下，价格维持在绿色区间(秦皇岛港Q5500动力煤均价下调20-30元/吨)。(1)国家四部门联合制定“基准价+浮动价”的定价模式2016年，为促进煤炭及相关行业平稳健康发展，平抑价格大幅波动，保障上下游产业健康发展和经济平稳运行，国家发改委等四部门联合签署了《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》(下称《备忘录》)。《备忘录》显示，2016年到2020年期内，在煤炭综合成本的基础上，充分考虑煤炭市场发展情况等因素，按照兼顾煤电煤钢双方健康稳定发展的原则，原则上以年度为周期，建立电煤钢煤中长期合作基准价格确定机制，以重点煤电煤钢企业中长期基准合同价为基础，建立价格异常波动预警机制。2019年12月，国家发展改革委办公厅发布《关于推进2020年煤炭中长期合同签订履行有关工作的通知》，提出坚持“基准价+浮动价”定价机制。煤电双方应继续参照“基准价+浮动价”定价机制，协商确定年度中长期合同价格。同时完善各种中长期合同价格机制。季度、月度以及外购煤中长期合同等均应按年度中长期合同价格机制执行，价格原则上应稳定在《关于印发平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》(发改运行〔2016〕2808号)规定的绿色区间内。对确因采购成本较高的外购煤长协，价格应不超过黄色区间上限。(2)逐步建立完善库存制度2017年11月，国家发改委、能源局印发《关于建立健全煤炭最低库存和最高库存制度的指导意见(试行)》及考核办法的通知(发改运行规〔2017〕2061号)。当前，重点电厂已经建立较为完善的库存制度。但是除电厂外的其他用户、煤炭生产和经营者仍有库存建设的需求，未来利用库存保障用煤安全、平抑煤价波动是政策支持方向。(3)去产能仍有空间2019年8月19日，国家发展改革委等六部委研究制定了《30万吨/年以下煤矿分类处置工作方案》，提出通过三年时间，力争到2021年底全国30万吨/年以下煤矿数量减少至800处以内，华北、西北地区(不含南疆)30万吨/年以下煤矿基本退出，其他地区30万吨/年以下煤矿数量原则上比2018年底减少50%以上。根据2018年底产能，30万吨/年以下煤矿产能16480万吨/年(1629处)，平均产能10.1万吨/年。预计2021年底前退出近1亿吨产能。同时，30万吨/年产能还有1.1亿吨/年。(4)供给集中度显著提升全国煤炭产量进一步往主产区集中，通过兼并重组(比如神华与国电重组)，企业集中度提升，国家能源集团一家产量占全国13%，7家产量达到亿吨级。动力煤和焦煤已经形成大企业联盟，有助于稳定市场价格。5.3 20年港口煤价下降，煤企利润影响有限(1)坑口价格比港口坚挺陕北煤炭质量高，价格坚挺：陕北以低硫低灰高热值动力煤为主，电厂采购作为配煤提高煤质，相对较为稀缺。进口煤冲击沿海煤炭价格：在海外需求偏弱情况下，国产煤与进口煤价差处于高位，煤炭大量进口对沿海煤炭市场造成一定影响，但对中西部地区坑口煤炭价格影响有限。旺盛的需求支撑坑口价格：西部地区能源消费增长高于全国平均水平：18年，广西、重庆、四川等用电量增速10%以上。19年前三季度，东、中、西部和东北地区全社会用电量同比分别增长3.0%、5.1%、6.7%和3.4%。江苏、浙江、山东、河南等地出台政策限制煤炭消费总量。(2)运力宽松，运输成本或下降到2020年，全国铁路煤炭运量达到28.1亿吨，较2017年增运6.5亿吨。如果按照规划实施，相比2019年，2020年将增加3.5亿吨煤炭运量。在需求平稳的情况下，运力或进一步宽松。西电东送与铁路运输竞争，运力进一步宽松。一大批特高压线路运行，西电东送把西部能源转化成电力(水电、风电、光伏、煤电)，输送到电力紧缺的东部地区，近几年西部地区弃光、弃风显著下降，东部地区电力输送占比明显提高。19年1-10月同比16年1-10月，江苏、浙江、山东外购电增长100%左右。(3)产能质量提升，成本下降从产能规模来看，平均规模逐步提高，煤炭平均产能由2017年6月底的80万吨/年提高到2018年12月底的105万吨/年，1000万吨级生产煤矿也由36个增长到41个。同时，在建矿井中，1000万吨及以上煤矿20座；2019年新核准矿井中，1000万吨及以上煤矿7座。平均产能规模提高以及千万吨及以上及煤矿的投产将带来成本的逐步下降。近几年煤炭企业负债率逐年下降，财务成本有所下降。5.4 焦煤价格将维持稳定，焦炭受政策影响(1)长协机制下，焦煤价格稳定2017年以来，山西焦煤带头与20家大型钢铁、焦化企业签订长协战略合作协议，维持了焦煤价格的整体平稳。2019年11月19日，在煤钢焦中长期合同洽谈衔接会在上，八家焦煤企业联合发布倡议书，提出“以诚信的品格，始终做中长期合同制度的坚定执行者和深化供给侧结构性改革的践行者”，稳定了市场预期。从煤焦钢产业链来看，在当前的螺纹钢价格下，螺纹钢、焦煤价差约2850元(平均2693元)，接近历史平均水平，较为合理。(2)焦炭价格要看去产能政策焦化行业集中程度较低，行业仍处于多、小、散的状况：从设备规模来看，4.3米及以下的焦炉产能占比40%以上，落后产能占比高；从环保来看，焦化行业属于典型的重污染行业，环保改造需要大量资金投入，一些中小规模企业难以承受。政策要求：2020年炼焦产能与钢铁产能比达到0.4左右，预计明年将是淘汰落后焦化产能的关键年，具体要看政策落实情况。截止11月底，焦炭和焦煤价差约600元(平均805元)，螺纹和焦炭价差约2250元(平均1888元)，焦炭价格相对偏低，价格有一定提升空间。06投资策略：关注高股息率和西南区域公司(1)动力煤确定性强，关注高股息公司煤价跌到绿色区间，未来保持平稳：动力煤价格近期已经跌到550元/吨附近，接近政策底部。坑口价格坚挺，运输环节成本下降：铁路运输逐步过剩，浩吉铁路带来竞争、运煤与输电竞争。产能优化与去杠杆降低成本：供给侧以来，1000万吨/年及以上矿井占比提升；企业负债率下降。(2)西南煤炭需求旺盛，关注西南煤企西南及周边煤炭产量大幅下降：相比14年，湖南、湖北、重庆18年分别下降77%、92%、69%，贵州下降25%；相比14年1-10月，湖南、湖北、重庆19年1-10年分别下降81%、97%、70%。西南地区煤电产量及占比均提升：西南火电发电回到上升趋势，占区域发电总量由17年的28%提高到18年的31%；2019年1-10月，西南地区火电发电量同比增长10.3%。西南地区粗钢产量平稳增长：17年、18年分别同比增长4%、15%；2019年1-10月，同比增长5.9%，产量超过17年全年。07投资建议2019年，年初受安全事故影响，煤炭供需紧张，随着陕北产能复产和加大煤炭进口，同时1-10月份核增2.1亿吨/年产能，供需逐步平衡，年底甚至略有宽松。2020年，煤炭行业整体供大于求，“过剩”将成常态，煤炭价格易跌难涨，因此我们维持行业“中性”评级。但是，在长协价、库存等制度下，煤炭价格保持整体稳定略有下降，维持在绿色区间内。我们认为行业主要公司资产负债表不断修复，煤炭产能水平不断提升，行业利润水平仍将保持高位。从整体看，稳健的高股息率动力煤公司值得关注，推荐中国神华、陕西煤业；从区域看，西南地区经济发展较快、煤炭供需紧张，且浩吉铁路开通后，难以辐射到西南地区，推荐盘江股份。推荐公司的盈利预测如下表：08风险提示1)煤炭需求大幅下降。受国外贸易保护、国内房地产下行等因素影响，可能出现煤炭消费端电力、钢铁、建材、化工等用煤需求低迷导致煤炭消费量和煤价出现大幅下降。2)煤炭产能大量释放。随着煤炭行业产能优化推进，可能出现煤炭产能释放超过预期，导致供应大于需求，造成煤价较大幅度下跌，影响煤企利润。3)新能源的替代加快。太阳能、风能、天然气以及其他低成本、低排放新能源技术出现大量替代煤炭，导致煤炭需求下降，煤炭价格大幅下降。4)煤矿安全事故影响。煤矿安全事故发生，导致相关公司停业整顿，对生产经营造成影响。5)进口煤炭大幅增加。全球经济不景气，对能源需求下降，国内外煤炭价差扩大，进口可能进一步大幅增加，导致煤炭进一步过剩。（文章来源：平安证券）

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】5月14日，中国煤炭工业协会发布《2019煤炭行业发展年度报告》。报告共分四个部分，全面总结了2019年煤炭行业在供给侧结构性改革、开发布局优化、产业结构调整、科技创新、市场化改革、矿区生态文明建设、煤矿安全生产等方面取得的新进展，介绍了新冠疫情爆发以来煤炭行业企业抗疫保供、推动复工复产的基本情况，分析了2019年和2020年1-4月煤炭行业经济运行形势，展望了2020年煤炭市场走势，提出了促进煤炭行业高质量发展的思路。报告指出，2019年是新中国成立70周年，是习近平总书记作出“推动能源生产和消费革命”重要指示五周年。煤炭行业坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，认真贯彻党中央、国务院决策部署，扎实推进煤炭供给侧结构性改革，稳步推动行业高质量发展，煤炭经济运行总体平稳，煤炭供应保障能力显著增强，产业转型升级取得新进展，现代化煤炭经济体系建设迈出新步伐。报告总结了2019年煤炭行业改革发展一是煤炭供给侧结构性改革取得显著成效。截至2019年底，累计退出煤炭落后产能9亿吨/年以上，安置职工100万人左右。二是煤炭开发布局持续优化。2019年，内蒙古、山西、陕西、新疆、贵州、山东、安徽、河南等8个省（区）原煤产量占全国的89.1%，同比提高1.2个百分点。三是产业结构调整取得新进展。全国煤矿数量减少到5300处左右，建成了千万吨级煤矿44处、200多个智能化采煤工作面。煤炭上下游产业一体化发展成效明显，新能源、新材料、科技环保、现代金融等产业快速发展，推动了行业发展动能加快转换。四是煤炭科技创新能力显著增强。煤炭行业开放型创新体系日趋完善，煤炭基础研究和关键技术攻关不断取得新突破。五是煤炭市场化改革稳步推进。煤炭交易市场建设持续深化，中国煤炭价格指数体系不断完善，煤炭上下游行业企业共同推动形成的“中长期合同”制度和“基础价+浮动价”定价机制，发挥了维护煤炭经济平稳运行的压舱石作用。六是矿区生态文明建设稳步推进。全行业牢固树立“绿水青山就是金山银山”理念，持续推进矿区生态环境修复治理，生态环境质量持续好转，促进了矿区资源开发与生态环境协调发展。七是煤矿安全生产形势持续稳定好转。2019年全国煤矿百万吨死亡率降至0.083。报告同时指出，回顾2016年以来煤炭供给侧结构性改革历程，成效显著，煤炭行业向高质量发展迈上了一个新的台阶。同时也要看到，煤炭行业改革发展还面临许多新的矛盾和问题：全国煤炭产能总体宽松与区域性、时段性供应不足的问题还较为突出，市场供需平衡的基础还比较脆弱，行业发展不平衡不充分，与世界主要产煤国家相比煤矿生产效率低的问题突出，体制机制创新与供给侧结构性改革协同效应有待提高，煤炭企业税费负担重，人才流失与采掘一线招工接替困难等问题仍然突出，煤炭行业改革发展依然任重道远。报告回顾了2019年煤炭经济运行情况一是煤炭消费和供应增加。全国煤炭消费量同比增长1%；全国原煤产量同比增长4.0%；全国煤炭净进口增长6.3%。二是煤炭库存保持在合理水平。年末，重点煤炭企业存煤5385万吨，全国统调电厂存煤1.35亿吨，全国主要港口合计存煤5511万吨。三是煤炭价格平稳。2019年动力煤中长期合同价格（5500大卡下水煤）始终稳定在绿色区间，全年均价555.3元/吨，同比下降3.2元/吨。四是行业效益持续好转。全国规模以上煤炭企业实现利润2830.3亿元。五是固定资产投资增加。煤炭采选业固定资产投资同比增长29.6%。报告介绍了新冠疫情爆发以来煤炭行业企业抗疫保供、推动复工复产的基本情况。今年年初新冠肺炎疫情爆发以来，煤炭行业讲政治、顾大局、讲奉献，积极应对新冠肺炎疫情挑战，加快推进煤矿复工复产，做好常态化疫情防控工作，实现了全国煤炭供应平稳有序，保障了特殊时期的煤炭供应。报告分析了2020年1-4月煤炭经济运行基本情况，展望了今后一个时期煤炭市场走势。一是煤炭需求减少。一季度全国煤炭消费量8.7亿吨左右，同比下降6.8%。二是煤炭供应大幅增加。一季度，全国规模以上煤炭企业原煤生产完成8.3亿吨，同比减少约400万吨。三是煤炭库存增加。截止3月末，煤炭企业库存为5500万吨，比年初5380万吨增长2.2%。四是煤炭价格明显下降。截止5月6日，市场煤价格为475元/吨，比年初下降84元/吨，比去年同期下降142元/吨，跌破中长期合同价格绿色区间。五是经济效益下降。一季度，全国规模以上煤炭企业营业收入4290.7亿元，同比下降12.7%；实现利润421.1亿元，同比下降29.9%。初步预计，下半年，随着“六稳”、“六保”工作稳步推进，扩大内需政策落地，工业和经济增长速度将恢复到应有水平，煤炭总需求将会好于上半年。报告强调，2020年是高水平全面建成小康社会和“十三五”规划的收官之年。全行业要以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻新发展理念，以推进传统能源向清洁能源的战略转型为主攻方向，要统筹做好疫情防控和煤炭安全稳定供应，深入推进煤炭供给侧结构性改革，着力提升科技实力和创新能力，加快推进煤炭产业转型升级，加快推进现代煤炭市场体系建设，深入推进生态文明矿山建设，着力建设现代化煤炭经济体系，促进煤炭行业高质量发展。免责声明：以上内容转载自CCTD中国煤炭市场网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】《2019煤炭行业发展年度报告》共分四个部分，全面总结了2019年煤炭行业在供给侧结构性改革、开发布局优化、产业结构调整、科技创新、市场化改革、矿区生态文明建设、煤矿安全生产等方面取得的新进展，介绍了新冠疫情爆发以来煤炭行业企业抗疫保供、推动复工复产的基本情况，报告分析了2019年和2020年1-4月煤炭行业经济运行形势，展望了2020年煤炭市场走势，提出了促进煤炭行业高质量发展的思路。　　报告指出，2019年是新中国成立70周年，是习近平总书记作出“推动能源生产和消费革命”重要指示五周年。煤炭行业坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，认真贯彻党中央、国务院决策部署，扎实推进煤炭供给侧结构性改革，稳步推动行业高质量发展，煤炭经济运行总体平稳，煤炭供应保障能力显著增强，产业转型升级取得新进展，现代化煤炭经济体系建设迈出新步伐。报告总结了2019年煤炭行业改革发展，一是煤炭供给侧结构性改革取得显著成效。截至2019年底，累计退出煤炭落后产能9亿吨/年以上，安置职工100万人左右。二是煤炭开发布局持续优化。2019年，内蒙古、山西、陕西、新疆、贵州、山东、安徽、河南等8个省（区）原煤产量占全国的89.1%，同比提高1.2个百分点。三是产业结构调整取得新进展。全国煤矿数量减少到5300处左右，建成了千万吨级煤矿44处、200多个智能化采煤工作面。煤炭上下游产业一体化发展成效明显，新能源、新材料、科技环保、现代金融等产业快速发展，推动了行业发展动能加快转换。四是煤炭科技创新能力显著增强。煤炭行业开放型创新体系日趋完善，煤炭基础研究和关键技术攻关不断取得新突破。五是煤炭市场化改革稳步推进。煤炭交易市场建设持续深化，中国煤炭价格指数体系不断完善，煤炭上下游行业企业共同推动形成的“中长期合同”制度和“基础价+浮动价”定价机制，发挥了维护煤炭经济平稳运行的压舱石作用。六是矿区生态文明建设稳步推进。全行业牢固树立“绿水青山就是金山银山”理念，持续推进矿区生态环境修复治理，生态环境质量持续好转，促进了矿区资源开发与生态环境协调发展。七是煤矿安全生产形势持续稳定好转。2019年全国煤矿百万吨死亡率降至0.083。报告同时指出，回顾2016年以来煤炭供给侧结构性改革历程，成效显著，煤炭行业向高质量发展迈上了一个新的台阶。同时也要看到，煤炭行业改革发展还面临许多新的矛盾和问题：全国煤炭产能总体宽松与区域性、时段性供应不足的问题还较为突出，市场供需平衡的基础还比较脆弱，行业发展不平衡不充分，与世界主要产煤国家相比煤矿生产效率低的问题突出，体制机制创新与供给侧结构性改革协同效应有待提高，煤炭企业税费负担重，人才流失与采掘一线招工接替困难等问题仍然突出，煤炭行业改革发展依然任重道远。报告回顾了2019年煤炭经济运行情况。一是煤炭消费和供应增加。全国煤炭消费量同比增长1%；全国原煤产量同比增长4.0%；全国煤炭净进口增长6.3%。二是煤炭库存保持在合理水平。年末，重点煤炭企业存煤5385万吨，全国统调电厂存煤1.35亿吨，全国主要港口合计存煤5511万吨。三是煤炭价格平稳。2019年动力煤中长期合同价格（5500大卡下水煤）始终稳定在绿色区间，全年均价555.3元/吨，同比下降3.2元/吨。四是行业效益持续好转。全国规模以上煤炭企业实现利润2830.3亿元。五是固定资产投资增加。煤炭采选业固定资产投资同比增长29.6%。报告介绍了新冠疫情爆发以来煤炭行业企业抗疫保供、推动复工复产的基本情况。指出，今年年初新冠肺炎疫情爆发以来，煤炭行业讲政治、顾大局、讲奉献，积极应对新冠肺炎疫情挑战，加快推进煤矿复工复产，做好常态化疫情防控工作，实现了全国煤炭供应平稳有序，保障了特殊时期的煤炭供应。报告分析了2020年1-4月煤炭经济运行基本情况，展望了今后一个时期煤炭市场走势。一是煤炭需求减少。一季度全国煤炭消费量8.7亿吨左右，同比下降6.8%。二是煤炭供应大幅增加。一季度，全国规模以上煤炭企业原煤生产完成8.3亿吨，同比减少约400万吨。三是煤炭库存增加。截止3月末，煤炭企业库存为5500万吨，比年初5380万吨增长2.2%。四是煤炭价格明显下降。截止5月6日，市场煤价格为475元/吨，比年初下降84元/吨，比去年同期下降142元/吨，跌破中长期合同价格绿色区间。五是经济效益下降。一季度，全国规模以上煤炭企业营业收入4290.7亿元，同比下降12.7%；实现利润421.1亿元，同比下降29.9%。初步预计，下半年，随着“六稳”、“六保”工作稳步推进，扩大内需政策落地，工业和经济增长速度将恢复到应有水平，煤炭总需求将会好于上半年。报告强调，2020年是高水平全面建成小康社会和“十三五”规划的收官之年。全行业要以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻新发展理念，以推进传统能源向清洁能源的战略转型为主攻方向，要统筹做好疫情防控和煤炭安全稳定供应，深入推进煤炭供给侧结构性改革，着力提升科技实力和创新能力，加快推进煤炭产业转型升级，加快推进现代煤炭市场体系建设，深入推进生态文明矿山建设，着力建设现代化煤炭经济体系，促进煤炭行业高质量发展。免责声明：以上内容转载自中国煤炭市场网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系电话：010-65367702，邮箱：hz@people-energy.com.cn，地址：北京市朝阳区金台西路2号人民日报社

（报告出品方/作者：中信证券，祖国鹏）一、“十三五”回顾：煤炭消费占比已出现显著下降煤炭一直是中国最主要的能源，在工业化快速发展的中前期，煤炭消费比重占比始终 在 70%以上。到工业化后期阶段，2012 年开始，随着节能减排及大气污染防治政策的大 力推进，煤炭在能源消费中的占比逐步下降，“十二五”至“十三五”期间，中国用 6 年 时间，将煤炭在能源消费中的占比由 70%降至 60%，2018 年煤炭消费比重已降至 59%， 2020 年比重降至 57%。从需求总量看，煤炭需求 2019 年已经突破 40 亿吨（以原煤口径计算），从 1990 年 以来 30 年时间里，伴随着中国工业化的起飞，煤炭需求增长累计超过 2.8 倍。从需求结 构而言，煤炭需求主要是四大行业：火力发电、钢铁、水泥建材以及化工行业，四大行业 近年来的占比已超过 85%。而在 1990 年代这一比重不足 75%，显示当时煤炭下游行业更 为分散，利用效率不高，也反映出当时电气化发展程度略低的问题。以煤炭需求结构演变看，火电占比是持续提升的趋势，2015 年之前比重在 50%以下， 但近几年比重已经上升至 55%左右，而钢铁、建材、化工行业的耗煤则相对稳定（比例分 别约在 10%左右）。而火电比例提升，主要是原有分散用煤的行业电气化提升和原有的散 煤消费逐步清洁化，比如“煤改电”，从而增加了电力及电煤的需求，推动了电煤比例的 提升。展望未来，在“碳达峰”和“碳中和”的远景目标下，电力行业的减碳成为优先目标， 即新能源发电预计将逐步挤压火电的份额，煤炭在能源消费中的比重或从 2020 年的 57% 降至 2030 年的 45%左右，2040 年或降至 30%以下。二、中期碳达峰：煤炭消费顶点预计在 2025 年前后出现2.1 煤炭消费达峰的目标或在“十四五”实现实现“碳达峰”，最重要的推手是下游用煤行业单位产品的耗煤强度下降，但能源需 求总量的扩张也会影响煤炭消费达峰的节奏，如果能源需求总量提升速度较快，煤炭消费 达峰的节奏可能会放缓，反之如果能源需求总量增速控制较好，煤炭消费达峰的节奏也会 随之加快。按照国家统计局核算数据，2020 年能源消费总量比上年增长 2.2%，能源消费总量约 达到 49.8 亿吨标准煤，天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费占能源消费总量比重 比上年提高 1.1pcts，煤炭消费所占比重下降 1.0pcts。2020 年煤炭消费占比降至 57%左 右，对应标准煤量约 28.39 亿吨，对应原煤量约为 39.74 亿吨。从历史数据分析，煤炭消费增速调整最快的时期是在“十一五”期间，这与整个社会 工业结构和地产等投资产业链的高耗能产业产量增速大幅放缓相关，“十二五”期间煤炭 消费增速进一步下降，在能源结构转型的基础上，地产投资产业链增速放缓也是需求下降 的重要原因。“十三五”期间，能源结构转型的步伐进一步加快，主要推动因素是新能源 发电成本的不断降低、大气污染防治系列政策以及“能源双控”政策的落实，煤炭平均的 消费复合增速已收窄至 0.56%，当然这其中与 2016 年的供给侧改革有一定的关系，高耗 能行业的去产能和去产量集中推进，导致煤炭需求有明显收缩，如果剔除 2016 年的影响， 近 4 年能源消费复合增速和煤炭消费复合增速则分别为 3.32%/1.04%。按照目前政策提及的目标，2025 年，清洁能源发电占比将达到 20%，按照这一比例 推算，假设天然气消费占比达到 11%，石油消费占比达到 20%，新能源发电占比分别达 到 18%/19%/20%的情形下，如果全社会能源消费总量增速在 3%以下，煤炭年均复合增 速将基本均为负值。而从过去二十年能源消费增速变化趋势看，“十四五”能源消费增速 大概率在 3%左右，煤炭消费平均而言还有显著的正增长，但在有些年份可能会出现负增 长.2.2 煤炭需求达峰的路径可沿现有趋势“外推”“十四五”期间煤炭需求达峰的路径可以沿着目前的节能减排方式“外推”，总结而 言，主要是三大政策路径：一是继续推进“能源双控”政策，从宏观经济层面提高用能效 率以及从规划层面限制高耗能行业的扩张；二是加速电力的减碳化，即大力发展清洁能源 发电；三是强化对传统分散终端的煤炭消费的替代。“十三五”期间，全国实施了能耗总量和强度“双控”行动，其政策目标是 2020 年单位 GDP 能耗比 2015 年降低 15%，能源消费总量控制在 50 亿吨标准煤以内。执行层面，国 务院将全国“双控”目标分解到各地区，各省份再将“双控”指标分解下达。从目前官方新闻 看，全国层面两个目标均已顺利完成，但也有个别省份未达到工作目标。而预计“十四五” 期间，在“能源双控”的政策指引下，各省对煤炭消费的压缩政策将延续“十三五”的政 策路径，但在执行力度层面有望更加严格。预计主要政策类型包含：加大高耗能行业新增产能的严格审批以及落后产能淘汰，如严控重化工行业新增 产能规模、加大落后产能淘汰力度等措施，这一路径有助于提升行业集中度，也 有助于提升单位产品煤耗减量的效果和碳排放的监管效率。压减煤炭消费政策，如根据“能源双控”的任务指标，控制煤炭消费增速等。清洁能源发电对电煤的替代，也是加速煤炭消费达峰的最重要因素，我们以国内水电、 核电、风电、光伏等四类清洁能源近三年的平均利用小时数为基础，测算了每新增 1GW 装机，对年度电煤消费的替代数量，其中核电替代效应最强，光伏的替代效应最弱，这与 各类型电源的利用小时数有密切关系。按照目前市场较为乐观的光伏风电装机预期，即“十 四五”期间，每年光伏装机新增规模为 50GW，风电装机新增规模为 30GW，考虑 20% 左右的弃风、弃光率，预计每年替代的电煤需求约为 4850 万吨左右，占到煤炭消费总量 的 1.2%，5 年累积的增量可以替代约 2.4 亿吨电煤。再考虑近两年即将投运的白鹤滩水电 站以及福清核电站 5～6 号机组，未来每年可节约的电煤量预计约有 3170 万吨，目前可 以预期的新增清洁能源装机每年发电量至少可占到煤炭消费量的 2%左右，如果换算成电 煤消费的占比，增量基本可以占到电煤需求的 4%左右，清洁能源发电新增装机的提速将 成为实现煤炭消费达峰的最主要推手。对分散终端用户的耗煤替代，“十三五”期间政策效果较为明显的，主要是居民散煤 使用的“煤改气”、“煤改电”和中小工业园区的集中供热等，但也面临基础设施投入较高 以及终端用户能源成本上升的问题。预计“十四五”期间，相关政策还将延续，但会在替 代能源上采用更多的方式，比如北京市针对原有散煤取暖的用户，进一步提出鼓励使用“太 阳能+辅助加热”设备以及“多能联动、多热复合、多源合一”的新技术、新设备等。基于下游各行业组的长期产量预测和单位煤耗预测，我们推算煤炭消费的达峰很可能 在 2025 年前后实现，从结构上看，钢铁行业由于电炉比例的逐步提升和产能的压缩，耗 煤很可能是持续下降的趋势；水泥行业耗煤前几年呈现缓慢下降的节奏，后续随着后工业 时代的到来，消费量和产量会有明显的下降，带动耗煤量快速下降；火电耗煤增量多数年 份也都保持正增长，但 2025 年之后平均增量预计会有明显的下降，主要取决于新能源发 电增长的速度和在总体发电量增量的占比程度；煤化工耗煤则预计有小幅增长，但各产品 耗煤的比例结构也是在动态变化的。根据国家统计局公布的数据，我们推算 2020 年煤炭消费量约为 39.7 亿吨，预计 2025 年煤炭消费将达到峰值，数量为 41.8 亿吨，接近 42 亿吨，之后缓慢下降，预计 2030 年 达到 38.8 亿吨左右，2025～2030 年的年均复合增速为-1.5%。三、远期碳中和：工业领域的“脱煤”是关键一步3.1 工业领域脱碳是实现碳中和的关键除电力部门逐渐脱碳之外，“碳中和”的主要实现路径包括：工艺节能降耗——消耗 化石能源的工业部门电气化提升——工业部门的深度脱碳，均离不开对传统工艺路线的改 变或者革命。化石能源消费的结构看，煤炭领域主要集中在火电（消费占比 55%）、钢铁（消费占 比 12%）、水泥（消费占比 10%）、化工（消费占比 10%）等四大行业，四大行业消费在 总体中的占比已超过 85%。天然气的消费分布中，工业需求占比接近 43%，民用占比接 近 27%，交通领域占比超过 14%，工业部门也是天然气消费的主力。石油消费的下游则 主要对应交通部门。对于化石能源在发电和交通上的应用，目前减碳或者脱碳的手段已经 在大力推广，主要是通过非化石能源替代火力发电，以及新能源汽车替代燃油及天然气汽 车。下一步，工业部门脱碳的重点领域则主要集中在钢铁、水泥和化工等耗能大户行业。从碳排放量角度看，煤炭是中国各类能源中排放量最大的，占总排放量的比重约为 70%，石油次之，占比不足 20%，天然气则比重最低。由于石油碳排放量中大部分源自交 通行业，因此中国工业体系减碳中的关键还在于煤炭使用的革命性变化。3.2 钢铁行业减煤：氢能替代或为终极目标，中短期或依靠电炉产量占比提升钢铁行业的耗煤主要体现在焦煤——焦炭——高炉炉料这一流程，焦煤在高温蒸馏下 形成焦炭，焦炭在钢铁高炉里作为基础炉料加热铁矿石等其他原料，同时发挥还原剂的作 用，这是最为传统的炼钢工艺，也称作长流程炼钢。相对应的还有短流程炼钢，也就是通 常所说的电炉炼钢，其工艺是使用交流电通过石墨电极输入炉内，在电极下端与金属料之 间产生电弧，利用电弧的高温直接加热炉料，使炼钢过程得以进行。电弧炉炼钢以废钢为 主要原料，因此除去所耗电力以及电炉中所需要的石墨电极，短流程并不会额外排放大量 CO2。按照物料比例，长流程高炉炼钢吨钢需要消耗 0.45 吨焦炭，而 1 吨焦炭消耗约 1.3～ 1.4 吨干基各类型焦煤，因此吨钢耗煤量约在 0.61～0.62 吨焦煤。短流程炼钢过程中，吨 钢大约消耗 3kg 石墨电极，500 度电力（相当于消耗 217kg 原煤），相较于高炉炼钢可节约将近 0.6 吨煤炭，节省碳排放量约 1.3 吨左右，大约相当于如果电炉炼钢所需要的电力 全部都由新能源发电所提供，则吨钢额外节省碳排放量约 0.4 吨，累计可节省约 1.7 吨二 氧化碳排放，减排效果明显。按照最新可得的统计数据，2017 年中国钢铁行业碳排放量为 16.77 亿吨，单位钢铁 产量排放的二氧化碳约为 1.93 吨，钢铁的单位碳排放量已经呈现下降的趋势，从 2020 年 的 3 吨以上，已经下降到近几年的 2 吨以下，这主要是受益于工艺改进带来的效率提升以 及新增大型钢铁项目的规模效应。从碳中和路径而言，钢铁行业的电气化已经有固定的模式，也为远期大幅脱碳提供了 可能，但是否可行还存在诸多障碍。 目前中国钢产量每年约接近 10 亿吨，而电炉炼钢占比仅在 10%左右，相比发达国家， 美国的电炉炼钢占比超过 50%，美国电炉炼钢比重有持续增加且有稳步上升的趋势，而德 国和日本则基本稳定在 25～30%左右。美国之所以有高占比，最主要的原因是美国工业 化过程相对较长，基建规模也远大于欧洲等国家，积累了大量的废钢，而废钢是电炉炼钢 里的基本原料，过剩的废钢供应使废钢价格只有铁水价格的 40%左右，使电炉拥有显著的 原料成本优势。而中国目前的废钢价格相当于生铁价格的 80%左右，再加上电力等生产成 本，电炉炼钢的成本很难有竞争力，且废钢的供给量长期难有大幅增长，都是制约电炉产 量的因素。因此中国电炉炼钢比例提升核心依赖于废钢供给的增加，废钢供给增加后才能扩大电 炉炼钢的原材料来源，废钢价格也才有下降的可能。预计随着国内工业化以及基建工程、 城市更新改造的推进，国内的废钢供给也会呈现增加的趋势，钢铁行业长期电气化的进程 基本上与城市化、工业化的过程中可以达到匹配的程度。除了电气化之外，钢铁行业的脱碳还可以通过氢气直接还原铁的方式来进行。焦炭在 高炉中的核心作用主要是加热和作为还原剂，而氢气理论上是可以替代焦炭实现上述功能。 但目前在全球范围内，实际运行的项目屈指可数，瑞典的起步较早，瑞典钢铁公司（SSAB） 联合大瀑布电力公司（Vattenfall）以及矿业集团（LKAB）创立了非化石能源钢铁项目 HYBRIT，预计 2024 年开始有望转入小规模生产。德国蒂森克虏伯公司也开始了相关尝 试。而中国宝武集团 2019 年也开始了与中核集团、清华大学也开始了炼钢用氢方面的合 作。但是氢气替代焦炭炼钢涉及高炉技术的革命性转变，其经济性还依赖于氢气的成本。 日本钢铁协会估算生产 1 吨生铁需要 601 标准立方米氢气，补偿吸热反应需要 67 标准立 方米氢气，加热融化到 1600 摄氏度需要 85 标准立方米氢气，共计需要 753 标准立方米 氢气，按照 75%的热效率计算，产生 1 吨生铁需要的氢气量为 1000 标准立方米。按目前 成本，生产一吨钢铁大约需要 0.45 吨焦炭，吨钢的能源物料成本约为 1000～1050 元/吨， 如果与高炉炼铁达到一样的成本水平，所使用的氢气成本需要降至 1～1.05 元/米 3，约合 11.2～11.8 元/kg，基本是目前最便宜的化工副产及化石能源制氢成本，如果以零碳来源 的氢气成本计算，目前光伏和风电制氢成本基本在 17～25 元/kg 的成本水平，氢气还原制 铁的工艺至少比传统高炉高 80%～100%以上。氢能还原制铁的大面积推广需要迈过三大 门槛：一是技术在规模应用上的稳定性；二是工艺的安全性及安全成本的降低；三是氢能 来源成本的降低。从短期而言，钢铁行业的在“碳达峰”和“碳中和”政策目标下，短期可以减碳为目 标，一方面优化高炉工艺，提高能耗水平，或者采用余热回收、干熄焦技术以及喷射式碱 性氧气转炉技术等；二是进一步提升电炉炼钢占比，如果焦炭价格持续维持高位，这一趋 势也有可能强化。中期看，如果氢能等替代工艺还无法大规模推广的背景下，电炉炼钢增 速有限的背景下，在碳达峰后，碳捕捉也将成为必备的工艺环节。远期在“碳中和”背景 下，氢气则有望成为炼钢的理想替代方式，但绿氢的成本会决定此情景下的钢铁业制造成 本。在这一过程中，电炉炼钢所必须的石墨电极以及氢气预计将有较大需求增长，利好相 关企业。3.3 化工：难以彻底“脱煤”，产品循环利用或是减排关键煤炭在化工中的应用主要通过煤炭气化得以实现，在一定温度及压力下使煤中有机质 与气化剂（如蒸汽/空气/氧气等）发生一系列化学反应，将固体煤转化为含有 CO、氢气、 甲烷等可燃气体和二氧化碳、氮气等非可燃气体的合成气的过程。概括而言，化石能源作 为化工原料，主要的原理就是利用其中的碳、氢、氧元素，在不同的反应条件下组合反应， 生产不同的化工产品。因此，化工产品的生成过程是难以脱碳的，这点是产品性质决定的。由于煤化工对煤炭气化后的气体做到了较为充分的利用，产出产品也大部分已液态或 者固态的形式出现，相当于将碳进行了一部分固定，并未以 CO2 气体的形式进入大气，对 温室气体形成的影响相对要小。因此，煤化工领域的减碳并不像火电、钢铁、建材领域的 减排那样迫切。同时，从产业政策层面，现代煤化工是提高煤炭清洁高效利用水平，实现 煤炭由单一燃料向燃料和原料并重转变的有效途径，对保障国家能源安全稳定供应具有重 要的战略意义。因此，在煤炭消费领域中，煤化工的减排和达峰压力相对要小，达峰时间 也可能最晚。从目前主流的产品看，煤化工产品大致分为煤制油、煤制天然气、煤制甲醇、煤制烯 烃以及煤制乙二醇等。按照中国煤炭工业协会《煤炭工业“十四五”现代煤化工发展指导 意见》（征求意见稿），截至 2019 年底，我国建成煤制油产能 921 万吨、煤制气产能 51 亿立方米、煤制烯烃产能 1362 万吨、煤制乙二醇产能 478 万吨、煤制甲醇产能 6000 万 吨左右，传统的煤制合成氨产量大约为 4000 万吨。按照产业调研数据，煤制油单位耗煤 4 吨左右，煤制天然气单位耗煤 3 吨，煤制烯烃耗单位煤约 4.8 吨，煤制乙二醇单位耗煤 约 3 吨，煤制甲醇单位耗煤约 3 吨，煤制合成氨单位耗煤约 1.5 吨，按照上述假设估算， 2019 年化工合计耗煤约 3.4 亿吨左右。展望 2025 年，按照《煤炭工业“十四五”现代煤化工发展指导意见》（征求意见稿） 所给出的产量指引，到“十四五”末，国内规划建成煤制气产能 150 亿立方米，煤制油产能 1200 万吨，煤制烯烃产能 1500 万吨，煤制乙二醇产能 800 万吨，完成百万吨级煤制 芳烃、煤制乙醇、百万吨级煤焦油深加工、千万吨级低阶煤分质分级利用示范，建成 3000 万吨长焰煤热解分质分级清洁利用产能规模。转化煤量达到 2 亿吨标煤左右。根据上述目 标，我们对 2025 年煤化工耗煤需求进行了推算，预计 2025 年化工领域耗煤大约在 3.9～ 3.95 亿吨左右，依然处于显著增长的状态，预计年均复合增长率约在 2.88%。 展望 2025～2030 年的化工用煤，我们预计煤化工产品的产量还将有所增加，但结构 上或呈现明显的差异：能源转化类的项目，如煤制油、煤制甲烷，因为并不符合“碳达峰”和“碳中和” 的政策方向，因此产能难有扩张，仅基于能源安全的角度，保留相应的示范项目。 但预计现有项目的产能利用率有望从 70%提升至 85%，耗煤量还将有所增加。煤制烯烃、煤制乙二醇等原料转化项目，预计还将有所增加，因为相应的产品作 为化工基础材料，预计需求还在增长。同时，如果相关基础产品继续向下游延伸， 可以产出精细化工品等高端新材料，符合煤炭清洁利用的方向，我们预计这部分 化工项目还将有所增加，但增幅未必显著。传统合成氨产能预计将有明显压缩，但剩余产能的利用率将有所提升，从目前的 75～80%，提升至 90%～95%，整体产量将有一定的下降。 基于此，我们同时假设化工单位产品耗煤在 2025 年基础上均下降 10%，预计 2025～ 2030 年煤化工耗煤总量还有增长，2030 年耗煤量或在 4.05 亿吨左右，年均复合增速约 为 0.66%。总结而言，我们判断，未来 10 年煤化工耗煤仍呈增长趋势，一方面因为烃烷类、醇 类等煤化产品作为其他化工品的上游原料，依然会保持较大的需求；另一方面，部分煤化 工项目还将保持战略性的定位，规模大概率不会缩小，且产能利用率还有提升趋势。2020 年，煤化工耗煤约在 3.4～3.45 亿吨，预计至 2025 年耗煤量或增加至 3.9～3.95 亿吨， 2030 年或继续小幅增长至 4～4.05 亿吨。结构而言，预计煤制烯烃等高附加值的煤化工 产品耗煤还将继续上升，而传统的合成氨耗煤量则将有明显下降，煤制油和煤制天然气预 计产量及耗煤规模在 2025 年之后保持稳定。 预计在 2030 年之后，煤化工耗煤逐步进入达峰状态，后续耗煤量的下降取决于两大 因素：一是单位产品碳排放更低的化石能源原料（主要是天然气）替代煤化路线的可行性 和速度，二是 CO2捕捉后作为化工原料再利用的规模，如果捕捉技术成熟，循环利用经济 性提升，也会减少化石能源的初级消费。3.4 煤炭长期需求变化展望无论如何，未来随着电力和工艺的深度脱碳，煤炭行业的需求将大量萎缩，成为“碳 中和”影响下受负面最严重的行业。从需求的影响节奏看，我们分成三个时间节点进行预 测：第一阶段为 2021～2025 年，即“十四五”期间，在这一阶段在经济保持正常增速的 情况下，煤炭消费大概率还有增长。我们按照“十四五”末非化石能源占比分别达到 18%/19%/20%的假设，计算了对应情境下煤炭消费增速的水平。按照测算结果，全社会 能源消费水平增速年均维持在 3%以上，即便考虑最快的替代情境，煤炭需求仍可保持正 增长。如果在经济向好，能源消费增速加快的年份，煤炭需求也还能保持一定的弹性。第二阶段为 2025～2030 年，即“十五五”期间，在这一阶段新能源的增量规模不断 扩大，将不断挤压传统能源的增长空间，预计在 2027～2028 年，煤炭需求将出现负增长。 我们预计，2025 年～2030 年，煤炭需求平均每年的降幅大约在 1.1～1.2%左右，2030 年开始，煤炭需求每年的降幅将超过接近 2.5%。第三阶段为 2030～2060 年，如果“碳中和”的目标实现，预计 2060 年除基本的煤 电保障耗煤以及化工等原料用煤外，其他行业的用煤基本归零。预计每年消耗的原煤将在 4 亿吨以内，较目前的消费规模下降 90%。目前我国煤炭每年的供给量为 40～41 亿吨，面对未来不断缩水的需求，煤炭供给端 也需要进行调整，但是这个调整需要煤价经历 2～3 轮大幅下跌，才能不断挤出过剩的产能。预计 2030 年行业原煤需求量或降至 38 亿吨左右，35 年降至 33 亿吨，2040 年降至 25 亿吨，2050 年降至 10 亿吨左右，2060 年或降至 4 亿吨左右。 展望未来 10 年，在“碳达峰”和“碳中和”的刚性目标约束下，煤炭需求大概率在 “十四五”末见顶，下游各行业的耗煤增速下降，在经济增速放缓的年份，大概率煤炭需 求会出现负增长。预计 2020～2025 年煤炭消费年均复合增速为 1.05%，2025～2030 年 煤炭消费年均复合增速为-1.51%，未来十年煤炭消费复合增速为-0.24%。四、“碳中和”下的供给端：市场集中度逐渐提升，非煤领域投资意愿增强4.1 市场集中度提升已成为确定趋势对于传统周期行业而言，特别是相对并不稀缺的资源品行业，行业处于发展阶段的集 中度并不高，因为进入门槛相对较低，但随着产业进入成熟期，以及环保、安监政策的影 响，行业进入门槛在提升。同时，行业本身的周期波动，也会不断淘汰高成本的企业。 上世纪 90 年代，煤炭行业在相当长一段时期内进入门槛相对较低，民营资本在行业 中也较为活跃。而过去 10 年间，煤炭行业的集中度得以明显提升，主要有三大推手：资源整合政策：随着 2009 年以来主要产煤省份的资源整合，部分民营资本逐步 退出行业，产能向国有企业集中。2012～2015 年的煤价下行周期：2012 年以来随着煤价进入下行周期，陆续出现 了高成本矿井的退出，产能逐步向低成本煤炭企业集中。供给侧改革政策：供给侧改革的深入推进，优化了产能的分布，政策使得高危矿 井以及南方地区的小矿陆续退出，产能向北方和大型煤企集中；同时新增产能的 核准也以优质产能为主，集中度进一步向握有优质资源的大型煤炭企业集中。 从数据分析，过去 10 多年间，煤炭行业的集中度提升明显，CR10 从 2009 年的 27% 提升至 2019 年的 45%，特别是在 2016 年供给侧改革之后，2017 年 CR10 提升了 4pcts。 根据煤炭工业协会发布的《2020 煤炭行业发展年度报告》，2020 年前 8 家煤炭企业原煤 产量达到 18.55 亿吨，占全国煤炭产量 47.6%，比 2015 年提升了 11.6pcts，预计 CR10 在 2020 年已经接近 50%。同时，集中度也在区域上有明显提升，煤炭产量不断向“三西” 地区集中，2019 年“三西”地区煤炭产量占全国比例已稳定超过 70%，较 2009 年提升 将近 20p“十四五”规划预计以调结构为主，根据《煤炭工业“十四五”结构调整指导意见（征 求意见稿）》煤炭产量/消费量分别规划为 41/42 亿吨（vs “十三五”规划中的 39/41 亿吨）。 煤矿数量从目前的 5300 处压缩至 4000 处，产能集中度进一步提升。区域分布而言，与 “十三五”规划相比，陕北+黄陇、蒙东地区新增产量突破 1 亿吨，新疆及鲁西基地产能 有少量增量，神东、两淮、冀中区域产能规划持平，山西则规划减量 1 亿吨。新增产能集 中区域明显，大部分生产基地规划无增量，因此生产在区域上的集中程度也更加明显，有 利于供给端的调控及协同。4.2 产能审批约束增加，产能投资节奏放缓我们对供给侧改革以来，国家发改委和能源局新核准的矿井进行了逐一跟踪，根据不同矿的建设进度，梳理了煤炭主要省份，自 2018 年开始，每年新增产能呈现下降趋势， 从 2018 年的近 1 亿吨新增产能，降至 2020 年约 7000 万吨左右，预计 2022 年降至 4000~5000 万吨左右。新增产能增速放缓，与产业政策密切相关，从《煤炭工业“十四五” 结构调整指导意见（征求意见稿）》而言，“十四五”的产量增量只有 2 亿吨的累积增长。 环保和安监政策对于新建矿井的审批也越发严格，新建产能的“门槛”升高。具体而言，目前政策对煤炭产能的约束主要来自于以下方面：总量规划层面：目前预期“十四五”期间，新建产能累积增加约 2 亿吨，平均每 年约 4000 万吨的新增产能，相对目前产能水平仅为 1%；同时，未来在“碳达 峰”和“碳中和”的约束下，需求端长期是缩减趋势，新增产能量预计长期也将 趋零。此外，煤炭主产省分对煤炭资源的开发也提出了约束性的要求，如内蒙古 自治区“十四五”规划中提出，“严格控制煤炭开发强度”。因此，从总量层面煤 炭产能扩张空间较为有限。环保层面：随着环保监管力度的加强，煤矿产能扩张也受到更多来自于环保层面 的约束，如在生态环境敏感区域很难再进行煤矿资源开发，中央环保督查组 2020 年 9 月就曾对国家能源局反馈，“山西霍东矿区总体规划缺乏对泉域保护的要求”， “对霍泉水源保护造成不利影响”。同时，部分煤矿核定产能超出环评产能的现象也较为普遍，如中央环保督查组给国家能源局的反馈中提到，煤矿领域的“产 能公告与项目环评缺乏衔接，部分煤矿公告产能与环评批复产能不一致。抽查 3 个省（区）发现，121 个煤矿公告产能大于环评批复产能 30%以上”。安全监管层面：部分煤矿由于开采历史较长，开采深度较深，加之地质条件原因， 安全风险较高，从安全生产角度，这些矿井的产能未来也将有所限制，开采强度 或有所下降。如 2019 年 1 月份，国家煤矿安全监察局就发文要求对“超千米冲 击地压和煤与瓦斯突出煤矿”进行安全论证，并采取相应的安监措施，要求后续 按照产能核减 20%的水平生产。此后，在相应的文件中，也明确提出要严格控 制冲击地压矿井生产规模，“冲击地压矿井应当严格按照相关规定进行设计，生 产规模不得超过 800 万吨/年，建成后不得核增产能”。 从供给侧改革之后的情况分析，新建产能审批逐步趋严，安监政策及环保因素也会影 响现有产能的布局及扩张，长期在“碳中和”、煤炭需求逐渐减量的大背景下，对煤矿产 能的约束和要求也会进一步增加，淘汰落后产能的标准也会逐步提升，长期供给收缩也有 望出现。4.3 煤炭企业投资也呈现多元化随着煤炭产能审批节奏的放缓以及企业自身转型的考虑，煤企多元化投资的行为也逐 渐增多，或直接投资于非煤领域的项目，或通过产业基金的形式投资新能源项目。 我们从债券募集说明书中梳理了 10 家煤炭集团 2019 年主要在建工程项目的投资情 况，从投资方向分析，各家均有非煤领域的投资出现，非煤领域投资金额比例在 30～50% 的企业居多，潞安集团的主要在建工程均为非煤项目，华阳新材料集团、国家能源集团主 要在建项目里非煤领域的投资金额已超过 70%。 各大集团非煤领域的投向，主要集中在火电、煤化工等传统煤炭下游领域，有部分企 业也尝试投资新能源、新材料等板块，在碳中和的背景下，预计新兴非碳领域的投资规划 还会逐步增多。 总之，“碳中和”在需求端给行业带来明显的负面影响，但是在供给端也会有相应的 收缩，一方面产能核准以及安监、环保等各类政策会抑制新增产能的扩张，另一方面，企 业对煤炭产能的投资意愿也在下降，或逐步提升非煤领域的投资金额。此外，随着目前在 产矿井的资源枯竭，20～30 年后或出现大规模的矿井退出，也有助于平衡需求衰退对行 业格局带来的冲击。五、煤价及行业景气展望：压力增大，但不必过度悲观在达峰期间，行业需求或可维持小幅增长，而供给侧在新增产能核准节奏放缓、环保 和安监的政策约束下，也有望保持低速增长，“十四五”期间预计行业可以维持供需平衡 的状态，部分年份也可能出现供需错配的情况导致煤价上涨。 但达峰过后，在 2025 年～2030 年以及 2050 年前后，预计行业将阶段性的经历煤价 大幅下跌以及行业产能大幅退出，同时在政策端，预计也不再有净增产能的审批，再加上 有些矿井自然的退出，最终行业还可以达到供需平衡，但可能行业仅剩 1～2 家低成本的 龙头存在。 而供给端，新增产能增速虽然也在放缓，但预计供给收缩的速度会相对较慢。政策对 产能的影响预计主要在减少新建产能的核准上，尽管也会有淘汰落后产能的政策设计，但 存量产能的下降更多还需要靠市场机制去实现，因此预计行业未来 10 年供给会经常出现 宽松的格局，导致煤价下跌，之后煤价下跌再倒逼企业减产，导致煤价回升，产量上升， 重新往复“降价——供给收缩——煤价回升——产量增加”的循环，依然呈现典型的周期 波动节奏。就煤价而言，未来 10 年整体中枢预计还将略有下移，我们预计 2021～2022 年，2025 年前后，2028 年前后煤价或相对表现强势，其余年份多为下行波动期，大致经历两轮调 整周期。煤价高点年份的均价或在 620～650 元/吨左右，低点年份均价或在 530～550 元 /吨。对应到板块 ROE 上，高点年份或在 12%，低点年份或在 5%，基本处于过去两轮周 期的振幅区间内，并不会出现大幅动荡。从长周期煤价表现看，以美国为例分析，尽管美国的煤炭消费水平是下滑的，但长周 期价格也呈现增长的趋势，我们认为这与两个因素相关，一是自然的通胀因素，普遍推动 工业品价格提升；二是整体能源成本的比价关系，如果其他能源产品价格都是上升的趋势， 煤炭价格也会跟随性的上涨。如果看中国煤炭长周期的价格，以港口5500 大卡煤价为例，我们预计大部分时间价 格还是在 500 元的中枢附近波动，因为历史数据看 500～550 元是煤炭、火电行业博弈可 接受的均衡区间，但在煤炭需求缩量的背景下，煤炭企业定价相对弱势，因此 500 元/吨 或是长期均衡价格，但考虑通胀因素，若我们假设年均通胀率为 2.5%，那么以 2030 年的 500 元价格为基准，2060 年均衡的名义煤价或在 1050 元左右。详见报告原文。（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。）精选报告来源：【未来智库官网】。

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来源：对冲研投核心观点成本支撑，价格底部坚挺：陕西的大幅减量虽然有内蒙加山西两地的增产来进行弥补，但地区间的不平衡依旧加重，榆林的货少价高不仅使得大企业坑口外购减少而且也导致蒙区等地港口可发运量的减少，三西主产地坑口价均受到一定程度的支撑。从港口与坑口价差来看，矿难以来价差基本处于200元/吨以下，以蒙区为例，价差均值180元/吨左右，当前价差190元/吨，而蒙区向港口发运的物流及港务成本不低于260元/吨，即平均倒挂损失80元/吨以上。新能源亮眼，火电竟得负增长：从绝对值上来看，水电与核电的增发，在4月份发电中贡献增量大约200亿千瓦时，这也与火电同比降幅大致类似，预估当月能替代火电厂煤炭消耗800万吨左右，这也能解释了4月份以来电厂日耗无论是较去年同期还是历史均值都减少的原因。需求偏低，中下游被动累库：从数据上看，沿海六大电厂当前库存1639万吨，自5月初以来累积近80万吨，平均每日盈余5万吨。而从历史数据来看，日耗一般会从6月中旬之后才开始进行逐步抬升，而在此之前的水电依旧处于高发状态，电厂每日盈余依旧处于正值区间，虽不能表明电厂是否会在被动累库中增加到去年冬季的高度，但至少去库存很难出现。总结：静待旺季，共振驱动仍存。进入6月底7月初，为时两个月的高日耗旺季同时需要增加市场采购以维持电厂安全常备库存，而即将到来的“70周年大庆”也可能再次使得供给端产出受限，春季以来的低供给弱需求将可能向低供给高需求转化，供需双方共振驱动下，市场可能提前企稳反弹，价格顶部可能较为可观。正文0 1成本支撑，价格底部坚挺2019年煤炭行业影响最重大的事件，神木“1.12”矿难发生已有4个月之久，但针对陕西煤矿尤其是榆林地区的安全检查以及相关的限制依旧没有解除，煤管票等依旧处于紧张的态势，因此陕北的煤炭产出大幅减少，供需持续处于紧张的状态，坑口价格保持坚挺。从统计局数据来看，2019年4月份，全国煤炭产量2.94亿吨，同比几乎零增长；1-4月份累计产量11亿吨，同样是几乎零增长。对于同比几乎零增长“贡献率”最大的就是陕西，4月份产量4300万吨，同比减少670万吨，同比下降13.5％；1-4月累计产量1.56亿吨，同比减少2500万吨。陕西的大幅减量虽然有内蒙加山西两地的增产来进行弥补，但地区间的不平衡依旧加重，榆林的货少价高不仅使得大企业坑口外购减少而且也导致蒙区等地港口可发运量的减少，三西主产地坑口价均受到一定程度的支撑。从港口与坑口价差来看，矿难以来价差基本处于200元/吨以下，以蒙区为例，价差均值180元/吨左右，当前价差大约190元/吨，而蒙区向港口发运的物流及港务成本不低于260元/吨，即平均倒挂损失80元/吨以上。坑口的强势使得港口市场贸易资源相对稀缺，价格同样坚挺，目前来看，6月底陕西安全大检查到期，接下来仍然可能有“70年大庆”的相关检查，预计在6月份，由于安全检查持续时间较长，从执行力度上存在放松的可能，但大幅放量难度较大，而整个四季度之前，陕西煤炭企业难以出现明显增量，拖累全国煤炭生产同样难以出现增量。0 2新能源亮眼，火电竟得负增长近年以来，水电、核电等新能源装机容量大幅增加，根据《十三五能源发展规划》，到2020年新能源发电在一次能源消费中要达到15％，当前已达到14.3％，距目标一步之遥。2019年春节以来，四川、湖北等长江中下游水电集中地区，降雨量增加、水电提前进入高发状态，加之核电运行发电增量明显，对火电的替代性作用逐步增强。从统计局数据来看，2019年3月份，火力发电同比增速1％，低于全部发电同比增速4.4个百分点，初露疲软的苗头，而同期水力发电同比增速达到22％、核电同比增速近32％；4月份，火力发电同比增速-0.2％，2018年以来初次录得负增长，同期整体发电量同比增速为3.8％，较去年同期下降3个百分点，所以火电负增长有一定程度的经济拖累因素，但从水电18.2％与核电28.8％的同比增速来看，显然新能源的替代效应要更为明显一些。从绝对值上来看，水电与核电的增发，在4月份发电中贡献增量大约200亿千瓦时，这也与火电同比降幅大致类似，预估当月能替代火电厂煤炭消耗800万吨左右，这也能解释了4月份以来电厂日耗无论是较去年同期还是历史均值都减少的原因。因此，我们可以看到，通过供给端的的限制导致的减量，并没有在2019年春季出现类似于2017年“春节煤荒”一样的情况，很大原因就在于水电等新能源替代作用的增强。0 3需求偏低，中下游被动累库从上文的分析中，我们看到了水力发电与核能发电的大幅增加对火电的替代起到了质的变化，甚至抵消了大部分供给端减少产生的影响，那么日耗的减少也就是情理之中的事。从我们比较认可的沿海六大电厂的数据来看，六大电日耗自4月中旬开始走低，到五一假期最低走到53万吨/天，而假期结束后，依旧在60万吨及以下徘徊，一度处于近五年均值以下。当然这里边有2018年5月同期因天气原因与宏观透支导致的日耗偏高，但即便剔除这个因素，日耗也就在均值附近。不看同比只看绝对值，在有长协保供的当下，正常的拉运量都可以出现每日的供需盈余，这也就是库存出现了明显的被动累积的情况。从数据上看，沿海六大电厂当前库存1639万吨，自5月初以来累积近80万吨，平均每日盈余5万吨。而从历史数据来看，日耗一般会从6月中旬之后才开始进行逐步抬升，而在此之前的水电依旧处于高发状态，电厂每日盈余依旧处于正值区间，虽不能表明电厂是否会在被动累库中增加到去年冬季的高度，但至少去库存很难出现。看往年的大秦线检修，环渤海港口的库存尤其是秦皇岛港口的库存基本都会出现不同程度的减少，但今年却是不降反增。检修期总共24天，日均影响15-20万吨，包括期间电路问题影响的几天，调入量较少400万吨以上；而检修前后，环渤海港口库存从2120万吨增加到了2240万吨，增加了120万吨。从两边数据来看，我们得出港口发运量也就是吞吐量在这24天内减少了超过500万吨，这也同样得益于下游需求的低迷，电厂可以在淡季叠加检修期间，通过采购量的减少充分对冲价格风险。0 4总结：静待旺季，共振驱动仍存通过前文的分析，我们可以看到，无论供给端还是需求端，今年以来基本都是处于偏弱的状态。供给端导致的总量减少与结构性短缺，支撑了价格的底部，更推涨了市场的乐观情绪；最大消费端的电厂，持续处于低迷状态，更是起到了明显的顶部压制作用。夏季已至，但天气尚未进入大面积炎热的状态，空调等民用电增量无法出现质的突破，日耗在新能源的替代下难有起色；然而时下库存已高，自然也就不存在迎峰补库或者提前库存的市场操作，至少在6月中下旬全国进入大面积炎热、民用电大幅增量之前，去库存在一定的难度。而持续了4个月之久的产地安全检查却存在放松的可能，同时坑口存在降价的预期与空间，价格底部支撑下移，期货价格底部仍然指向550-570元/吨的区间。进入6月底7月初，民用电增量大幅增加，届时即便水电高发，同样远超出水电的能力，火电旺季到来，去库存进程开始。为时两个月的高日耗旺季同时需要增加市场采购以维持电厂安全常备库存，而即将到来的“70周年大庆”也可能再次使得供给端产出受限，春季以来的低供给弱需求将可能向低供给高需求转化，供需双方共振驱动下，市场可能提前企稳反弹，价格顶部可能较为可观。