煤炭产业研究报告

（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】。

（报告出品方/作者：海通证券）1. 全球能源消费：增速放缓，清洁能源为未来方向一次能源（primary energy），又称天然能源，是指自然界取得未经改变或转变而直接利用的能源。根据 BP 能源统计的分类，一次能源主要包括石油、天然气、煤炭、其 他非化石能源（包括核能、水能，以及风能、热能、太阳能、生物质能和垃圾发电等可 再生资源）。1.1 消费稳定增长，亚太地区贡献主要增量全球一次能源消费量跟随经济发展稳步发展。经济增长与能源消耗密不可分，根据 《BP 世界能源统计年鉴（2020）》，1965-2019 年，全球一次能源消费复合增速 2.5%， 与 GDP 走势基本保持一致。2012 年以来，随着能源效率的提升，一次能源消费增速明 显低于 GDP增速（2012-2019年全球 GDP年均增速 2.8%，一次能源消费增速仅 1.5%）。 2019 年，全球 GDP 增速为 2.4%，一次能源消费 139 亿吨油当量，同比增长 1.3%。近十年亚太地区能源增速较快，贡献主要增量。根据《BP 世界能源统计年鉴 （2020）》，2019 年全球一次能源消费量 139 亿吨油当量，主要分布在亚太、北美、欧 洲地区，分别占比 44%、20%、14%。近十年（2010-2019 年），亚太地区一次能源消 费增长速度较快，年均复合增速 3.4%，远超过全球平均水平（1.9%），贡献全球主要 增量。1.2 消费结构：整体均衡，各地区差异较大石油、天然气、煤炭及其他能源四分天下。当前全球一次能源消费仍以化石能源为 主，2019 年石油、天然气、煤炭消费占比分别为 33%、24%、27%，非化石能源占比16%（其中核能、水能、其他可再生能源分别占比 4%、6%、5%）。分地区看，中东油 气资源丰富，98%的能源消费依赖石油、天然气，能源结构单一；北美、中南美、独联 体国家、非洲地区以油气资源为主，其他能源为辅；亚太地区煤炭资源丰富，煤炭消费 占比较大；欧洲能源结构相对最为均衡。石油消费占比下降，天然气等清洁能源快速发展。从 1979-2019 年的历史数据来 看，全球能源消费结构呈现出石油降、煤炭稳、清洁能源快速发展的趋势。其中，石油 消费占一次能源比例由 47%下降至 33%，煤炭消费占比稳定在 25%-28%，天然气消费 占比由 18%提高至 24%，非化石能源（如核能、水能、风能、热能、太阳能、生物质 能等）占比由 9%提高至 16%。分地区来看，除亚太地区煤炭占比提升明显外，其他地 区表现均与全球趋势一致。亚太地区由于印尼、菲律宾、马来西亚等国煤炭占比提升， 整体煤炭消费占比由 1979 年 40%提高至 47%。1.3 趋势：增速放缓，可再生能源发展迅速全球能源需求增速放缓，可再生能源快速发展。根据《BP 世界能源展望 2020》， 全球能源需求增速放缓，预计 2018-2050 年平均增速 0.3%-0.7%，相比 1965 年以来年 均 2%以上的增速明显下降。从能源结构看，未来全球能源消费结构将更加多元化，其 中可再生能源是增长最快的能源。根据 BP 中性预测，到 2050 年，化石能源消费占比 由 2019 年 84%降至 40%，其中，石油、天然气、煤炭占比分别降至 14%、21%、4%； 非化石能源消费占比提升至 60%，其中可再生能源（如风能、太阳能、地热等）增长较 快，由 2019 年 5%提升至 44%。2. 我国能源消费现状：煤炭仍占半壁江山2.1 能源消费全球第一，利用效率仍有提升空间我国一次能源消费量占全球 24%。2001 年以来，随着我国经济快速发展，我国能 源消费随之快速提升，2001-2019 年均复合增长率 6.6%，远远超过全球同期 2.1%的增 速。到 2019 年，我国一次能源消费量 33.84 亿吨油当量，占全球能源消费比例 24%， 较 2000 年提高 13 个百分点，位居全球首位。我国能源利用效率仍有较大提升空间。单位 GDP 能耗（一次能源消费量/GDP）可 以用来衡量一个国家能源利用效率。2019 年，我国一次能源消费总量位居全球第一， 单位 GDP 能耗 2.4 吨油当量/万美元，在全球前九大能源消费国中位居第三，能源利用 效率相对较低，我们认为主要原因在于：（1）与发达国家相比，我国第二产业占比较高， 第二产业比起一、三产业来说，单位能耗更高；（2）我国煤炭消费量占比较高，相比其 他能源而言，煤炭的能量转化效率较低；（3）国内能源利用技术以及装备水平相比发达 国家而言，仍存在一定差距。2.2 消费结构：化石能源为主，煤炭占比 58%富煤、贫油、少气的基本国情决定我国当前能源消费结构。从我国化石能源储量分布看，煤炭、石油、天然气分别占比 88%、4%、8%，资源禀赋决定煤炭是我国历史上 最主要的能源。2019 年，在我国一次能源消费总量 33.84 亿吨油当量中，煤炭消费占 比 58%。其次，石油、天然气及其他非化石能源分别占比 20%、8%、15%。与全球主 要国家相比，我国煤炭消费占比较高，天然气消费占比远低于全球平均 24%的水平。煤炭消费占比逐步下降，天然气和非化石能源占比明显提升。1979-2019 年这四十 年间，我国石油消费相对稳定，由 23%微降至 20%（2005 年以来稳定在 17%-20%）； 煤炭消费占比由 72%降至 58%；天然气消费占比由 3%提高至 8%。非化石能源发展迅速，占比由 3%提高至 15%，其中水电由 3%提高至 8%，核能由 0%提高至 2%，其他 可再生能源（如风能、太阳能、热能、生物质能等）占比由 0%提高至 5%。3. 我国能源展望：煤炭占比下降，清洁能源快速发展3.1 能源发展战略：优先发展非化石能源，清洁利用化石能源我国提出 2060 年前碳中和目标。根据国务院官网，2020 年 9 月 22 日，在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，提出“采取更加有力的政 策和措施，二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取 2060 年前实现碳中和”。 2020 年 12 月 12 日，在气候雄心峰会上发表题为《继往开来，开启全 球应对气候变化新征程》的重要讲话，进一步宣布，到 2030 年：（1）中国单位国内生 产总值二氧化碳排放将比 2005 年下降 65%以上；（2）非化石能源占一次能源消费比重 将达到 25%左右；（3）森林蓄积量将比 2005 年增加 60 亿立方米；（4）风电、太阳能 发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上。“十四五”是实现我国碳排放达峰的关键时期， 做好碳达峰、碳中和工作，成为中央经济工作会议确定的 2021 年八项重点任务之一。优先发展非化石能源，清洁利用化石能源。2020 年 12 月 21 日，国务院新闻办公 室发布《新时代的中国能源发展》白皮书，阐述我国推动能源革命的主要政策和重大举 措，贯彻“四个革命、一个合作”能源安全新战略，即推动能源消费革命、供给革命、 技术革命、体制革命，加强国际合作。消费端，控制能源消费总量和强度，实现低碳结 构调整；供给端，优先发展非化石能源，清洁利用化石能源。3.2 总量：经济增速放缓，能源利用效率提升，能源消费增速放缓能源消费主要受经济增速以及能源利用效率影响。一次能源消费总量=GDP*单位 GDP 能耗。其中，单位 GDP 能耗为能源利用效率指标，其主要影响因素包括：（1）经济产业结构，通常情况下，第二产业单位能耗高于第一、第三产业，其中重工业又较轻 工业高；（2）经济增长方式，粗放型经济相比集约型经济单位能耗更高；（3）能源消费 结构，同等标准量的不同能源热值利用程度不同，天然气热效率（有效输出能量与输入 能量之比）75%以上，石油热效率 65%左右，而煤炭的热效率仅 40%-60%，因此以煤炭为主要能源的国家单位 GDP 能耗更高；（4）能源利用技术及装备水平，技术及装备 水平越高，能源转化效率越高，单位 GDP 能耗越小。经济增速放缓，能源利用效率提升，一次能源消费增速放缓。2012 年以来，我国 经济增速放缓，GDP（不变价）增速由 7.9%下降至 6.1%。同时，第二产业占 GDP 比 重下滑，由 45%降至 39%；煤炭消费占比下降，由 69%下降至 58%。产业及能源结构 调整推动我国能源效率提升，单位 GDP 能耗由 3.88 吨油当量/万美元下降至 2.36 吨油 当量/万美元。经济增速放缓叠加能源效率提升，2012 年以来我国一次能源消费增速明 显放缓，近七年年均复合增速仅 2.75%。预计 2021-2030 年我国一次能源消费量增速进一步放缓。目前，我国经济进入新 常态，经济增速放缓，经济结构不断优化，新旧增长动力加快转换。同时在碳中和目标 下，国家加强控制能源消费总量和强度。在此背景下，我们假设 2021-2030 年我国 GDP 增速逐步放缓，单位 GDP 能耗持续下降，预计 2021-2030 年一次能源消费增速进一步 放缓，年均复合增速1.7%。到 2030 年，预计我国一次能源消费总量 40 亿吨油当量。3.3 结构：煤炭占比下降，天然气及非化石能源占比提升煤炭消费下降，天然气等清洁能源快速发展。在碳达峰、碳中和目标下，未来我国 鼓励优先发展非化石能源，我们预计 2021-2030 年非化石能源消费年均增长 6.9%，到 2030 年占一次能源消费比例达 25%。而化石能源在未来十年仍将为我国主体能源，其 中天然气作为清洁能源，将作为我国从化石能源向非化石能源发展的重要过渡能源，我 们预计 2021-2030 年天然气消费年均增速 7.8%，到 2030 年占一次能源消费比例达 15%。此外，原油在化工需求支撑下，我们预计 2021-2030 年消费增速平均 1.7%，在 一次能源消费中占比维持 20%左右，相对稳定。煤炭消费下降，我们预计 2021-2030 年消费增速-1.8%，到 2030 年消费占比降至 40%以下。3.3.1 天然气：减碳过程中重要的过渡能源天然气碳排放量低，是我国从化石能源向非化石能源发展的重要过渡能源。天然气 单位热值二氧化碳排放量仅为 55.5 吨二氧化碳/TJ，在常用化石能源中最低，煤炭单位 热值下二氧化碳排放量是天然气的 1.60-1.77 倍，原油是天然气的 1.30 倍，因此控制碳 排放量是我国促进天然气消费的驱动力之一。“十三五”期间政策频发，促进天然气消费。在控制碳排放等因素驱动下，国家近 年来发布了多项政策，促进天然气消费。我们将这些政策划分为两类，一类是针对“量”， 要求天然气消费量要达到一定水平，并发展非常规气，促进产量增长；另一类是针对 “价”，在“管住中间、放开两端”的整体思路下，通过气价改革，降低终端气价，促 进天然气消费。2017 年国家发改委发布《加快推进天然气利用的意见》，提出到 2030 年，力争将天然气在一次能源消费中的占比提高到 15%左右。天然气产销维持较快增长。2020 年，我国天然气产量 1889 亿方（+8.8%），进口 量 1414 亿方（+5.3%），表观消费量 3250 亿方（+6.8%），在一次能源中消费占比 8.4%。 在天然气下游消费中，城市燃气、工业燃料为最主要的用途，分别占比 37%、35%，发 电、化工用气分别占比 18%、10%。在碳中和背景下，我们预计 2021-2030 年天然气 消费将维持较快增长，预计到 2030 年消费量达到 6900 亿方，年均复合增速 7.8%，占 一次能源比例达 15%，城市燃气和发电用气增长空间较大。3.3.2 石油：成品油需求逐步见顶，化工需求成主要增长动能我国原油进口依存度 70%以上。2020 年，我国原油产量 1.95 亿吨（+2.0%），进 口量 5.42 亿吨（+7.3%），表观消费量 7.37 亿吨（+5.9%）。原油进口依存度逐年提升， 到 2020 年达 74%。石油下游用途广泛，2018-2020 年化工轻油收率明显提升。石油经过炼制，下游广 泛应用于交通、工业燃料、化工原料等领域，影响衣食住行各个方面。按照炼油产生的 主要成分分类，石油产品主要包括成品油（汽油、柴油、煤油）、化工轻油（石脑油、 燃料油、液化气、润滑油等）及重油产品（焦炭、渣油、石蜡、沥青等）。其中成品油 主要用于汽车、柴油车、航空等交通领域，化工轻油主要用于进一步生产合成纤维、橡 胶、树脂等化工产品，重油产品主要用于道路建设、建筑建材、包装等。历史上，我国炼厂产品以成品油为主，2017 年以前成品油收率占比 60%以上。近 年来，以民营炼化项目为代表的炼化一体化项目逐步投产落地，化工轻油收率明显提升。 2020 年，受疫情影响，成品油需求下降，国内炼厂进一步压减成品油收率，化工轻油 占比进一步提升。2020 年，我国原油加工量 6.74 亿吨（同比+3.4%），成品油收率 49%， 其中汽油、柴油、煤油分别占比 20%、24%、6%；化工轻油收率提升至 42%，其他重 油组分占比 9%。我们预计 2021-2030 年，我国成品油消费逐步见顶回落，化工品需求支撑原油消 费增长，原油整体消费占一次能源比例稳定在 20%左右，到 2030 年我国原油消费量约 8 亿吨。我们预计国内成品油需求 2025 年见顶。2020 年，受疫情影响，我国成品油表观 消费量 2.89 亿吨，同比-6.93%。受经济增速逐步放缓、新能源车快速发展等因素影响， 我们预计 2025 年成品油需求接近 3.2 亿吨后见顶回落，到 2030 年成品油占原油需求 比例降至 44%。汽油：预计 2025 年需求见顶。2020 年受疫情影响，国内汽油表观消费量 1.16 亿 吨，同比-7.2%。近年来我国新能源车快速发展，2015-2020 年销量年均复合增速 45%， 2020 年新能源乘用车销量 120 万辆。我们预计 2021-2030 年，新能源乘用车销量维持 较快增长，到 2030 年销量占汽车销量 50%以上。随着新能源车不断发展，以及汽车油 耗不断下降，我们预计 2025 年汽油消费量见顶，2021-2030 年消费年均增速 0.3%。柴油负增长，航空煤油稳定增长。2018-2020 年，随着经济增速放缓，我国柴油消费连续三年负增长，2020 年，柴油表观消费量 1.39 亿吨，同比-4.7%。我们预计 2021-2030 年，柴油消费维持负增长，年均复合增速-2.4%。航空煤油方面，2020 年疫 情对航空业冲击较大，国内煤油需求大幅下滑，全年表观消费量 3318 万吨，同比-14.5%。 随着疫情逐步缓解，我们预计 2021-2030 年航空煤油需求维持稳定增长，年均复合增速 3.3%。化工品需求支撑原油消费。我国化工品生产仍有较大增长空间，2019 年乙烯当量、 PX 进口依存度分别为 56%、51%。2019 年后，我国炼化进入新一轮扩产周期，以民 营炼化为代表的炼化一体化项目带动行业从燃油型炼厂转向化工原料型炼厂，化工品收 率明显提升，到 2030 年我们预计化工轻油占原油消费比例提升至 47%。炼化周期影响行业开工率。石化行业的景气周期一般为 6-8 年，我们认为石化行业 前几次景气顶点分别出现在 2004-2006 年、2010-2011 年、2016-2018 年，预计下一轮 景气顶点有望在 2022-2024 年出现。行业景气向上时，开工率提高带动石油需求增速提升。因此，我们预计 2021-2030 年，化工品对石油的需求增速随行业周期波动，年均增 速 4.4%。3.3.3 煤炭：控制消费总量，推进清洁利用煤炭消费占一次能源比例不断下降。2020 年，我国煤炭产量 39 亿吨，消费量 19 亿吨油当量，占比从 2008 年最高 74%持续下降至 60%以下。我国煤炭消费主要集中在 电力行业，2018 年占比 53%；其次钢铁、建材、化工分别占比 16%、13%、7%。推进煤炭消费减量替代、清洁利用。煤炭单位热值排放的二氧化碳高于石油、天然 气等其他能源，根据国务院新闻办公室《新时代的中国能源发展白皮书》，未来我国将 推动终端用能清洁化，以京津冀及周边地区、长三角、珠三角、汾渭平原等地区为重点， 实施煤炭消费减量替代和散煤综合治理，推广清洁高效燃煤锅炉，推行天然气、电力和 可再生能源等替代低效和高污染煤炭的使用。供给端，推进煤炭供给侧结构性改革，完 善煤炭产能臵换政策，加快淘汰落后产能，有序释放优质产能，煤炭开发布局和产能结 构大幅优化，大型现代化煤矿成为煤炭生产主体。煤制油气、低阶煤分质利用等深加工 产业化示范取得积极进展。我们预计 2021-2030 煤炭消费占比将进一步下降，到 2030 年占比降至 40%以下，年均复合增速-1.8%。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】

（报告出品方/作者：长江证券，金宁、马太、魏凯、王岭峰、王明）碳中和大潮将至，煤炭消费面临何种挑战？实际上，“碳中和”相关概念并非 2020 年才提出。早在 2009 年，我国就已在国际上做 出了“碳减排”承诺，并分别于 2016 年和 2020 年又首次在国际社会上做出了“2030 年碳达峰”和“2060 年碳中和”承诺。从中国二氧化碳排放量看，自 2013 年来，我国二氧化碳排放总量进入平台期，能源和 工业二氧化碳排放量占据大头。能源：受益于火电厂扩张受限和新能源产业快速发展影响，中国能源行业 2013 年 到 2019 年二氧化碳排放量保持稳定。未来看，由于新能源（光伏、风电、水电） 等行业快速发展，传统化石能源（煤炭、石油、天然气）发电政策逐步收紧，中国 能源行业将承担最主要二氧化碳减排任务。工业：由于“三去一降一补”政策逐步落实，高耗能的钢铁、建材行业逐步整合， 行业内低效率企业正逐步退出市场，行业能耗逐步降低。未来，中国高耗能产业面 临长期的供给侧改革和优化的过程，低效率的企业将进一步退出市场，工业企业也 将承担一部分减排任务。交运：由于中国汽车保有量稳步提升，汽车汽油消耗量逐步增加，拉动二氧化碳排 放量提升。受近几年新能源电动车的发展影响，中国交运行业直接产生二氧化碳量 有望逐步回落，对减排任务贡献一份力。建筑：基建和房地产行业均处于稳步发展的过程，二氧化碳排放量处于稳步增长阶 段。未来看，随着基建投资增速逐步回落，房地产开发“三道红线”和装配式建筑 逐步推广，我国建筑行业二氧化碳排放量有望逐步降低。多管齐下，能源结构转型是重头戏。从具体实施措施看，能源结构转型将构筑最主要的 减排任务，能源结构转型将贡献 52 亿吨二氧化碳减排任务，因此传统的火电行业将受 到更为明显影响。据此，我们对 2030 年能源消费量进行了预测。结果发现，当 2030 年非化石能源占一 次能源消费比重为 25%时，我国原煤消费量为 27.3 亿吨标准煤，对应年均复合增速为 -0.26%（以 2019 年为基准）。这也说明，在“碳中和”下，我国原煤的能源消费量整体 会呈现下降趋势。 煤、石油和天然气是主要的二氧化碳来源，中国具备“富煤、贫油、少气”的资源特征， 对煤炭资源依赖程度较高。煤炭按照用途大致可以分为动力煤（火电），焦煤/焦炭（冶 金还原）和无烟煤（基础原料）。动力煤和焦煤分别用于发电和冶金，二氧化碳排放较为明显，受到“碳中和”影响 较大。部分无烟煤/烟煤由于终端产品主要是尿素、管材、衣服和家具等，反应过程天然 “固碳”，碳排放较少，受“碳中和”影响较小。 本文主要分析在碳中和视角下，动力煤、焦煤/焦炭和无烟煤行业受到政策的影响，以及 对下游钢铁有色、建材和化工行业的影响，并分析其中投资机会。动力煤：需求刚性，供给减量动力煤即指用作动力原料的煤炭。一般来说，动力煤煤种可选范围较广，长焰煤、气煤、 无烟煤、贫煤、褐煤均可用作动力煤。截至 2020 年，我国动力煤消费量为 34.37 亿吨， 其中用于火电行业的占比最大，为 61%；其次是高耗能制造业，依次是建材、供热、化 工、冶金，动力煤消费量占比分别为 9%、8%、6%和 5%。需求：预计电力需求增长长期为正未来电力需求增长或将长期为正，这主要是因为：1）近年来，我国经济增速总体仍保持 正增长，且电力弹性系数呈现提升态势，因此即使未来我国经济增速有所放缓，但在 GDP 增速总体为正的情况下，用电量预计仍保持增长。2）反观制造业外包程度较高的 美国，虽然其 GDP 增速仍为正，但其净发电量增速却常常为负值，这主要和美国工业 部门的净发电量占比较小有关。由于我国第二产业在 GDP 中占比较大，用电量也较大， 因此我国预计不会出现像美国一样净发电量常常为负值的情况。供给：存量优化，效率为先由于燃煤发电过程必然产生碳排放，因此为实现“碳减排”，我国火电供给在未来可能会 逐渐下行。近年来，我国主要通过以下方式实现“碳减排”：1）降低供电煤耗，提升发 电用煤效率从而降低碳排放总量；2）减少火电装机占比，增加风光新能源等装机比重， 从总量上减少碳排放总量。但由于供电煤耗的下降是有极限的，因此未来主要通过大力 发展风光等清洁能源、减少火电机组装机占比来实现“碳达峰”、“碳中和”目标。降低供电煤耗：存量改造，控制新增截至 2020 年末，我国火电厂供电煤耗为 305.5 克标准煤/千瓦时，与全国供电煤耗最低 机组（276 克标准煤/千瓦时）相比仍有提升空间。由于单机容量越高、压力值越大机组 供电煤耗越低，因此我国近年来不断通过提升新增火电机组准入门槛、对现役机组升级 改造、淘汰煤电小机组等方式降低供电煤耗率。提升新增火电机组准入门槛：2014 年《关于印发能源发展战略行动计划（2014- 2020 年）的通知》规定新建燃煤机组的供电煤耗需低于每千瓦时 300 克标准煤， 2016 年《电力发展“十三五”规划》又进一步对其做出了安排，此后我国新增煤 电机组准入门槛有所提升。对现役机组进行升级改造：2014 年，《煤电节能减排升级与改造行动计划》提出 “重点对 30 万千瓦和 60 万千瓦等级亚临界、超临界机组实施综合性、系统性节 能改造，改造后供电煤耗力争达到同类型机组先进水平”。2016 年《电力发展“十 三五”规划（2016-2020 年）》又明确提出“现役燃煤发电机组经改造平均供电煤 耗低于 310 克标煤每千瓦时，燃煤机组二氧化碳排放强度下降到 865 克/千瓦时左 右”。可见我国改造升级力度不断加大。淘汰煤电小机组：2014 年，我国《煤电节能减排升级与改造行动计划》提出“淘 汰单机容量 5 万千瓦及以下的常规小火电机组、单机容量 10 万千瓦级及以下的常 规燃煤火电机组、单机容量 20 万千瓦级及以下设计寿命期满和不实施供热改造的 常规燃煤火电机组”。2019 年 12 月，我国又进一步出台了《产业结构调整指导目 录（征求意见稿）》，明确规定“淘汰单机容量在 10 万千瓦以下常规火电、限制 30 万千瓦以下常规燃煤机组、限制发电煤耗在 300 克标准煤/千瓦时的湿冷发电机组 和发电煤耗在 305 克标准煤/千瓦时的空冷发电机组”。可见我国落后产能淘汰标准逐渐提高。受益于一系列旨在降低供电煤耗的政策，我国近年来火电机组供电煤耗率不断下降，与 之对应的二氧化碳排放量也不断降低。优化发电结构：提升清洁能源装机占比由于火力发电水可以通过水、核、风、光等清洁能源发电替代，因此为从根上减少碳排 放总量，实现“碳中和”目标，我国明确提出了“到 2030 年，非化石能源占一次能源 消费比重将达到 25%左右”的要求。截至 2020 年，我国火电装机容量为 12.45 亿千瓦， 占所有电源装机总容量的 57%。未来来看，我国火电装机容量占比仍会不断下降，“碳 减排”空间巨大。炼焦煤：需求承压，供给受限炼焦煤即指用于炼制焦炭的煤炭。与动力煤相比，其粘结性更强，对煤质要求更高，煤 种上则以烟煤为主。截至 2020 年，我国炼焦煤消费量为 5.58 亿吨。由于焦炭主要用途 为炼钢，而钢材主要提供给地产、基建、机械、汽车、家电、军工等行业，因此炼焦煤的消费量主要和钢厂下游行业的发展增速有关。需求：长期承压，短期改善受制于土地面积有限，从长期来看，我国地产、基建、汽车等投资增速将不断下行，钢 铁用量也将有所承压。但从短期来看，受益于出口需求旺盛及我国机械制造投资增速较 高，我国粗钢产量累计同比不断上行。供给：短期偏紧，产能受限焦煤供给主要和我国“去产能”和“进口煤”政策有关。由于炼钢过程中二氧化碳排放 同样不可避免，因此为实现“碳减排”，近年来我国主要通过以下方式减少碳排放：1） 降低吨钢煤耗；2）淘汰落后产能；3）加大环保设备投入，从而对二氧化碳进行吸收。 当前，我国吨钢耗煤量约为 0.32 吨，已达世界先进水平。因此未来来看，我国吨钢煤耗 下行空间不大。此外，由于我国已于 2018 年提前完成“去产能”目标，因此当前钢企设备整体生产能 力较高，未来继续压减产能的空间不大。2018 年，我国钢铁行业完成化解过剩产能 1 亿 至 1.5 亿吨的上限目标，提前完成“十三五”去产能目标。 在这种情况下，降低钢厂二氧化碳排放率主要通过加大环保设备投入或者发展突破性炼 钢技术来降低二氧化碳排放量。加大环保设备投入：钢厂减排主要方式随着近年来钢厂不断增加资本支出、环保设备投入不断提升，近年来我国吨钢二氧化碳 排放量不断下降。氢气还原炼铁技术：成本较高，尚不成熟从技术上看，目前钢铁行业中突破性“碳减排”技术主要是氢气还原炼铁技术。该技术 通过在炼铁工序中将氢气替代传统的碳还原剂，除去铁矿石中的杂质和氧。由于氢气在 还原反应过程中只会产生水，从而显著降低二氧化碳排放。当前该技术在国内尚未商用 化，但已在国外进入试验或建设阶段，其中日本的 COURSE50 项目基本达到 CO 减排 10%目标。不过目前该项目成本仍然较高，技术比较复杂，较难替代当前的主要冶炼工 艺。因此总结来看，钢铁厂未来发展亦将受到一定程度限制。烟煤/无烟煤：天然固碳，未来可期煤化工产业可以分为传统煤化工和新型煤化工，传统煤化工涉及煤制电石、煤合成氨等 领域，新型煤化工主要包含煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇等。无论是传统煤化工还是 新型煤化工，煤制技术均是固碳反应，不涉及二氧化碳排放。未来看，如果能源制备技 术脱离煤炭，煤化工行业受到碳中和影响较小。传统煤化工：空间压缩，龙头争霸无烟煤化学过程二氧化碳排放量较少，受碳中和影响较为有限。排除能源用碳外，煤焦 化、气化能制备电石、尿素和甲醇等多种传统基础化工原料，终端消费主要应用于管材、 塑料、农作物、纺服原料等衣食住行多个领域，关系国计民生，具备较强刚性。尿素和电石产能止步不前，煤炭指标存量优化。传统煤化工下游电石和尿素产能过剩， 近些年受到供给侧改革和安全环保生产影响，传统煤化工发展受到指标限制，尿素和电 石产能止步不前，行业内存量优化，对烟煤/无烟煤需求降低。未来看，行业对装置规模 小、产品结构单一的企业进行淘汰，多元一体化的高效率生产龙头有望稳步向前。新型煤化工：替代石油，前景广阔中国石油进口依存度高，煤制技术实现战略保障。石化产品是国民经济发展的重要基础 原料，市场需求巨大，但受油气资源约束，对外依存度较高。从 2001 年 1 月到 2019 年 12 月，中国原油进口依赖度从 18.4%提升至 72.6%。我国煤炭资源较为丰富，成本较 为低廉，新型煤制乙烯、煤制乙二醇技术能缓解对原油依存度。需求侧：煤制产品替代进口，下游需求稳步增长煤制烯烃：石油依赖度较高，发展潜力十足。乙烯是重要的基础化工原料，下游主要用 于制备聚乙烯（PE），广泛用于汽车、电子、家电、建材和食品包装等多个细分领域。 未来看，随着下游终端消费市场稳步增长，中国 PE 市场将稳步增长，拉动乙烯需求增 加。但目前乙烯主要制备方式为蒸汽裂解（石油制），占比达到 77.2%，其次为煤制乙 烯（CTO，13.2%）和甲醇制烯烃（MTO，9.6%）。未来看，在国家政策扶植下，煤制 乙烯技术有望进一步扩展，缓解对石油的高进口依赖，并且缓解油价上涨对国内化工企 业生产成本的打击。聚乙烯稳步扩产，煤制烯烃需求增长动力十足。未来看，国内聚乙烯产能稳步增加有望 拉动乙烯需求增长。宁夏宝丰能源、中煤陕西榆林、山焦飞虹、山西同煤集团和山西潞 宝合计将投放 180 万吨煤制和甲醇制烯烃-聚合装置，乙烯市场需求增长动力十足，煤 化工 CMO 和 CTO 制备乙烯仍具备发展前景。煤制乙二醇：进口依存度高，需求稳步增长。乙二醇下游主要用于生产聚酯瓶片和聚酯 纤维，和人们生活息息相关。中国乙二醇进口依存度常年高于 50%，依赖于海外进口产 品满足聚酯瓶片和涤纶长丝生产。未来看，随着中国服装和包装饮料需求稳步增长，中 国聚酯瓶片和涤纶长丝需求稳步增长，拉动乙二醇需求稳步增加。供给侧：多点开花，煤制化工迎来绽放煤制乙烯：多点同开花，产能稳步释放。截至 2020 年，中国乙烯产能为 3430.5 万吨/ 年，以蒸汽裂解技术为主。未来看，国内新增烯烃制备技术中，蒸汽裂解技术仍作为主 要技术，但 MTO 和 CTO 技术仍为不可替代的发展技术，具备较高战略意义，未来仍有 较大发展潜力。煤制乙二醇：多点同开花，产能稳步释放。截至 2020 年，中国乙二醇总产能为 1570.2 万吨/年，以乙烯氧化法为主。未来看，国内新增乙二醇制备技术中，乙烯氧化法和煤基 合成气法技术仍作为主要技术，煤炭对中国乙二醇国产化制备具备举足轻重的作用。重点企业分析（详见报告原文）陕西煤业&中国神华：成本优势显著的一体化龙头。盘江股份：供需格局相对独立的区域龙头。华鲁恒升：一头多线，构筑低成本王者。宝丰能源：产业链一体化，未来烯烃三巨头之一。（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】。

央广网北京1月24日消息（记者张茜）中国矿业大学（北京）与中国煤炭经济研究院昨天（23日）联合发布的《中矿（北京）中国煤炭产业经济景气指数研究报告》显示，我国已累计化解煤炭过剩产能近7亿吨，产能过剩问题基本得到化解。发布会上预测，2019年煤炭产业景气度将呈现温和调整、稳中向好的态势。回顾过去一年的煤炭产业发展情况，中国煤炭经济研究院院长岳福斌从供给、需求、效益、投资四个维度来解读。2018年，在跟踪研究的4个维度的10大指标中，同比上升的有4个，分别是煤炭产量、进口量、利润和投资；下降的有6个，包括主营业务收入、库存、出口、价格等。具体来看，在供给指标中，2018年累计生产煤炭35.5亿吨，同比增长5.2%，增速较去年加快2个百分点；煤炭产业产成品资金占用降幅较去年同期有所扩大。从需求指标看，预计2018年主营业务收入为24047亿元，同比减少5.5%。岳福斌说：“从效益指标看，预计2018年将实现利润总额约3000亿元，同比增长约1.3%，比去年同期的增速290.5%大幅度回落。从发展指标看，预计2018年固定资产投资总额2873.6亿元，同比增长8.5%，较去年同期增幅扩大20.8%。”岳福斌分析，去年世界经济增速放缓，中国煤炭产业能够延续平稳运行态势实属不易。而去年煤炭产业保持平稳运行的态势主要得益于：供给侧结构性改革的深入推进、煤炭产业开放合作的有序推进、下游产业较为给力、煤炭企业发展方式转变和动能转换等。自推进供给侧结构性改革以来，已累计化解过剩产能近7亿吨，产能过剩的问题基本得到了化解。2018年1至11月，全社会用电62199亿千瓦时，同比增长8.5%，增速比上年同期提高2个百分点。在化解过剩产能、出清地条钢等一系列改革政策措施推动下，钢铁产业运行在2018年保持稳中向好的发展态势，尤其是“一带一路”的建设刺激了钢铁行业的有效需求。相较于2018年煤炭产业的平稳运行，《报告》指出，综合分析国内外经济形势，结合煤炭产业自身发展的客观实际，若不出现意外，2019年煤炭产业景气度将呈现温和调整的态势。岳福斌认为，2019年煤炭产业形势稳中向好，但是稳中有变，更值得重视。“2019年煤炭产业景气度将呈现温和调整、缓慢下行、先抑后扬、相对平稳，最后还是稳中向好的。《报告》建议煤炭产业发展要立足于世界经济处在变局这一时代背景，坚持以供给侧结构性改革为主线，坚持五大新发展理念，坚持高质量发展。”岳福斌说。

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】2021年4月10日上午9点，“煤炭产业经济形势分析与应对策略研讨暨中国煤炭经济30人论坛（CCEF-30)第二十五次内部研讨会”以视频形式召开。应急管理部信息研究院院长贺佑国出席会议并讲话，国家能源局原局长吴吟出席会议并作总结讲话。北京绿能煤炭经济研究基金会常务理事长岳福斌教授在会上作了“2020-2021年中国煤炭产业经济形势研究报告”。岳教授在报告中介绍，2020年年初我国煤炭产业景气指数曾一度跌至近4年最低点，二季度随着国内成功控制住疫情，该指数开始重回常态轨道，三季度延续了稳中求进态势，临近年底受季节性需求拉动和大面积降温天气影响，煤炭供小于求，该指数上升到97.78，但较2020年同期下降0.87点。岳教授在报告中对2021年煤炭产业经济发展预期进行了总体判断。他认为，2021年是国民经济和社会发展“十四五”规划开局之年，也是举国喜庆中国共产党100年华诞之年；我国煤炭产业开始步入后疫情时代。通过综合系统地分析国内外形势，认为煤炭产业面对较大的下行压力；若不出现较大的意外，煤炭产业将整体上延续稳中有进、稳中向好态势；中矿（北京）煤炭产业景气指数也将呈现趋势向上态势。岳教授在报告中对当前我国煤炭产业高质量发展的短板进行了深入分析。他指出，在生产要素配置方面，存在煤炭资源配置不合理、开采浪费严重、人才结构不合理和融资难等问题。在生产过程组织方面，生产主体的货币资本、生产资本、商品资本三大职能资本比例失衡，与“时间上继起，空间上并存”的要求差距较大，循环周转不畅，生产性服务存在脱节现象。在产业调控管理方面，规划和实施存在脱节，阶段性、季节性供求时有错配。“煤超疯”问题时有发生，政策完善不及时，人才培养、智库发展与客观需要脱节，风险防范和应急求助系统不健全，业绩考评缺少综合性，政府、市场、企业三者关系有待进一步理顺。为此，对今后煤炭产业的发展他提出以下政策性建议：首先要把常态化防控疫情作为第一要务；其次要完善自循环，融入双循环，做世界矿业排头兵；第三要开好局，服务好国家的“六稳”“六保”；第四，要全面深化改革，推动产业高质量发展；第五，要组织好中国共产党的百年华诞庆典，为产业增添高质量发展的正能量。岳教授在会上表示，他今后除了研究中国煤炭产业经济外，还将致力于煤炭产业金融研究，助力解决煤炭企业改革发展中的融资难问题。川煤集团总经理刘万波，国家能源集团技术经济研究院副院长李瑞峰研究员、陕西煤业化工集团原董事长华炜、中国矿业大学（北京）原副校长姜耀东教授、伊泰集团原副总经理翟德元、原同煤集团总经理助理李永平、陕西煤业化工集团总经济师杜平、山东能源集团战略研究院李君清主任、原兖矿集团决策咨询中心主任周剑波等煤炭企事业单位的煤炭产业经济研究人员参加了此次视频会。大家研讨热烈，各自都发表了对煤炭产业经济形势的看法。《中国煤炭》杂志执行主编康淑云和编辑宋潇潇受邀参会。“2020-2021年中国煤炭产业经济形势研究报告”已在《中国煤炭》杂志2021年第3期发表，请大家多多关注。免责声明：以上内容转载自中国煤炭杂志，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：中泰证券，陈龙、徐驰、张文宇）一、全球共识维度：全球碳中和共识下，碳交易市场发展或迎来共振2015 年 12 月 12 日，巴黎气候变化大会正式举行，大会上联合国秘书 长潘基文呼吁国际社会应针对减少温室气体的排放采取措施，重视各国 应对气候变化风险的能力，并通过《巴黎协定》。该协议旨在安排 2020 年后各国政府应如何应对全球气候变化，长期目标为限制全球平均气温 的上升幅度，即与前工业化时期相比，其上升幅度必须在 2 摄氏度以内 并争取控制在 1.5 摄氏度内。2016 年 4 月 22 日，175 位国家领导人共 同签署该协定，环境保护已成为全球共振目标。 《巴黎协定》后，各国针对《巴黎协定》提出了符合自身情况的减排目 标。摘取部分重要经济体的具体政策如下：1.1 国外经验：碳金融市场已实现对碳排放环境成本科学量化和市场化定价根据世界银行 2005 年以来每年出版的《全球碳市场现状与趋势》报告， 1998 年至 2004 年全球碳市场交易量从 1900 万吨增长到了 1.2 亿吨， 2005 年包括碳配额和项目减排量在内的交易量则一举突破了 7 亿吨， 交易总额超过了108 亿美元，其中碳配额交易量3.29 亿吨，交易额82.8 亿美元。在随后数年间，国际碳市场在经济景气的推动下量价齐升，碳 配额交易额 4 年间从 82 亿美元猛增到 1263 亿美元，年均增长1.48 倍， 碳市场也因此曾一度被认为将取代石油成为世界上头号大宗商品市场。从国外经验看，碳金融市场已经成功实现了对碳排放这一类环境成本的 科学量化和市场化定价，并为其提供了流转、估值和变现的便捷渠道将 其所对应的风险成本或潜在收益转化成了企业的财务绩效，成为绿色金 融体系中率先实现落地生根的环节。1998 年至 2015 年全球碳金融市场 的交易量抬升后又有所放缓，我们预计，中国参与至碳中和阵营中后， 全球碳中和共识下，碳交易市场发展或迎来共振，碳金融市场规模或再 次攀升。1.2 展望未来，中国碳交易及碳减排的市场定价或是碳中和实现基础我们认为，欧盟作为最先关注碳发展的经济体，它的碳发展路径值得我 们参考。欧盟以制定的碳市场相关法律法规进行总量设定、配额分配、 MRV（监测、报告、核查）等标准和规则的统一性，并逐步修订完善， 建立了较为完备的政策法规体系。欧盟委员会根据实际情况做出阶段性政策，逐步提升高碳排放的企业管理范围、设立阶梯式目标减少温室气 体排放量和提升可再生能源能效，并预计 2050 年实现完全碳中和。欧洲碳市场(EU ETS)启动于 2005 年，是目前全球最大的碳排放交易体 系。欧洲碳市场包括电力、工业以及航空部门的 11000 多个排放设施， 2020 年排放量约 13 亿吨，交易量达 80 亿吨，占 2020 年全球碳市场交 易总额 2290 亿欧元的九成。展望未来，中国碳交易及碳减排的市场定 价或是碳中和实现基础。二、宏观经济维度：国内能源结构进入“新旧转换”的周期在经济学角度，二氧化碳等温室气体排放导致的全球气候变暖所带来的 负外部性问题一直影响着全球经济，依靠石油、煤炭等传统能源之上的 生产方式带来的影响没有私人部门“买单”，而一直是公共部门承接这种 负外部性带来的成本。伴随“碳中和”成为全球主要经济体的共识，进 一步调整全球能源使用结构，用技术变革及创新换取全球经济长远可持 续发展成为各个经济主体后续碳减排政策的重心。从经济发展的质量与效率来说，政府需要对负外部性进行校正，把环境 成本内部化到排放主体的成本结构中：1）在科斯定理的基础上，建立以企业为主体的碳交易市场，用市场化 的手段使成本最小化从而将社会排碳成本降到最低。2）在金融支持的基础上，在传统金融活动基础上更强调对生态环境的 保护及对环境污染的防治，发展碳金融等绿色金融，激励绿色投资、抑 制污染性投资，注重财务绩效的同时也注重环境绩效。3）在资本市场上及信贷支持上，把研究和推广 ESG（环境、社会、治 理）正是推动中国经济高质量发展的重要工具，引导和践行 ESG 的投 资理念，发挥龙头企业的环境治理担当。根据《世界能源统计年鉴 2020》数据，我国 GDP 占全球比重达到 17%左右，能耗约占全球 24.27%，二氧化碳排放约占全球 28.76%，单位 GDP 碳排放强度约为世界平均水平的 3 倍。根据联合国《世界人口展 望:2015 年修订版》预测，今后较长时期内世界人口将保持上升趋势， 人口总量将从 2015 年的 73 亿上升到 2030 年的 85 亿，2050 年接近 100 亿。从这个角度来看，作为人口与经济大国，我国拥有全球 19%左右比 重的人口创造全球 17%的 GDP，但排碳强度属于全球较高水平，2020 年实现碳达峰的任务较为艰巨。这或进一步倒逼未来 9 年居民部门的生 活方式及企业部门的生产方式面临较大的“变革”。实际上，伴随政府对新能源领域的研究与使用的倡导，2014-2019 年我 国单位 GDP 能耗已经出现连续下滑，我国能源利用效率逐年增长。2019 年，我国每万元 GDP 消费 0.49 吨标准煤，较 2018 年下降 4.84%。清 洁能源在能源消费中的比重就增长至 23.4%，但传统的煤炭、石油占比 分别为 57.7%、18.9%，仍是我国主要的能源消耗来源。另一方面，在我国的碳排放格局中，能源活动，即化石燃料的燃烧以及 化石燃料开采时的温室气体排碳占比为 85.4%；工业过程，即工业生产 加工中产生的温室企业排碳比重为 15.4%；此外，农林业生产活动的绿 植吸收对排碳贡献为-0.8%。因此，降低传统能源使用替代为清洁能源、 发展碳捕捉及碳汇（碳吸收）成为未来完成碳中和的必经之路。 清华大学的《中国长期低碳发展战略研究》报告根据实现《巴黎协定》 下全球控制温升不超过 2℃并努力控制 1.5℃以下目标下的减排路径做出测算，2060 年前实现碳中和，实际上就是要努力实现 1.5℃目标导向 下的减排路径。即：在能源结构转变中，到 2050年能源总需求 50 亿 tce， 非化石能源占比超过 85%，非化石电力在总电量中比例超过 90%，煤炭 比例将在 5%以下。终端消费部门加强以电力替代化石能源直接燃烧利 用，一次能源用于发电的比重由目前 45%提升到 2050 年约 85%，电力 占终端能源消费的比重由当前 25%提升到约 68%。另一方面，在我国的碳排放格局中，能源活动，即化石燃料的燃烧以及 化石燃料开采时的温室气体排碳占比为 85.4%；工业过程，即工业生产 加工中产生的温室企业排碳比重为 15.4%；此外，农林业生产活动的绿 植吸收对排碳贡献为-0.8%。我们认为，以光伏风电为代表的非化石能源成为 2030 年碳达峰前的增 量能源需求的主要来源，2030-60 年能源结构进入“新旧转换”的三十 年周期。从行业影响来说，碳排放主要来自电力、钢铁、水泥、交通等 行业。在 2030 年碳达峰目标约束下（2030 年单位 GDP 二氧化碳排放 量比2005下降60-65%），据能源与环境政策研究中心估算，2020—2030 年能源系统累计排放空间总量为 1160 亿~1200 亿吨，各行业直接 CO2 排放比例为：电力热力 42%、工业 37%、交通 13%、建筑 8%。三、国内政策维度：碳约束下的减排成为我国政策发力的重点目前我国关于实现碳达峰的政策之一是碳约束下的强化节能减排，就目 前为止我国多地已经出台相关公告严禁新增高能耗产能，同时也多次强 调目前的节能减排重心应在压低例如石油、煤炭等传统高耗能高排放的 能源消耗上；另外一个政策重点在于引导和鼓励社会资本对新型能源投资建设。例如 光伏、风电以及核能的发展进行资金注入，利用少量的国有资本做杠杆 引导社会资本进入，加快新型清洁能源平价化，降低建设成本，减少运 输消耗。“十四五”期间，碳约束下的减排成为未来政策发力的重点。2020 年 12 月至 2021 年 3 月，央行、工信部以及能源部等多个部门在 4 个月时 间内紧急出台关于实现“碳中和”的相关行动政策，各个部门都详细规 划了本部门就目前强化节能减排效果的相对应措施和目标，生态环境部 着重于低碳技术开发和项目投资，而工信部则致力于压缩粗钢产量，央 行专注于绿色金融的持续推行。例如 2021 年 3 月，唐山作为全国钢铁 重点基地就已经积极推出关停当地多个大型钢铁高炉的政策，并于本月 关停高达 7 座大型炼钢炉，同时各地关于电解铝、烧碱、等高耗能产业 的监管和限制措施或加速推进。我们认为，碳中和的政策实施力度在十 四五会议后快速加码，碳约束下的减排成为未来政策发力的重点。碳中和的清晰路径下，政策执行力度加码。根据政策及各部位释放的信 息，我国推行“碳中和”的政策节奏可以总体归结为：2030 年碳达峰前大力发展例如智能电网，特高压等新能源建设运输技术 以满足光伏、风电等新能源的技术发展，同时压缩高能耗高排放例如石 油、煤炭等传统能源上游原材料产能，提高传统能源电化成本以逐步减 少传统能源在整体能源结构中比重，引导终端用能部门消耗模式整改， 于 2030 年实现碳达峰；2030 年~2060 年着手进行光伏、风电以及核能等新能源对石油、煤炭等 传统高耗能高排放的传统能源的全方面替代，完成对碳捕集技术（CCUS） 的突破，结合自然碳汇循环、完善对非新能源的回收和循环、来实现社 会电力供给部门的整体脱碳，彻底重塑能源结构，实现碳净零排放。四、资源可控维度：国内大循环格局下，清洁能源发力或缓解能源依赖现 状从资源可控的角度看，我国石油及天然气对外依存度分别达到 72%、 41%，但光伏、风电装机规模全球领先，长远角度看，或依托清洁能源 发展实现供给端的资源可控。从进口细分数据看，石油、天然气等能源进口量占整体进口量的13.28%， 仅次于芯片等关键技术部件，矿产占比达到 9%。作为我国制造业的“血 液”，近年来，我国这两项进口的需求和对外依存度呈增加趋势：2019 年，原油进口达 5.1 亿吨，增长 9.5%，对外依存度升至 72.45%，天然 气进口 9656 万吨，增长 6.9%，对外依存度为 44%，油气主要进口国为 美俄、沙特等中东国家。根据 IRENA 数据，2019 年中国陆上风电、太 阳能光伏、水电累计装机规模分别占全球总量的 34%、35%、27%，碳 中和目标路径下，新旧能源结构的转变有助于提升中国国内大循环下的 供给侧的上游资源可控。从国内能源生产格局来看，我国能源生产体系已形成稳定的能源多轮驱 动体系，包括煤、油、气、电、核、新能源和可再生能源。根据世界能 源统计数据，以 2019 数据为例，中国大陆一次能源能耗量高达 141.7 百亿亿焦耳，占比全球总能耗约 24%，亚太地区 55%。同年中国二氧化 碳排放量达到了 9825.8 百万吨，占比全球总二氧化碳排放量的 29%。目前煤炭仍作为我国保障能源供应的基础能源，在能源生产和消费结构 中占很大一部分比例。2012-2020 中国原煤年产量在 34.1 亿-39.7 亿吨 之间浮动。因此，改善煤炭大量和低效地使用将成为降低能耗与二氧化 碳排放量的重要一步，煤炭行业的碳中和落实至关重要。另一方面，2015-2019 年中国原油进口量持续增长并在 2019 年创下 50572 万吨进口量的历史新高。2018-2019 中国石油进口金额已超过 2400 亿美元。相反，我国原油出口量呈现出非常明显的持续下降走势。 2019 年中国石油出口量为 81 万吨，累计下降 69.2 %。中国目前仍处于过度依赖石油进口的阶段，石油定价权不在中国，而市 场对石油的需求弹性基本呈刚性，加上目前国际原油市场基本为寡头垄 断，中国必须承担石油价格波动。因此，传统重工业未来必须要推进安 全智能绿色开发利用煤炭开采业，以清洁高效的原则发展火电，提升天 然气的生产能力以及摆脱石油依赖。能源发展从高碳到低碳的转变有利于能源高效利用化、清洁化、可持续 发展化，新能源取代传统化石能源会是能源格局长期演变下的必然趋势。 我国在清洁能源的开发技术和建设规模上均具有国际竞争力。电力供应 能力近几年稳定上升，累计发电装机容量 20.1 亿千瓦，截至 2019 年年 底，全国发电量已达到 7.5 万亿千瓦时，较 2012 年相比同比分别增长 75%、50%。根据国家能源局的披露数据，目前水电、风电、光伏发电 累计装机容量均居全球首位，2019 在运在建核电装机容量也以 6593 万 千瓦的惊人数据稳居世界第二，在建核电装机容量更是早已达到全球第 一。清洁能源成本也持续降低，如光伏单位装机成本，截至 2021 年已 下降至 3.1 元每瓦。能源的低碳化、清洁化、高效化是能源发展的大势所趋，也是中国经济 社会可持续发展的迫切追求。而目前的中国已具备良好的清洁能源发展 基础，为实现资源可控，未来将会致力于传统工业的高质量发展与新能 源的进一步研发。从国际角度而言，相较于其他各大国我国碳排放量处于世界前列，主要 原因也是过去 20 年高速发展背后是相对而言副作用较大的高排放能源 结构所导致，煤炭、石油以及天然气是当时我国能源消耗的三大支柱， 且当时我国新能源发展较美国等其他国家较为落后，无法进行有效的替 代减排，且森林植被的大面积破坏导致自然碳汇循坏效率低下，直接进 一步恶化了我国碳排放量居高不下的情况。而从碳排放强度角度来看，从 04 年开始出现了明显低走势，得益于国 家从 03 年开始强调低碳排放，绿色生活，但由于同期我国由于新能源 发展程度不足，煤炭等传统能源依赖程度高等问题无法摆脱高能耗传统 能源结构，因此即便碳排放强度不断降低，但是人均排放量一直到 2012 年却仍保持抬头趋势。五、碳中和技术路径：以 2030 年为分水岭，“新旧”能源替代加速5.1 2012 年起我国人均排碳量仍保持抬头趋势我国碳排放量在 2003 年~2013 年增幅较大，源于该时期高能耗高排放 的石油、煤炭产业主导了我国整体的能源结构，从 13 年开始到 17 年我 国碳排放增速基本为零，因为后期我国多次提出并倡导“低碳环保”概 念，降低碳排放，缓解温室效应的概念不断通过各种方式传播并影响大 众。5.2 三个时间维度展望碳中和技术路径下“新旧”能源替代的节奏根据碳达峰及碳中和所实现的技术路径，我们分三个时间维度展望“新 旧”能源替代的节奏：从短期来看，为顺利实现 2030 年碳达峰目标，必须致力于清洁能源的 运输优化以及储备技术突破，为后期清洁能源的全面推行筑牢基础。为 从光伏，风电运输角度来看，国家智能电网以及特高压电网建设进程已 在加速，2021 国家电网会议表明将推行一批最新特高压重点工程的建设， 从 2006 年特高压建设起始至今我国在特高压建设方面已投资 6512 亿，仅2020 年投资额就高达 1811 亿，建设方面在运项目 25 条，在建项目 7 条，待审核项目 7 条，从 2005 年至今我国特高压工程累计长度也已 经突破 30555 公里，运输优化方面已取得亮眼成效。同时为了解决风电、光伏等新能源由自然条件引起的随机性问题，我国 也在大力发展电化学储能等新型储能技术，中国储能网数据显示，2020 年我国新增投运储能装机容量为 1800MW，相对更为环保的电化学储能 新增装机容量为 785.1MW，占比高达 30.4％，排名升高至第二，仅次 于传统的高能耗抽水蓄能。由此可见作为运输优化核心的特高压以及储 能装机原材料的锂电池都会在短期内走强。从中期来看，整体能源结构的重塑和碳捕捉技术的升级成为必须完成的 任务。在碳达峰目标完成后，随着新型清洁能源的建设、运输成本平价， 传统高耗能高排放能源将逐渐被整体替代，我国的节能减排效率将进入 一个新高度，整体能源结构得到重塑，随着碳捕集技术（CCUS）和可 再生能源的成熟，电力部门脱碳完成。交通、建筑和工业等终端用电部 门实现电气化，剩余能源供给成分也完成低碳排放转型。从长期来看，能源结构重塑完成和碳捕集技术的成熟将逐步实现我国的 碳负排放，至 2060 年碳中和目标的完成，此时资源循环再利用成为保 持碳中和、达到气候中性的主题。新型清洁能源回收循环再利用技术的突破和成熟成为碳中和达成后的推进节奏，结合森林、土壤等自然碳汇 形成社会—自然两位一体的可持续经济性净零碳排模式，以促进我国尽 快达成气候中性。六、财政与金融：以碳金融、碳定价等金融市场工具支撑碳中和经济6.1 公共财政支出之外，谁来支付碳中和经济的资金缺口？未来 30 年，碳中和领域投资规模超 138 万亿，财政支出规模或仅占 15.94%，碳金融、绿色金融是为碳中和经济的资金缺口买单的主要方式。 清华大学气候变化与可持续发展研究院的数据显示，今后 30 年 “碳中 和”领域的投资规模将超过 138 万亿。以此估算，平均每年碳中和领域 投资规模占 GDP 的比重约 2%-2.5%。从传统的财税收入来看，2019 年国家公共财政中关于节能环保的总支出为 7390 亿元，以此推算，未来30年我国财政关于节能环保的总支出约为22万亿左右，远远不足138 万亿水平，占比仅为 15.94%。我们认为，发展碳金融、绿色金融以财政支出撬动社会资本全方位参与 碳减排目标的完成，通过银行信贷发展绿色金融及资本市场发挥金融支 持，或将是补足碳中和经济的资金缺口的主要方式。1）利用绿色金融及碳金融的发展盘活“碳中和”经济我国绿色金融体系以间接融资为主。根据中国人民银行披露，截至 2020 年底，本外币绿色贷款余额约为 12 万亿元，同比增速为 16%。其中， 电力、热力及交运等行业的绿色贷款占绿色贷款余额比重为 59.67%。 我国发展绿色金融以来，致力于建立起校正环境污染和温室效应等负外 部性的经济机制，对企业减轻环境耗损的经营行为给予相应的激励，最 终阻断企业的环境套利行为。我们预计，按照 16%的增速发展速度保持 不变，绿色金融规模在未来五年达到 100 万亿。在直接融资领域，绿色债券存量规模超过 8000 亿元，主要是绿色债券 的发行为主。依据 Wind 行业分类为环保概念的首次公开募股（IPO） 融资规模，2016—2020 年，我国绿色股票累计融资规模仅为 120 亿元 左右，而绿色债券每年发行规模均超过 2000 亿元。根据中国人民银行 副行长陈雨露在接受专访时披露的数据，截至 2020 年末，绿色债券存 量规模超过 8000 亿元，已涵盖金融债、中短期票据、公司债、企业债、 可交换债、资产支持证券等 10 种债券。随着碳达峰、碳中和重大决策 部署得到贯彻落实，预计未来我国债券市场仍将发挥我国绿色金融直接 融资主力军的作用。碳金融主要是指围绕碳交易产生的金融化的市场。在欧盟率先提出碳交 易概念后，是企业间就政府分配的碳排放权进行市场交易所导致的金融 活动而产生。泛指服务于限制碳排放的所有金融活动，既包括碳排放权 配额及其金融衍生品交易，也包括基于碳减排的直接投融资活动以及相 关金融中介等服务。就我国而言，碳金融市场发展起步还比较晚，需要 市场发挥资本配置的决定性作用，通过价格来更好引导碳减排及低碳投 资。我们认为，在碳中和的稳步推行下，不断提升碳市场的金融化程度， 有助于在 2030 年实现碳达峰下的减排目标。碳金融或是绿色金融的重点领域，根据世界银行预测，中国碳市场规模 约为 30-40 亿吨，碳交易市场规模或达 200 亿美元。根据世界银行的预 测，2017 年全球碳市场覆盖全球约 360 亿吨碳排放总量的 18.36％， 共 66 亿吨，而中国碳市场贡献其中一半以上的覆盖量大约在 30-40 亿 吨。根据全球碳市场年度换手率计算，2017 年全球碳市场交易量约 为 184 亿吨，根据接近 2015 年度全球碳价区间中值水平的欧盟碳价估算，2017 年全球碳市场交易额约为 920 亿美元；根据中国国内现货市场换手率计算，2017 年全球碳市场交易量 则会向下大幅度修正到 80-90 亿吨左右；在中国启动碳期货等 衍生品交易前，全球碳市场年交易量或将稳定在这个水平。2） 借助资本市场，建设碳排放的气候变化投融资政策体系国家相关部门于 2020 年 10 月 20 日共同发布了《关于促进应对气候 变化投融资的指导意见》，共提出五方面 15 项举措，其中尤为重要的就 是加快构建气候投融资政策体系，逐步完善气候投融资标准体系包括气候信息披露标准和建立气候绩效评价标准，鼓励和引导民间投资与外资 进入气候投融资领域，同时强调引导和支持气候投融资地方实践，并强 调开展气候投融资地方试点、营造有利的地方政策环境和鼓励地方开展 模式和工具创新。这将有利于气候投融资政策在地方上的落地和实践。 目前，全国七个碳交易试点纳入了近 2500 家排放企业，主要集中在电 力、水泥、钢铁、化工、建筑等三高行业，已经开始取得初步成效。我 们认为，在资金引入方面，《指导意见》特别强调激发社会资本的动力 和活力，提出“鼓励企业和机构在投资活动中充分考量未来市场碳价格 带来的影响”。在全国碳市场启动运行之际，《指导意见》提出支持开发 碳金融活动，探索碳期货等衍生产品和业务，设立碳市场有关的基金， 在资本市场上及信贷支持上或引导资本市场投资践行ESG的投资理念， 发挥龙头企业的环境治理作用。6.2 为什么碳定价是碳中和经济及推进碳减排的关键？从产权明确的经济学原理角度，碳金融发展的另外一个关键问题在于— —定价。如上文所述，发展碳金融最大的挑战就是如何对环境成本进行 量化和风险定价，并在此基础上对环境绩效进行合理估值，最终将经营 绩效与环境绩效纳入统一的企业利润表。碳市场的金融化发育程度还很 低，同时又面临着远远超过欧美的低碳转型压力，2017 年全国碳市场 启动后，中国将成为全球最大的单一碳市场，通过发展碳金融市场争取 国际碳定价权显得尤为重要。碳定价实际是对排放二氧化碳设置一个价 格，通过发挥价格的信号作用，使经济主体减少排放二氧化碳，或为排 放二氧化碳买单，从而引导生产、消费和投资向低碳方向转型，实现应 对气候变化与经济社会的协调发展。碳定价主要包括碳税（Carbon Tax）和碳排放权交易（ETS）两种形式。 碳定价权博弈将会成为大国博弈的重要内容之一。当前全球已有 61 项 碳定价机制正在实施或计划实施中，其中 31 项关于碳排放交易体系， 30 项关于碳税，共计涉及 120 亿吨二氧化碳，约占全球温室气体排放 量的 22%。2019-20 年，中国在全国碳市场基础设施建设方面的重点工 作包括：为率先开始的电力行业交易做准备，确立 MRV 相关规则和碳 会计处理规定。生态环境部于 2019 年 5 月 27 日发布《关于做好全国 碳排放权交易市场发电行业重点排放单位名单和相关材料报送工作的通 知》，为配额分配、系统开户与市场测试运行做前期准备。碳价价格波动对能源价格的影响主要体现在两方面：碳价通过电力市场的经济调度机制，传导入火电发电成本和批发 电价，影响终端用户的用电成本；碳价会提高燃气发电相对于煤炭发电的成本优势，因为前者的度 电碳排放只有后者的不到一半，所以碳价会提高燃气机组的发电 量，提高天然气需求和气价，也会进一步抬高电价。目前，全球碳定价机制所覆盖区域的碳排放量中，将近一半的碳定价低 于 10 美元/吨。根据我国试点的碳交易市场数据，从碳交易价格表现来 看，2021 年我国碳排放交易所的碳排放交易价格维持在 10-40 元/吨区 间，我国碳交易价格低于全球水平。此外，污染严重地区碳价偏高或一 定程度上发挥了市场的有效配置作用。我们认为，在构建国内大循环、国际双循环的战略发展中，绿色低碳经 济或是中国经济高质量发展的新引擎。伴随碳定价水平及市场化的完善， 排放权交易会让重污染地区或者高耗能、高碳排企业承担应有的社会治 理成本，倒逼中国高碳产业调整。我国也需要建立完整的配套政策，在 全球碳中和的进程中争取碳排放的市场定价权。 此外，从贸易角度来看，我国与美国、欧盟等发达经济体贸易频繁，低 碳的结构转型有利于避免碳关税对中国产业的短期冲击；而长期通过加 快发展低碳经济，可以提升出口产品竞争力。七、碳中和政策破局下，传统能源行业的变革与新能源行业的机遇7.1 化工：化工全面低碳革新，石油煤炭供应减量，新材料或受益石油煤炭等传统能源是化工行业主要的上游供给，节能减排背景下上游 供给紧缩导致行业成本线陡增；同时十四五规定对新增的煤化工项目不 再予以审批，进一步减少行业生产规模，这为化工行业又带来一次供给 侧改革，技术突破革新成为行业未来趋势。从化工材料来看，碳中和推进背景下环保生物基材料等新材料以及可降 解材料对原本高耗能材料的替代成为必然，同时“禁塑令”出台进一步 拓宽新型可降解材料发展空间，类似焦炭、聚氯乙烯、甲醇等等高耗能 产能均被要求减量；同时取消行业电价优待进一步提高行业加工成本以 抑制高碳排。7.2 钢铁：低质钢材全面减产，优质环保钢铁企业盈利抬升我国钢铁铁行业碳排放量占全国碳排放总量的 15%，是碳排放最高的制造业。粗钢作为传统钢炼产能主体，在我国产量居高不下，我国粗钢产 量从 1949 年的 15.6 万吨，仅占全球产量的 0.1％，而 2020 年我国粗钢 产量为 10.53 亿吨，占比全球 53.3％。从增幅方面来开17 年来我国粗 钢产量增速已经开始走低，为后期粗钢等低质高碳排钢材的退出作出铺 垫，但短期粗钢等仍是我国钢铁行业产能主流。随着相关政策出台，我国相关部门直接对钢铁供给端源头尤其是粗钢产 量进行压缩减量，同时各地政府也开始积极响应，例如唐山直接关闭 7 座大规模炼炉。电弧炉钢以电能作热源，避免传统炼钢模式的低效高排以及钢材杂质高等问题，是目前代替粗钢的首个选择，而废钢作为电弧 炉钢原材料产业需求开始稳步提升，15 年中旬到 19 年末价格也持续走 高，十四五会议后，粗钢等产量以及规模会被逐步限制并在新材料技术 突破后被高质低排精品钢所替代。短期来看目前钢材结构以及需求刚性不会被动摇，供给端压缩会引起钢 价暂时性的普遍上涨，，除了新季钢材需求开始释放之外，国内的钢厂大 储量也起到了一定程度的抬升作用。碳中和推进下电弧炉钢作为一种质 量以及性价比远优于平炉钢的精品钢，其行业占比或会提升，钢厂环保 性也得到一定程度保证，短期内废钢生产企业及电弧炉钢转型较快企业 或成碳中和背景下钢铁行业受益主体。7.3 煤炭：短期煤炭能源核心地位无法动摇，行业集中度或进一步提高过去我国煤炭消耗量一直处于高位，2015 年我国煤炭消费 37.5 亿吨， 占全球消费总量49％；而到2019年我国煤炭消费量已达到81.67亿吨， 占全球消费总量 52％。煤炭在我国能源消费结构的比重达到 64%，远 高于 30%的世界煤炭平均水平，煤炭作为碳中和背景下减排的重点，其 产能削减和技术突破都需要较长周期。碳中和及‘能源双控’政策背景下，能源结构重塑已是势在必行，2030 年碳达峰目标的出台，说明煤炭需求在 2030 年前基本触顶，但作为我 国目前能源供给的主要部分，煤炭在短期的需求刚性无法被动摇，我国 煤炭消费量从 16 年开始仍然在逐步走强，但明显从 2018 年开始增速已 然平滑，这为未来煤消耗降速减量已经埋下伏笔。而在长期来看碳达峰 后清洁能源的技术突破和成本平价必然会对煤炭在我国的能源地位产生 根本影响。2015 年供给侧结构性改革肃清煤炭行业大部分中小型违规产业，我国煤 炭行业结构已呈现出了一定的行业集中度，2020 年国家能源集团的煤炭产量占比高达整个行业的 13.63％，未来碳中和推进过程中，大部分煤 炭企业由于技术突破问题以及产能成本高昂等因素会逐渐在能源结构重 塑中被淘汰，少部分国有控股龙头煤企或能在发展中实现产能低碳化技 术突破并在长环保化周期中实现突围并进一步强化市场盈利能力，投资 价值或得以加强。7.4 光伏：2021 年光伏进入平价阶段，光伏龙头率先受益纵向对比，中国光伏新增装机从 2016 年开始出现急剧上升，2016 年至2019 年都未低于 30000MW，2017 年甚至达到 53100MW。累计安装 光伏功率于2019 年年底达到 205493.165 兆瓦，同比 2012 年实现了近 30 倍的增长。横向对比，2019 年中国太阳能消耗高达 2 百亿亿焦耳， 占全球太阳能消耗的 31%，比美国高出一倍。近年中国对新能源的研发与建设日渐重视，清洁能源资源发展迅速，技 术逐渐成熟，成本也随之降低。光伏单位装机成本，从 2011 年 14.5 元 每瓦持续下降，截至 2021 年已下降至 3.1 元每瓦，累计下降 78.62%。“十四五”期间，中国光伏产业链将整体迎来快速发展。上游光伏装备 制造业中，硅料价格有望持高。2021 年供给端产能释放仍处于未知，而 在政策扶持所带动的大趋势下，硅料需求激增，在供需平衡状态下硅料 价格有望达到高位。硅片在 2021 年供给释放加速，价格或将下降，影 响企业盈利。由于硅片行业 2019-2020 年持续出现高额盈利，未来或将吸引大量厂商进入市场至市场过于饱和，致使 2021 年出现供给过剩的 可能性大大提升。逆变器随着疫情后的市场恢复也将出现明显行业上升， 尤其以海外需求的反弹最为显著。国产逆变器目前性价比已超出海外企 业，未来逆变器市场将提高出口量。中游市场以光伏玻璃的变化最为突 出。工信部于 2020 年 12 月 16 日表示光伏玻璃即日起将不再受到产能 置换限制。这一利好政策预计或推高光伏玻璃及挨个，并影响光伏组件 生产和交付能力。下游光伏应用投资建设将出现乃至运维领域都或迎来 大范围发展。例如国家交通运输部鼓励在服务区、边坡等公路沿线合理 布局光伏发电设施以及制定高速公路路侧光伏工程技术规范等。光伏行业在碳中和的长期发展下，市场规模盈利宽阔的发展空间；其中， 平价项目启动，海外平价区域扩大下，中国光伏龙头企业具有海外比较 优势，或在全球共振的碳中和目标下率先受益。7.5 风电：装机容量持续增长，拓宽新能源应用场景纵向对比，中国累计安装风力涡轮机容量在 2019 年约 210478 兆瓦， 同比 2012 年增长了 241.7%。同时中国风电累计装机容量也持续稳定增 长超过十年，截至 2019 年 12 月 31 日已达到 236402 兆瓦，与 2012 年相比同比增长 213.85%。横向对比，2019 年中国风能消耗达到 3.62 百亿亿焦耳，远超于美德英法等欧美发达国家，该数值占据全球总风能 消耗量的 28%。截至 2019 年，中国可再生能源发电总装机容量 7.9 亿 千瓦，约占全球可再生能源发电总装机的 30％。其中，水电、风电、光 伏发电、生物质发电装机容量分别达 3.56 亿千瓦、2.1 亿千瓦、2.04 亿 千瓦、2369 万千瓦，均位居世界首位。《风能北京宣言》提出在“十四五”规划中，须为风电设定与碳中和国 家战略相适应的发展空间，即保证年均新增装机 5000 万千瓦以上， 2025 年 后，中国风电年均新增装机容量应不低于 6000 万千瓦。“碳 中和”大势下新能源发电占比快速提升，“新基建”背景下 5G 基站、 数 据中心、充电桩需求加速，配套低压电器与继电器需求较快增长，中高 端需求占比有望提升。我们认为，能源互联网战略目标明确，未来将继续加大特高压、能源互联网建设，进一步降低弃风弃电问题的发生率， 促进分布式电源和微电网发展，2021 年电网投资有望恢复增长，信息 化、特高压、储能等环节投资有望超预期。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】。

1价格指数Platts NEWC 指数3月16日FOB Newcastle 20% Ash 5,500 NAR 7-45 day 57.75$/mt -0.20FOB Newcastle 23% Ash 5,500 NAR 7-45 day 56.30$/mt -0.20Platts RUSSIA 指数 3月12日FOB Russia Baltic 0.5% Sulfur 6,000 NAR 59.40$/mt -1.60FOB Russia Pacific 0.3% Sulfur 6,300 GAR 80.00$/mt -0.50CCI 指数 3月19日5500K 633（+3）5000K 553（+3）4500K 484（--）美元兑人民币 3月22日6.5092国际局势蒙古国1-2月煤炭产量同比增长57%蒙古国国家统计办（National Statistical Office of Mongolia）讯，2月份，蒙古国煤炭产量为422.78万吨，同比增加147.6万吨，增长53.6%。1-2月，蒙古国煤炭产量累计为881.72万吨，同比增加320.18万吨，增长57%。其中，硬煤产量729.2万吨，同比增长73.1%；褐煤产量152.52万吨，同比增长8%。哈萨克斯坦1-2月煤炭产量同比增长1.8%哈萨克斯坦国家经济部统计委员会讯，1-2月，哈萨克斯坦煤炭产量为1946万吨，同比增长1.8%。其中，2月份煤炭产量为893.3万吨，同比下降3%，环比下降15.1%。EIA：美国周度煤炭产量同比增长15.2%EIA讯，据美国能源信息署（EIA）最新数据显示，截至3月13日当周，美国煤炭产量估计为1150万短吨，周环比下降2.4%，同比增长15.2%，较5年来同期平均水平下降12.1%。截至3月13日，今年以来美国煤炭预估产量为1.18亿短吨，同比下降8.5%。波兰焦煤生产商JSW发布2020年生产报告JSW讯，近日，波兰最大的焦煤生产商JSW发布报告称，2020年，公司生产煤炭1439万吨，同比下降2.6%，其中焦煤产量为1106万吨，同比增长8.4%；销售煤炭951万吨，同比下降9%。截止2020年年底，公司煤炭库存达218万吨，同比增长22%。3国内局势中国碳达峰、碳中和研究报告发布人民网讯，3月18日，全球能源互联网发展合作组织在京举办中国碳达峰碳中和成果发布暨研讨会。会议发布了中国2030年前碳达峰、2060年前碳中和、2030年能源电力发展规划及2060年展望等研究成果，在国内首次提出通过建设中国能源互联网实现碳减排目标的系统方案。国内首单碳中和金融债全球发行 2021中国绿色债有望迎来爆发期21世纪经济报道讯，3月18日，国家开发银行正式面向全球投资人发行首单“碳中和”专题“债券通”绿色金融债券。据悉，本期债券发行规模不超过200亿元，是目前全市场发行金额最大的专项用于助力实现碳达峰、碳中和目标的绿色债券。商务部：上周（3月8日-3月14日）全国煤炭价格小幅下降商务部讯，上周（3月8日-3月14日），全国煤炭价格小幅下降，其中二号无烟块煤、炼焦煤、动力煤价格分别为每吨943元、774元和610元，分别下降0.7%、0.4%和0.3%。湖北：1-2月用电量完成367.21亿千瓦时 增长26.69%国网湖北省电力有限公司讯，1-2月，全省全社会用电量累计完成367.21亿千瓦时，同比增长26.69%，比2019年同期增长2.62%。其中，三次产业用电量分别增长36.33%、48.48%、33.01%，其中工业用电回稳后持续大幅增长，增速达到48.26%。南网发布碳中和工作方案 “十四五”新能源新增装机1亿千瓦界面新闻讯，近日，南方电网公司在广州召开服务碳达峰、碳中和重点举措新闻发布会。南方电网董事会部主任、新闻发言人刘巍在会上表示，到2025年，将推动南方五省区新能源新增装机1亿千瓦，累计达到1.5亿千瓦；到2030年，推动南方五省区新能源再新增装机1亿千瓦，累计达到2.5亿千瓦。安信证券：需求预期增加 动力煤价格淡季超预期反弹安信证券讯，供给方面，主产地安全检查力度增加，导致供给端收紧。下游方面，工业用电日耗回升，电厂库存快速消耗，港口库存较2019年低200万吨左右，而日耗则高10%以上。同时，大秦铁路将于4月6日至30日检修，动力煤补库存也有望提前，导致煤价淡季超预期反弹。综合来看，年初至今港口动力煤均价为725.67元/吨，高于去年同期30.19%。4公司要闻陕煤天众轻质合金材料研究院项目举行开工仪式人民网讯，3月18日，陕煤天众轻质合金材料研究院项目举行开工仪式。该项目由陕煤技术研究院、西安天众新材料控股有限公司和陕投国改基金共同出资成立，总投资13亿元，瞄准国防军工、航空航天、轨道交通领域，业务覆盖轻质合金材料的研发、生产和加工全产业链，为陕西乃至全国先进轻型合金材料开发与应用提供技术支撑和人才保障。

原标题：报告：预计2021年全年煤价重心大概率底部上移 呈现“频率降低、幅度增加”特点 来源：证券时报·e公司e公司讯，秦皇岛海运煤炭交易市场发布的《2021年煤炭市场运行分析报告》指出，2021年是我国全面建设社会主义现代化国家新征程的开启之年，经济形势仍然复杂严峻，新冠肺炎疫情导致全球经济前景面临高度不确定性。在此背景下，煤炭行业在新的五年规划中仍面临诸多难题，优化产业结构或成焦点，政策调控将愈趋灵活，但考虑到阶段性供需错配问题依然存在，全年煤价重心大概率底部上移，呈现“频率降低，幅度增加”特点。

（报告出品方/作者：平安证券，樊金璐）一、绿色低碳是煤炭高质量发展核心（1）国家高度重视煤炭行业绿色发展煤炭是我国的基础能源，生产和消费占比均居主导地位。2019年，全国原煤产量占全国一次能源生 产总量的 68.6%，煤炭消费占能源消费总量的 57.7%，其在生产和消费过程中产生大量的污染物， 包括煤矸石、矿井水、瓦斯等固液气等污染物和温室气体，还会引起地表沉陷和水土流失问题。 近些年，随着国家对环境保护的重视，我国明确了煤炭安全绿色开发和清洁高效利用的发展方向， 政府出台了《关于促进煤炭安全绿色开发和清洁高效利用的意见》《煤炭清洁高效利用行动计划（2015 —2020 年）》等一系列政策支持煤炭行业绿色发展。2020 年 12月 21日，国务院新闻办公室发布《新时代的中国能源发展》白皮书，提出“推进煤炭安 全智能绿色开发利用。努力建设集约、安全、高效、清洁的煤炭工业体系。推进大型煤炭基地绿色 化开采和改造，发展煤炭洗选加工，发展矿区循环经济，加强矿区生态环境治理，建成一批绿色矿 山，资源综合利用水平全面提升。”2020 年 11 月 3 日，中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目 标的建议发布，提出“十四五”时期经济社会发展主要目标之一是“生态文明建设实现新进步。国 土空间开发保护格局得到优化，生产生活方式绿色转型成效显著，能源资源配置更加合理、利用效 率大幅提高，主要污染物排放总量持续减少，生态环境持续改善，生态安全屏障更加牢固，城乡人 居环境明显改善。”“到二〇三五年基本实现社会主义现代化远景目标。广泛形成绿色生产生活方式， 碳排放达峰后稳中有降，生态环境根本好转，美丽中国建设目标基本实现”。（2）黄河流域生态保护对煤炭行业环保要求进一步提高2020 年 8月，中共中央政治局召开会议审议了《黄河流域生态保护和高质量发展规划纲要》，会议指 出，黄河流域生态保护和高质量发展是事关中华民族伟大复兴的千秋大计，要综合治理、系统治理、 源头治理，改善黄河流域生态环境，优化水资源配置，促进全流域高质量发展。黄河流域生态保护 与高质量发展已上升为国家战略，与京津冀协同发展、长江经济带发展、粤港澳大湾区建设、长三 角一体化发展齐头并进，标志着推进黄河流域高质量发展进入了新的历史阶段。我国 14个大型煤炭生产基地有 9个分布在黄河流域，煤炭年产量约占全国总产量的 70%，黄河流域 面积约 80万平方公里，其中含煤面积超过 35.9 万平方公里。2019 年，晋陕蒙甘宁五省煤炭产量达 27.49 亿吨、占全国产量 73.39%，而水资源量仅占全国 4.81%。我国四大现代煤化工产业示范区（内 蒙古鄂尔多斯、陕西榆林、宁夏宁东、新疆准东）也有 3 个分布在黄河流域。黄河流域中上游处于 干旱半干旱地区，生态环境脆弱；下游常出现阶段性断流，水资源匮乏。 根据《黄河流域生态保护和高质量发展规划纲要》相关要求，煤化工项目、煤矿项目环评审批将更 加严格；另一方面，由于用水指标有限和水价较高，煤炭及煤化工企业加强废水深度处理循环利用 补充企业用水将成为必然选择。二、煤炭行业废水将从无害化到资源化煤炭产业涉及到煤炭开采和洗选、煤炭深加工与利用。煤炭开采环节产生大量矿井水，洗选环节产 生选煤废水（循环利用，基本无外排）；在煤炭应用方面，煤化工环节产生煤化工废水。煤矿废水：煤炭开采矿井水产生量大，按照吨煤产生 2吨水、40亿吨煤炭年产量估算，每年产生约 80 亿吨矿井水。矿井水含有悬浮物、盐类、油类及有毒物质，所含悬浮物的粒度小、比重轻、沉降 速度慢、混凝效果差。煤化工废水：煤化工企业用水量、废水排放量均很大，废水含有大量酚、氰、油、氨氮等有毒有害 物质。综合废水中 CODcr一般约在 5000mg/L、氨氮在 200-500mg/L，废水所含有机污染物包括酚 类、多环芳香族化合物及含氮、氧、硫的杂环化合物等，是典型的含有难降解的有机化合物废水。2.1 矿井水：膜法脱盐成为达标排放选择矿井水是指在矿山建设和矿产开采过程中，由地下涌水、地表水渗透、生产排水汇集所产生的废水。 矿井水水质特点与矿井地域和开采工艺等有关，一般含有悬浮物、废机油、乳化油、氟、铁、锰、 铜、锌、铅及放射性元素铀、镭等；开采含硫煤层时产生酸性矿井水；西北及北方缺水地区往往产 生高矿化度矿井水，含有大量的钙、镁、钾、硫酸根、碳酸氢根等离子，含盐量大多数为 1000-10000mg/L， 大多数水质呈中性或偏碱性。（1）矿井水综合利用不足，处理标准提升随着我国煤炭产业技术水平的提升，我国矿井水处理利用技术与装备也经历了近 20 年的高速发展， 由最早的简单沉淀处理发展到深度处理，近期成功应用“零排放”技术。但目前我国矿井水利用率 明显偏低，根据国家能源集团数据，矿井水平均利用率仅为 35%。影响煤矿矿井水利用率的主要因 素是利用渠道不畅、处理成本高、处理后的水质与用户需求不匹配。2015 年，国务院“水十条”明确，推进矿井水综合利用，煤炭矿区的补充用水、周边地区和生态用 水应优先使用矿井水。2020 年，生态环境部、国家发改委、国家能源局联合印发《关于进一步加强 煤炭资源开发环境影响评价管理的通知》，为控制高矿化度矿井水排放可能引发的土壤盐渍化等问题， 明确提出外排矿井水全盐量不超过 1000mg/L。山西、陕西、内蒙古等省份的煤炭主产区开始要求将 矿井水外排标准根据受纳水体环境功能区划规定提高到 GB3838—2002《地表水环境质量标准》Ⅲ类 标准及以上。例如，《山西省水污染防治 2018年行动计划》，明确煤矿外排矿井水化学需氧量、氨氮、 总磷三项主要污染物达地表水环境质量Ⅲ类标准，已于 2021 年开始实施。（2）矿井水减量化和资源化处理是长期方向矿井水关键处理方法与矿井水具体水质特点有关。高悬浮物矿井水主要采用澄清处理，煤矿地下水 库净化技术的发展和应用，实现了矿井水的大规模低成本自净化。高矿化度矿井水处理主要分为预 处理(通常采用混凝沉淀和软化工艺对高矿化度矿井水进行预处理)、脱盐浓缩（主要有膜法和热法两 大技术类别)和蒸发结晶（主要有蒸汽机械再压缩、多效蒸发和蒸发塘）3 个工艺段。井下减量处理是矿井水处理技术的主要发展趋势之一。井下处理包括保水采煤技术、地下水库净化 技术、注浆封堵技术。相比传统井上处理，大部分矿井水井下处理后直接井下利用无需升井，降低 了水泵提升费、管路费等，并减少了地面建筑费用和占地。资源化处理是矿井水处理技术的长期方向。矿井水处理目标是提升资源化水平，以“清污分流、分 级处理和分质利用”为原则，工艺流程应根据资源化用途合理设计、对矿井水适度处理；同时矿井 水外排标准有所提升，虽然矿井水不要求做到零排放，但矿井水外排脱盐处理必不可少。 矿井水利用主要包括井下生产利用，矿区地面生产、生活、生态利用，矿区周边生产生活利用（外 部供水、矿区周边电厂、煤化工企业等用水、水务公司集中收集统一利用）等。（3）矿井水处理典型案例宁东矿区矿井水及煤化工废水处理利用项目是国家能源集团旗下宁夏煤业集团的环保 1 号工程，第 一阶段的目标是实施预处理及膜脱盐单元处理、产品水回用、实现达标外排，第二阶段的目标是实 施浓盐水分盐及分质结晶装置、实现废水零排放；处理后的产品水达到初级再生水水质标准（TDS ＜500mg/L）后回用于园区化工项目，作为循环冷却水补充水。流程简图如下：（4）矿井水综合利用水平提升带来市场空间目前，矿井水综合利用率仅为 35%，假设未来煤炭年产量保持在 38.4亿吨左右、到 2025 年矿井水综 合利用率提升至 80%（参考《煤炭工业发展“十三五”规划》），处理能力将提升 35 亿吨/年，按照 案例单位处理规模合同金额计算，未来矿井水处理工程增量市场空间超过 590 亿元，同时随着专业 化运营发展，运营市场也将具有较大空间。2.2 煤化工：废水零排放是项目准入要求煤化工废水包括以焦化废水为代表的传统煤化工废水（焦化）和现代煤化工废水（煤制油气和煤制 化工品）。焦化废水来源包括蒸氨工段产生的蒸氨废水、各类水封水、煤气净化过程中冷凝液、冲洗 水、初期雨水、循环冷却水排污等，以蒸氨废水为主，含有高浓度的氨氮、酚类、氰化物、硫化物、 苯等多环芳烃、烃类。现代煤化工产生的废水具有化学需氧量和氨氮浓度高的特点；循环水系统排污水、除盐水站排污水、 工艺废水处理系统排水以及锅炉排水等，具有溶解性总固体和悬浮固体含量高的特点。（1）新建煤化工项目要求零排放废水零排放是新建煤化工废水处理的发展方向。2017年 2月，现代煤化工行业第一个国家级专项规 划《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》正式发布，现代煤化工产业发展定位于“升级示范”，废 水深度处理及回用是煤化工产业升级示范的重点内容。2020年 11月 11日，《煤化工废水处理与回用 技术规范》国家标准启动会在京召开。国家将进一步规划煤化工产业废水处理要求，加强煤化工废 水处理及回用，推动煤化工行业用水效率的提升，通过技术规范化和标准化推动废水回用发展。焦化废水是传统煤化工中高浓废水代表之一，国家对焦化废水的处理要求逐步提升：一是焦化废水 排放达到《炼焦化学工业污染物排放标准》；二是焦化废水源头减量，“到 2025年焦化废水产生量减 少 30%”；三是提升焦化园区循环经济水平，“通过园区产业之间的生产耦合，使物料、能量、产品 在园区内产业之间进行循环，从而实现园区的污染‘零排放’，加快构建全国焦化产业整体布局合理 的资源循环利用体系”。随着落后焦化项目淘汰、新建项目建成，一些存量项目改造和新建项目废水 处理工程需求将增长。（2）焦化废水处理减量及零排放将普及随着环保要求提升，焦化废水处理需要关注减量技术、深度处理及零排放技术。实现焦化废水的减 量化需要采用干法熄焦等清洁的炼焦生产工艺、通过管道改造实现部分废水回用以及采用清浊分流 措施等。目前，焦化废水处理已形成了“预处理+生化处理+后处理+深度处理”的工艺流程，作为焦 化废水主要来源，由于剩余氨水含有高浓度氨氮，大部分焦化厂都设有蒸氨装置以回收氨水，经蒸 氨后的废水统称为蒸氨废水，再与其它废水混合后进入焦化厂废水处理系统。虽然目前焦化废水处理技术较为成熟，但深度处理及零排放技术尚未普及，随着政策不断严格，焦 化废水深度处理过程中高级氧化技术、超滤、反渗透等膜技术应用将越来越广泛。焦化废水处理案例：山西孝义经济开发区污水处理厂项目：设计规模 4万吨/日（折算年处理量 1320万吨/年），是目前全 国最大的焦化污水深度处理项目。项目由中国化学工程集团公司旗下的中化工程集团环保公司和赛 鼎工程有限公司共同投资，以 BOT的模式建设和运营，项目总投资 4.7亿元，折合 35.6万元/（万吨/年）。工艺核心是超滤+DJM 树脂吸附+反渗透，它将各个企业经过预处理的工业污水进入生化处理 系统、中水处理系统跟浓盐水处理系统后，大概产水率 97%的脱盐水返回到各个企业，作为循环水 的补水和一次水；高浓盐水进行蒸发结晶、分盐，分解出高纯度的氯化钠、硫酸钠。山东钢铁集团日照有限公司焦化废水处理项目：该项目是新建焦炉工程的配套水处理系统，出水水 质达到《城市污水再生利用工业用水水质标准》中的敞开式循环冷却水系统补充水标准。主体工艺 采用“预处理+AA1O1-A2O2 两段生物脱氮工艺+生物流化床+混凝沉淀+臭氧紫外接触氧化+超滤+反 渗透”。该焦化废水处理系统出水水质回用于循环冷却水系统，废水回用率达到 70%以上；通过强化 生化处理，实现了零稀释水的添加，从而更进一步降低了废水处理总量，达到了废水减量的目的。焦化废水零排放工程市场规模约 50亿元。根据焦化行业产排污系数，每生产一吨焦炭产生 0.58吨废 水（年排放废水 2.73亿吨）。假设较为落后的 4.3m及以下焦炉（现占比约 40%）完全被新产能替代， 将有约 2.2亿吨新产能投产（现有焦炉产能 5.5亿吨），需新建零排放废水处理工程 12760 万吨/年， 约需要投资 46亿元。如果考虑现有其他产能改造需求，市场空间更大。 在运营方面，根据中国煤炭加工利用协会统计，焦化废水处理采用托管运营模式的比例约为 50%， 参考山钢日照焦化废水运行成本和 2020年焦炭 4.71亿吨产量计算，焦化废水深度处理及零排放处理 托管运营空间超过 50亿元。（3）煤化工零排放技术已成为行业必选煤化工废水处理遵循“预处理+生化处理+深度处理+零排放处理”的路径。预处理：采用隔油、气浮除油，采用溶剂萃取法脱酚，采用蒸氨组合工艺除氨。生化处理：对于预处理后的煤化工废水，国内外一般采用缺氧、好氧生物法处理，但由于煤化工废 水采用好氧生物法处理后，出水的化学需氧量指标难以稳定达标，因此还需采用厌氧生物处理法进 一步降低氨氮浓度。深度处理：煤化工废水经生化处理后，出水仍需进一步深度处理，方法主要有混凝沉淀、固定化生 物技术、吸附法、催化氧化法及反渗透等膜处理技术。零排放技术：高盐废水富含氯化钠、硫酸钠、硝酸钠、氯化钾等有价值无机盐成分，最大程度回收 才是实现高盐废水减量化、无害化、资源化的解决办法，包括软化沉淀、膜浓缩和蒸发结晶，关键 是正渗透、反渗透、电渗析等减量化技术。浓缩结晶技术主要包括浓缩工艺-膜法结晶分盐、蒸发工艺-热法结晶分盐技术。以直接蒸发结晶和纳 滤-低温结晶两种工艺为例，采用膜法与热法结晶工艺结合相比单独采用热法分盐结晶，资源回收效 果更好，虽然投资费用较高，但在杂盐固废处置成本较高时具备经济性优势。（根据熊日华等的《高 盐废水分盐结晶工艺及其技术经济分析》，以某煤化工高盐废水为例，其性质为：流量为 30m3 /h， 其中氯化钠和硫酸钠的含量分别为 14000mg/L和 42000mg/L，约含有 4000mg/L的其他无机盐，其 含有的硬度、硅和有机物等通过预处理已经实现大部分去除）煤化工零排放案例：宁东矿区矿井水及煤化工废水处理利用项目是国家能源集团旗下宁夏煤业集团的环保 1 号工程，煤 化工废水来自于万邦达 BOT污水厂反渗透浓水、煤制烯烃厂双膜回用装置外排浓盐水和其他化工厂 排放的清净废水。第一阶段：利用软化沉淀设施，在沉淀池内进行絮凝沉淀、软化处理，去除大部分硬度、碱度、氟、 硅和悬浮物等，然后利用双膜法去除水中大部分盐，产品水全厂统一收集回用。反渗透浓水进一步软化，并经高级氧化+生化单元去除 COD和氨氮、过滤器去除悬浮物、超滤去除浊度后进入分盐及 分质结晶工段继续处理。第二阶段：收集膜脱盐装置产水，经软化、过滤、浓缩后，进入膜分盐装置将一价盐和二价盐分开， 淡水侧再经反渗透膜继续浓缩减量后进蒸发结晶系统，得到合格的氯化钠；浓水侧 COD富集，设置 有机物去除单元控制进入结晶单元的 COD，经高压反渗透浓缩后进硫酸钠冷冻结晶系统，产出芒硝， 再经熔融结晶得到无水硫酸钠产品，无法回收的杂质通过杂盐结晶器产出杂盐。（4）煤化工废水处理市场空间巨大截至 2019年年底，煤制油产能 921万吨/年，煤制天然气产能 51亿立方米/年，煤经甲醇制烯烃产能 1362 万吨/年（其中煤制烯烃产能 932万吨/年），煤制乙二醇产能 478万吨/年。根据《煤炭工业“十 四五”现代煤化工发展指导意见（征求意见稿）》，到“十四五”末，将建成煤制气产能 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 800万吨等，转化煤量达到 2 亿吨标煤左右。根据北极星节能环保网统计以及榆能乙二醇等项目，环保投资一般占总投资的 10%， 其中水处理投资至少占环保投资的 30%，那么水处理投资约占项目总额的 3%。经测算，“十四五” 时期，新建现代煤化工废水处理投资规模约 57 亿元。三、煤炭产业固废应优先实现减量化根据全国生态环境统计公报，我国工业固体废物的产量逐年上升，2019年产量约为 44.1亿吨，处置 量和综合利用量分别为 11亿吨和 23.2亿吨，综合利用率约为 52.61%，而《中国制造 2025》提出了 到 2025 年工业固体废物综合利用率达到 79%的目标，工业固废综合利用总体有待提升。从占比看， 煤炭产业固废是我国工业固废产生的主要来源之一，2015年煤炭开采和洗选业固废占比约 13%，另 外电力、热力生产和供应业固废占比约为 19%，两者加起来约占 32%。煤炭产业固废主要包括煤矸石、粉煤灰、炉渣和脱硫石膏。煤炭开采加工环节产生煤矸石，燃煤发 电环节产生粉煤灰、炉渣和脱硫石膏，煤化工环节产生炉渣、杂盐危废等。3.1 煤炭固废存量规模大，利用率低煤矸石是煤炭开采和加工过程中产生的主要固体废弃物。我国煤矸石产出量很大，其排放量约占煤 矿原煤产量的 15%。2019 年，重点调查工业企业的煤矸石产生量为 4.8亿吨，综合利用量为 2.9亿吨 （其中利用往年贮存量 525.7 万吨），综合利用率为 58.9%。粉煤灰是指从煤燃烧后的烟气中收捕下来的细灰，是燃煤电厂排出的主要固体废物。2019 年，重点 发表调查工业企业的粉煤灰产生量 5.4亿吨，综合利用量为 4.1亿吨（其中利用往年贮存量为 213.0 万吨），综合利用率为 74.7%。炉渣，指企业燃烧设备从炉膛排出的灰渣，不包括燃料燃烧过程中产生的烟尘。2019 年，重点发表 调查工业企业的炉渣产生量为 3.2亿吨，综合利用量为 2.3亿吨（其中利用往年贮存量 121.4万吨）， 综合利用率为 72.7%。脱硫石膏，指废气脱硫的湿式石灰石/石膏法工艺中，吸收剂与烟气中二氧化硫等反应后生成的副产 物。2019年，重点发表调查工业企业的脱硫石膏产生量为 1.3亿吨，综合利用量为 9617.4 万吨（其 中利用往年贮存量 75.9 万吨），综合利用率为 71.3%。国家政策鼓励大宗工业固废综合利用，绿色发展理念为煤炭工业固废综合利用带来广阔市场，而高 值化、规模化利用是主要发展趋势。3.2 煤矿固废综合利用有待提升（1）煤矸石利用途径要因材而用、因地制宜煤矸石主要的综合利用技术如下。根据《煤矸石综合利用管理办法》，国家鼓励煤矸石井下充填、循 环流化床发电和热电联产、生产建筑材料、回收矿产品、煤矸石土地复垦及矸石山生态环境恢复等 大宗、高附加值利用方式，但具体到不同地区需要根据煤矸石性质、区域产业特点等来确定经济合 理的用途。（2）部分粉煤灰具备高附加值利用条件粉煤灰堆积会带来环境污染，发挥粉煤灰的资源属性是其处理处置的方向。粉煤灰可应用于建材、 农业、化工等领域，生产陶砂陶粒、空心砌砖等新型建筑材料，用作水泥、混凝土的掺合料，提取 铝、硅、锂、镓等有用金属，分选出漂珠、炭粒、磁珠等材料。目前，我国粉煤灰综合利用主要集中在建材行业，且多数是低值化利用，而道路、回填以及高附加 值利用方式的应用率偏低，高附加值利用技术仍有提升空间。同时区域发展不平衡问题仍旧存在： 煤炭资源和火电厂较为集中的山西、陕西、内蒙古、宁夏等中西部地区，粉煤灰产量大，受地域偏 远、产品市场需求不足和技术经济条件落后等因素限制，粉煤灰综合利用水平和规模远低于全国水 平；东部沿海地区工业固废产生量小，由于经济发达、市场需求高，综合利用率普遍较高。粉煤灰 根据其性质可以用于合成沸石分子筛、提取氧化铝、提取微珠以及其他有价值元素等高附加值利用。四、碳中和目标下需加大煤层气开发利用我国政府已经向全世界承诺了温室气体减排目标：到 2020年，单位国内生产总值(GDP)CO2排放比 2005 年下降 40%-45%；到 2030年，碳排放强度将进一步下降到 60%-65%，这对控制温室气体排 放提出了更高要求。在 2020 年 9 月 22 日召开的联合国大会上表示：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030年前达到峰值，争取在 2060 年前实现碳中和。”4.1 煤炭开发碳排放主要来自甲烷排放根据中国碳核算数据库，2017 年因开发利用煤炭产生的碳排放量约为 68.63亿吨二氧化碳，占我国 CO2排放总量约 73.5%，碳减排对煤炭生产及利用提出更高要求。煤炭开采和洗选环节碳排放主要 来自甲烷排放，煤炭燃烧发电、钢铁、建材环节碳排放主要是二氧化碳，煤化工环节在化工转化过 程排放二氧化碳。为实现碳中和的长远目标，一方面要加大矿井瓦斯开发利用，另一方面要控制煤炭消费、清洁高效 利用煤炭。加强煤层气的抽采利用、提高发电效率、提高煤化工工艺的煤炭转化效率以及采用碳捕 获、利用与封存（CCUS）等碳减排技术是降低碳排放的方式。考虑到技术经济性，煤层气抽采和 利用是目前较为现实有效的降低碳排放方式。4.2 煤层气开发利用减碳效应明显煤矿开采中释放的矿井瓦斯不但会引起我国煤矿的瓦斯泄漏灾害，由于其温室效应是二氧化碳的 21 倍，也是引起全球大气变暖的主要气体之一，而提高煤矿瓦斯利用率有助于减少碳排放。张国铎等 在《浅谈煤层气发电技术及应用前景》中指出，“煤层气发电的 CO2排放量约为燃煤电厂的 42%，氮 氧化物排放量则不到燃煤电厂的 20%”；杨晋明在《碳资产管理与煤矿瓦斯开发利用研究》中指出， “每利用 1 亿 m3纯甲烷，相当于减排 150 万吨 CO2”。《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十三五”规划》提出了到 2020年实现“煤矿瓦斯抽采 140亿立方 米，利用率 50％以上，煤矿瓦斯发电装机容量 280万千瓦，民用超过 168万户”的目标。目前煤矿 瓦斯利用率基本维持在 40%左右，需进一步提升煤矿瓦斯利用率，进一步发展管道气、压缩天然气 （CNG）、液化天然气（LNG）、低浓度瓦斯及乏风发电等利用途径。2018 年，我国煤层气产量 199亿 m3，其中井下抽采 128亿 m3，地面抽采 51亿 m3，利用煤层气 93 亿 m3，整个利用率不足 50%，主要为难以利用的低浓度煤层气。每年约百亿立方米煤层气排放到大 气中，如果将煤层气全部利用将减少 1.5亿吨碳排放，按照当前国内 20元/吨碳价估算，可以产生 30 亿元的碳收益。山西晋城寺河 120MW煤层气发电 CDM项目：晋城煤层气发电项目是由业主单位晋城无烟煤矿业集团有限责任公司负责开发，地点位于晋城寺河 矿。电厂于 2006年 9月正式开工建设，2008年 10月进入试运行，2009年 7月 5日正式投运。项目 占地面积 54628m3，发电厂总装机容量 120MW，利用寺河矿井下抽采的浓度在 30%-50%煤层气为燃 料，采用联合循环发电方式，由 60台单机容量为 1.8MW 的燃气发动机电机组，配备 12台国产余热 锅炉和 4台 3MW 蒸汽轮机组成。每年消耗井下抽放瓦斯 3.85 亿 m ，年利用煤矿瓦斯 1.8亿立方米 (折纯)。该项目是目前世界上装机容量最大的煤层气发电厂之一，项目总投资为 87471 万元。该项目年发电 量约为 8.4亿 kWh，年耗气量折合纯瓦斯 1.84亿 m3，年产生 CO2减排当量约 300万 t，产生收益约 2790 万美元。项目于 2009年 4月 22日在联合国 CDM 执行理事会获得成功注册，到 2012年底，项 目在第一个减排承诺期（2008-2012 年）内，共可向买方出售项目产生的 CO2减排当量约 1050万 t， 创造收益约 1亿美元。（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】。