煤炭开采研究报告

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（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】。

【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

煤炭是中国的黑色“金子”，中国现如今面临工业化和城镇化，经济发展新常态，离不开煤炭。中国是世界上煤炭资源最丰富的国家之一，细分煤炭品种种类较多，具体包括喷吹煤、炼焦煤和配焦煤、动力煤(粘煤、不粘煤、长焰煤等)、褐煤。已探明储量平稳增长据自然资源部统计显示，2013年以来，我国煤炭查明资源储量持续提升。自然资源部发布的《中国矿产自然报告(2019)》显示，2018年我国煤炭查明资源储量为17085.73亿吨，同比增长2.5%。结合2019年我国煤炭开采投资力度及行业发展情况初步估计，2019年我国煤炭查明资源储量增加至约1.77万亿吨。从我国新增煤炭查明资源储量来看，近年来，我国新增查明储量呈现震荡走势，2017年，全国新增煤炭查明资源储量达到815.6亿吨，创近年新高。据自然资源部发布数据显示，2018年，我国新增煤炭查明资源储量较2017年同期有所下滑，全年新增查明储量为556.1亿吨。结合2019年我国煤炭采选固定资产投资情况来看，初步估计，2019年我国新增煤炭查明资源储量约为615.1亿吨。机械化开采全面推广近年来，为增强企业市场竞争力，实现优势互补，互利共赢，煤机装备企业积极推进联合重组，并购核心业务，煤机装备生产规模、研发能力和产品配套能力大幅提升。智能化升级成煤机行业未来长期发展的机遇。随着行业集中度提升及煤矿规模的扩大，煤炭行业呈现机械化、智能化趋势。数据显示，2010年，我国采煤机械化率及掘进机械化率分别为65%和52%，根据我国煤炭工业发展“十三五”规划，2020年我国采煤机械化程度将达到85%，掘进机械化程度将达到65%。另外，据中国煤炭工业协会统计数据显示，我国大型煤炭企业采煤机械化程度由1978年的32.34%提高到2018年的96.1%。结合2019年我国大型煤炭企业采煤设备发展情况，前瞻初步估计，2019年我国大型煤炭企业采煤机械化程度提升至98.1%。原煤产量持续回升近年来，我国原煤产量呈波动态势。2019年，我国规模以上工业原煤产量稳步增加，煤炭行业供给侧结构性改革持续推进，煤炭优质产能不断释放，2019年我国原煤产量38.5亿吨，同比增长4.5%。2020年3月份，生产原煤3.4亿吨，同比增长9.6%，增速由负转正，1-2月份为下降6.3%;日均产量1088万吨，比1-2月份增加273万吨。2020年一季度，生产原煤8.3亿吨，同比下降0.5%。以上数据来源于前瞻产业研究院《中国煤矿机械行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》，同时前瞻产业研究院提供产业大数据、产业规划、产业申报、产业园区规划、产业招商引资等解决方案。

雾霾来袭，环保趋严2016 年入冬以来，京津冀及周边地区重污染天气持续多日，环保部今年初表示“要改善得快，就要加快减少污染物排放量”。而作为我国现阶段重要能源，各类污染物排放 居前的煤炭(2012 年煤炭燃烧及其他使用环节 SO2、NOX、烟尘粉排放占比均超过65%，近年各项相关环保治理政策法规相继出台，治理力度正逐步加大。究竟雾霾与煤炭有何关系?本报告将对此展开梳理。煤炭:开采、运输污染较小，主要源自应用纵观煤炭整个产业流程，前端的开采、运输环节污染相对较小，且具备一定的可控性，而终端的利用环节对环境污染最大。具体而言:煤炭开采对环境的影响主要表现为对土地资源、水资源的破坏以及对大气环境的污染。在煤炭开采过程中，井下大面积采空，形成大量采空区，容易造成地面沉降;同时，煤炭开采和洗选对水资源造成一定破坏和污染;此外，煤炭开采过程 中，矿井瓦斯以及矸石自然释放的气体也会产生污染。而对土地资源的破坏可通 过将矿区中大量固体废石填埋到塌陷区域中，再在地表位置填埋土壤的方式加以解决;水污染占比总体比例不大，2014 年煤炭开采和洗选业废水排放量仅占工业 废水排放量 7.06%，此外废水污染还可通过在井田内河流区域的两侧和断层中预 留防水煤柱的方式有效预防;瓦斯以及矸石自然释放的气体虽有一定污染，不过 矸石可被搬至井下成为置换煤炭的充填物，瓦斯则可加以利用以变废为宝。乐晴智库，全球行业和公司深度研究我国煤炭资源分布不均决定了“北煤南运、西煤东运”的格局，在煤炭储、装、 运过程中产生的环境污染主要表现为煤尘飞扬。而对运输车辆覆盖篷布进行遮挡、 并在施工区域安置洒水设备，可有效控制此类粉尘污染。与煤炭开采、运输相比，煤炭利用对环境影响最大。我国煤炭消费形式以直接燃 烧及焦化等为主，下游包括电力、燃煤锅炉、钢铁、建材及化工等各大领域，而 这些领域也正是我国大气污染的主要来源。三大应用领域，三大主要污染物煤主要构成元素为碳、氢、氧、氮和硫等，应用以燃烧为主，而其中含有的部分矿物质 如粘土、石膏、碳酸盐、黄铁矿等并不能直接燃烧，因此最终产生的污染物主要有三类:SO2、NOX 及矿物质分解化合而成的烟尘粉，而这些污染物排放主要集中于电力、燃煤 锅炉及焦化三大领域，其中 2012 年我国 SO2、NOX 及烟粉尘三类污染物排放中，电力、 燃煤锅炉及焦化领域合计占比分别达 76%、54%及 52%。电力:三类污染物主要来源煤炭应用:燃烧转化为电能火力发电，是煤燃烧时产生的化学能转换成电能的过程。具体而言，煤炭通过电磁铁、 碎煤机送至煤仓间煤斗内，进入磨煤机进行磨粉，磨好的煤粉通过空气预热器鼓入的热风被打至粗细分离器，粗细分离器将合格的煤粉送至粉仓，最终由给粉机将煤粉打入喷 燃器送到锅炉进行燃烧。具体生产流程一般包括三步，第一步是将化学能转化为热能:在锅炉中燃烧化石燃料产 生热能，热能被水吸收变成水蒸气;第二步是将热能转化为机械能:高温蒸汽产生的推 力推动汽轮机旋转;第三步是将机械能转化为电能:利用汽轮机的旋转引动发电机转子 转动，通过切割磁力线来产生电能。污染:SO2、NOX、烟粉尘并存火力发电企业生产过程中产生的大气污染物主要有 SO2、NOX、烟尘(悬浮颗粒物)等。 其中二氧化硫是大气主要污染物之一，对人体眼睛、喉咙有强烈的刺激作用，其产生的 温室效应约是二氧化碳的 200-300 倍，电，是造成我国大气污染和酸雨不断加剧的主要 诱因，燃煤发电企业二氧化硫排放占到我国二氧化硫排放总量的 38%左右(2012 年);氮氧化物不仅会产生光学烟雾，使大气能见度降低力领域排放的氮氧化物占全国比重达 到 44%(2012 年);烟尘中悬浮颗粒会对人体的呼吸系统造成危害，由于粉尘粒子表面 附着各种有害物质，它一旦进入人体，就会引发各种呼吸系统疾病，电力领域排放的烟 尘粉占全国的 18%(2012 年)。不过近年火力发电量增速呈下滑趋势，占发电总比重由 2010 年的 81.34%下滑到 2014年的 75.6%，火电机组装机容量占全国装机容量比重由 2011 年的 72.5%下滑至 2015年的 66%，叠加火力发电平均供电煤耗相比 2011 年下降 4.3%，相应的二氧化硫、氮 氧化物和烟尘的排放量也相应有所控制。主要污染物来源SO2:主要产生在燃烧的锅炉中。煤中有很大一部分硫份是以细的黄铁矿(FeS2)晶体的形式存在的，也有一部分是以有机硫形式存在。在燃烧时，无论是有机硫还是无机硫，大部分都转化为 SO2，还有少量 SO3。NOx:同样产生在燃烧的锅炉中。煤燃烧过程中产生的氮氧化物主要是一氧化氮(NO，占 90%以上)和二氧化氮(NO2，占 5%~10%)，此外还有少量的氧化二氮(N2O，只占 1%左右)。烟尘:烟尘主要产生于煤通过输煤皮带进入磨煤机-给粉机-锅炉-燃烧排出烟气-灰场等 各个环节。火电厂的煤尘一般是含有 10%以下游离二氧化硅的粉尘，国家规定最高容许 排放量浓度为 10mg/m3，尘粒分散度高，直径小于 5μm 的占 73%。除尘器、干灰输送 系统及粉煤灰等综合利用作业场所的粉尘，也是含有 10%~40%的游离二氧化硅的粉尘， 尘粒直径一般在 15μm 以下，5μm 以下的占有相当份额。治理:烟气脱硫脱硝技术，联合脱硝脱硫技术烟气脱硫技术石灰石一石膏湿法脱硫:采用廉价易得的石灰石或石灰作为脱硫吸收剂，石灰石 经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。当采用石灰作为吸收剂时，石灰 经消化处后加水搅拌制成吸收浆液。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟 气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应被吸收脱 除，最终产物为石膏，脱硫渣石膏可以综合利用。 循环流化床锅炉脱硫工艺:燃料和作为吸收剂的石灰石粉燃烧室中部送入，气流 使燃料颗粒、石灰石粉和灰一起在循环流化床强烈扰动并充满燃烧室，石灰石粉 在燃烧室内裂解成氧化钙，氧化钙和二氧化硫结合成亚硫酸钙，锅炉燃烧室温度 控制在 850°C左右，以实现反应最佳。燃煤锅炉:SO2、烟粉尘排放主要来源煤炭应用:燃烧产生热能工业燃煤锅炉是以煤炭为燃料的热能动力设备。燃煤在炉膛中燃烧释放热量，把热媒水 或其它有机热载体(如导热油等)加热到一定温度(或压力)，产生蒸汽或者变成热水。 最终达到供应开水、采暖和洗浴、供应蒸汽、蒸煮和干燥等目的。在此过程中，为了提高燃料的利用率同时达到国家节能减排要求，原煤在进入锅炉前还 需要进行配比，经过配比的原煤要破碎成粒径较小的碎块或者煤粉，最后再送入锅炉燃烧。污染:高强度、低空排放工业燃煤锅炉排放污染物以烟粉尘和 SO2 为主。其烟囱相对低矮，具有高强度、低空排 放的特点，且布局相对分散，是环境空气的重要污染源。 2012 年，我国在用工业燃煤 锅炉排放烟粉尘 407.3 万吨，约占全国排放量的 34%，排放二氧化硫 571.8 万吨，约占 全国排放量的 27%;排放氮氧化物 210.4 万吨，约占全国排放量的 10%。其中，燃煤锅炉产生的二氧化硫是我国大气中二氧化硫最主要的污染源。煤燃烧时，80%的硫转化成污染大气的二氧化硫。在我国煤炭年总产量中，低、中、高硫煤各占 17%、58%和 25%。其中，低灰低硫优质煤每年产量较少，主要供出口和特殊行业;高硫煤产 量虽仅占全国煤炭产量的 1/ 4 左右, 但燃烧时所造成的二氧化硫污染却相当严重。焦化:主要污染物 SO2煤炭应用:焦煤高温干馏炼焦过程将炼焦煤在隔绝空气条件下加热到 1000°C左右(高温干馏)，通过热分解和结 焦产生焦炭、焦炉煤气和炼焦化学产品。从炼焦炉出炉的高温焦炭，还需经熄焦、凉焦、 筛焦、贮焦等一系列处理。炼焦煤之所以需要焦化，主要源于高炉对燃料要求较高，具体包括灰低、硫低、强度高、 块度适当、气孔均匀、致密、反应性适度、反应后强度高等特性。因此天然焦煤必须经 过配比、预处理及炼焦等工艺，才能成为合乎要求的高炉焦。高炉焦为矿石熔化提供热 源，同时也是氧化铁还原成金属铁的还原剂。同时，焦炭也作为高炉料柱骨架，具有保 证料柱透气性，使煤气上升和熔融液体下滴和畅通的作用。污染:SO2 为主，湿法熄焦污染严重炼焦环节的主要污染物为废气、废水，其中，以 SO2 等为主要成分的废气污染较为严重。废气方面，焦化生产过程中排入大气的环境污染物主要是煤在干馏、结焦等化学加工转 化过程中流失于环境的有害物质，主要有烟尘、煤尘、飞灰;结焦过程中泄漏的粗煤气， 其中主要污染物为苯并芘(BaP，可间接致癌)等化合物、酚、氰、硫氧化物、氯、碳 氢化合物等多种污染物;空气与焦炉煤气燃烧生成的 SO2、NOX、CO2 等;出焦时灼热 的焦炭与空气骤然生成的 CO、CO2、NO2 等气体。炼焦过程中的煤里约 30%~35%的 硫会转化成 H2S 气体，与 NH3 和 HCN 一起形成煤气中的杂质。焦炉煤气中 H2S 的含 量一般为 5-8g/m3，HCN 含量一般为 1-1.25g/m3，空气中有 0.1%的 H2S 就能致人死亡， 所以焦化煤气的泄漏对于环境危害极大。淘汰下游落后产能、清洁用煤乃长久之计当下煤炭相关污染治理最直接有效的方式为减量消费。严峻大气污染形势之下，鉴于煤炭用量大、污染集中于应用领域特性，治理污染最直接有效的方式为减少下游消费，如2017 年京津冀三地政府工作报告中，均提及压减煤炭消费或关停相关使用设备即为印 证。

（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】。

来源：鹏元评级　　主要内容　　2018年煤炭行业运行概况：　　（1）产量保持增长，总体实现供需平衡，但煤炭行业产能过剩局面依然存在。（2）下游行业需求继续改善，煤炭消费稳中有升。（3）煤炭价格整体维持高位，但动力煤与炼焦煤价格走势略有背离，在煤价利好下，煤炭行业盈利能力增强。（4）煤炭行业负债总额及资产负债率有所下降，但仍维持在较高水平，亏损企业数量及其累计亏损额均表现出增长，行业内部分化加剧。（5）国家继续出台多项产业政策促进煤炭行业持续健康发展，明确去产能仍是首要任务，要求严格执行落后产能的退出，调整优化产业结构以及产业格局，同时紧抓环境治理和安全生产。　　煤炭行业后市展望：　　（1）先进产能少量投放，预计供需在短期内仍维持紧平衡。（2）煤炭价格维持合理区间，行业盈利持续。（3）行业集中度将进一步提高。　　（关注“鹏元评级”，向后台留言可获得完整报告）　　　　正文　　一、2018年煤炭行业运行概况　　（一）煤炭行业概况　　2018年上半年煤炭行业产量保持增长，总体实现供需平衡，但煤炭行业产能过剩局面依然存在　　自2016年2月国务院发布《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》起，本轮煤炭行业供给侧改革正式开始，“十三五”期间煤炭行业去产能目标为8亿吨，2016-2017年连续两年超额完成目标，两年已合计退出产能5.4亿吨。《2018年政府工作报告》中提出，2018年煤炭行业去产能目标为1.5亿吨，淘汰关停不达标的30万千瓦以下煤电机组，由“总量性去产能”转变为“结构性去产能、系统性优产能”。根据国家发展和改革委员会（以下简称“国家发改委”）2018年8月15日举行的新闻发布会公布，2018年1-7月全国共退出煤炭产能8,000万吨左右，完成全年任务1.5亿吨的50％以上，剩余5个月仍需退出产能7,000万吨，去产能压力仍较大。　　2018年7月19日中国煤炭工业协会会长王显政在2018年夏季全国煤炭交易会开幕式上作主旨演讲时指出，目前全国生产煤矿产能约为40亿吨/年，在建和改扩建煤矿产能11亿吨/年左右，进口2.5亿吨左右，与全国每年煤炭消费40亿吨左右相比，煤炭产能过剩态势没有改变，去产能仍是首要任务。2018年1-6月，全国原煤产量16.97亿吨，同比增长3.9％。从产地分布情况来看，内蒙古、山西和陕西仍是我国原煤最大的产区，2018年上半年原煤产量分别占全国原煤产量的26.11％、24.99％和16.97％，合计占比达68.07％。据上述数据估算，2018年1-6月煤炭行业产能利用率为84.85％左右，整体行业产能利用率仍不高。　　2018年1-6月我国累计进口煤炭1.46亿吨，同比增长9.9％；煤炭净进口1.44亿吨，同比增长12.6％。进口煤增速高于全国产量增速，进口量占同期产量的8.84％，进口煤仍是我国煤炭市场供应的重要补充。从进口煤煤种分布情况来看，2018年上半年进口动力煤和炼焦煤占比分别为27.11％和19.86％，进口量分别为3,963万吨和2,904万吨，同比分别增长6.09％和减少18.34％，动力煤较炼焦煤进口需求更为强劲。　　据中国煤炭工业协会数据，2018年上半年全国煤炭消费量约18.9亿吨，同比增长3.1％。具体来看，2018年1-3月动力煤表现出大幅供不应求，4-6月供需基本平衡，上半年供需缺口合计为7,923.73万吨。而炼焦煤方面，由于下游炼焦行业面临环保限产压力较大，对焦煤需求存在波动，2018年1-6月焦煤供需缺口合计为467.34万吨。总体来看，2018年上半年，在去产能、环保以及安监等多重监管压力下，国内煤炭产能释放受到一定抑制，煤炭供应偏紧，依靠快速增长的进口煤，基本实现了供需平衡。　　库存方面，根据国家能源局数据，全社会库存处于合理水平。煤矿存煤有所减少，处于较低水平，2018年6月末，重点煤炭企业库存5,800万吨，同比下降26.4％；主要用户存煤增加，电厂库存处于较高水平，6月末全国统调电厂存煤1.16亿吨，同比增长9.2％；此外，港口存煤明显增加，或与托盘资金介入囤煤有关，6月末北方主要煤炭下水港存煤1,840万吨，同比增长23.7％。　　下游行业需求继续改善，煤炭消费稳中有升，但随着环保趋严，未来需求面临抑制　　从需求来看，我国煤炭消费的行业结构呈现多元化的特点，但主要集中在电力、钢铁、建材、化工等行业。2018年上半年火电发电量为2.39万亿千瓦时，同比增长8.00％；生铁产量为3.73亿吨，同比增长0.50％；水泥产量为9.97亿吨，同比降低0.60％。发电用煤大幅增长，主要下游行业需求继续改善，带动煤炭消费稳中有升。但2018年以来，我国环保政策继续从严，陆续出台多项政策对钢铁行业、炼焦行业等下游行业提出较高的环保要求。2018年3月，《关于京津冀大气污染传输通道城市执行大气污染物特别排放限值的公告》开始执行，此次执行的大气污染物排放值要求的行业、区域都有了不同程度的扩大。2018年7月，国务院印发《打赢蓝天保卫战三年行动计划》，该计划设定了2020年大气污染物的排放目标，重点区域加大独立焦化企业淘汰力度，京津冀及周边地区实施“以钢定焦”，力争2020年炼焦产能与钢铁产能比达到0.4左右。上述环保政策的严格执行，或对部分地区下游需求形成一定影响，此外，煤炭下游行业，如钢铁行业、炼焦行业等，淘汰落后产能及产能整合仍将继续。整体来看，未来煤炭消费需求将持续受到抑制。　　煤炭价格整体维持高位，但动力煤与炼焦煤价格走势略有背离，在煤价利好下，煤炭行业盈利能力增强　　2018年继续推行煤炭中长期合同制度与“基准价+浮动价”的定价机制，在监管部门加强中长期合同兑现情况监管力度后，中长期合同兑现率大幅提升，对稳价保供起到较好的作用。总体来看，2018年上半年国内煤炭供给仍呈现紧平衡状态，全国煤炭价格指数高位震荡。分煤种来看，2018年5500大卡动力煤基准价格水平维持不变，仍为535元/吨，基准价格上下波动幅度在6％以内为绿色区域（价格正常），即500-570元/吨为绿色价格区间。环渤海动力煤价格指数自2018年年初以来总体呈现下滑趋势，但总体仍处于高位，由年初的578元/吨降至2018年6月末的570元/吨，随后降至2018年8月末的568元/吨，与绿色价格区间偏离不大。而炼焦煤价格较动力煤价格表现较好，整体震荡上行，主要系下游炼焦产业环保限产压力较大，焦炭呈现供不应求的态势，焦炭价格坚挺，为炼焦煤价格提供了较好的支撑。以京唐港主焦煤库提价来看，价格由2018年年初的1,600元/吨上涨至6月末的1,760元/吨，随后略有下滑至8月末的1,740元/吨。　　在煤价利好下，煤炭行业整体营收实现增长，盈利能力增强。根据Wind数据，2018年1-6月煤炭开采和洗选业实现主营业务收入11,783.40亿元，同比增长5.80％；利润总额为1,564.00亿元，同比增长18.40％。　　（二）煤炭行业政策　　国家继续出台多项产业政策促进煤炭行业持续健康发展，明确去产能仍是首要任务，要求严格执行落后产能的退出，调整优化产业结构以及产业格局，同时紧抓环境治理和安全生产　　为促进煤炭行业的持续、健康、有序、稳定的发展，2018年以来相关部委继续出台了多条煤炭行业政策。从梳理政策情况来看，去产能仍是首要任务，但逐步由总量性去产能为主转向系统性去产能、结构性优化产能为主，严格执行落后产能的退出，推进企业兼并重组，调整优化产业结构以及产业格局。同时，加大环保执法力度，并多次组织开展煤矿安全生产督查，紧抓环境治理以及安全生产。　　（三）煤炭行业财务表现　　负债总额及资产负债率有所下降，但是仍维持在较高水平　　2018年以来全行业盈利增加，固定资产投资放缓，行业负债规模稳中有降。截至2018年6月末，全行业负债规模为36,042.90亿元，较2017年末下降了1,535.10亿元。从资产负债率来看，截至2018年6月末，全行业资产负债率为66.30％，已较2016年的高点有所改善，但仍维持在较高水平。　　从我国煤炭行业财务费用来看，2018年以来债务规模有所下降，但随着市场资金成本上升，财务费用呈增长态势，2018年1-6月财务费用为506.10亿元，同比增长5.80％，但增速较2017年同期有所回调。考虑到目前煤炭行业负债规模仍较大，预计财务费用仍将保持在较高水平。　　2018年上半年行业应收账款略有增长，资金占用规模有所扩大，而存货规模有所下降　　2016年以来，在供给侧改革相关政策作用下，全国煤炭产量下降明显，产销更为通畅，煤炭库存有所减少。截至2018年6月末，煤炭行业应收账款净额和产成品存货分别为2,603.60亿元和742.30亿元，较2017年末分别增长2.35％和减少7.10％。　　2018年上半年行业整体盈利状况明显改善，但亏损企业数量及其累计亏损额均表现出增长，行业内部分化加剧　　随着煤炭价格的反弹，2016年下半年以来行业盈利状况持续好转，2018年上半年行业主营业务毛利率为30.26％，随着主营业务毛利率的进一步提升，行业利润总额也保持增长，2018年1-6月行业实现利润总额1,564.00亿元，同比增长18.40％。而近年期间费用率整体波动不大，2018年上半年期间费用率为13.58％。　　从行业亏损企业来看，2018年上半年亏损企业数量达1,196家，随着2018年煤炭行业企业退出增多，企业总数量减少，亏损企业占比上升至26.77％，累计亏损总额共计159.70亿元，较2017年同期增长14.32％，在行业总盈利情况好转的情况下，亏损企业数量及其累计亏损额均表现出增长，表明行业内部分化加剧。　　（四）煤炭行业主要发债企业信用级别变化情况[1]　　2017年煤炭行业主要发债企业信用出现了一定的分化，其中11家企业评级展望由负面调整为了稳定，5家企业因经营状况好转被上调了评级，但是有另外5家企业因经营情况恶化而被下调了评级。而2018年1-8月煤炭行业整体趋于稳定，级别调整次数相对减少，具体来看，共有1家企业上调了评级，3家企业调高了评级展望，而1家企业因发生债券违约而被下调了评级。　　二、煤炭行业后市展望　　去产能节奏放缓，先进产能少量投放，预计供需在短期内仍维持紧平衡　　2016-2017年煤炭行业合计退出产能约5.4亿吨，2018年1-7月共退出煤炭产能8,000万吨左右，截至2018年7月末合计已退出产能6.2亿吨左右，“十三五”期间8亿吨去总产能目标不难实现。据国家能源局公告，截至2017年末已建成、进入联合试运转的煤矿项目230处，产能3.57亿吨/年，2018年部分产能开始放量，但考虑到投产进度不确定及投产初期产能利用率可能不高等因素，预计全年实际产量贡献可能不足1亿吨。短期内煤炭产能释放仍不足，市场供应仍偏紧。而进口煤方面，2017年全年进口煤炭2.71亿吨，加之2018年对一类港口及二类港口进口限制是否放开尚未明确，2018年全年进口煤总规模仍处于总量调节的监管之下，较2017年出现大幅增加的可能性不大，预计进口煤总规模与2017年相差不大。同时考虑到电力、钢铁、建材、化工等下游行业运行情况总体仍较好，能为煤炭需求提供较好支撑，预计短期内煤炭供需仍将处于紧平衡的状态。　　煤炭价格维持合理区间，行业盈利持续　　2017年11月，国家发改委印发《关于推进2018年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》，要求2018年煤炭市场继续实行长期合同制度与“基准价+浮动价”的定价机制，2018年长协合同数量占比将达75％以上，履约率不低于90％，年度长协基准价仍维持2017年的535元/吨。2017年11月28日，国家发改委、国家能源局联合印发《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）》和《煤炭最低库存和最高库存制度考核办法（试行）》，并将自2018年1月1日起施行，有效期至2022年12月31日，旨在通过库存标准将动力煤价格维持在500~570元/吨的绿色区间。不难看出，稳定煤炭价格仍是监管重点，监管部门将在煤炭价格偏离绿色区域时通过调整监管强度等手段实现煤炭价格动态调整，使得煤炭价格回归绿色区域。　　从2018年上半年煤炭价格情况来看，动力煤价格与绿色价格区间偏离不大，而炼焦煤整体震荡上行，价格较为坚挺。随着冬季供暖季的到来，煤炭及下游产业面临的环保限产压力将加大，产能释放及下游需求受到一定限制，预计短期内煤炭价格会根据即时供需出现调整，但考虑到总体供需关系以及监管部门维稳，整体较上半年不会出现大的波动，总体仍维持在较高水平。　　由于煤炭企业吨煤生产成本较为稳定，在目前的价格区间，仍存在较好的盈利空间，预计煤炭企业盈利将持续。　　行业集中度将进一步提高　　随着供给侧改革的逐步推进，煤炭行业呈现出由大中小煤矿并举、中小煤矿为主，逐步转型到大型煤矿为主的趋势。《煤炭工业发展“十三五”规划》要求，加快大型煤炭基地外煤矿关闭退出，降低鲁西、冀中、河南、两淮大型煤炭基地生产规模，控制蒙东（东北）、晋北、晋中、晋东、云贵、宁东大型煤炭基地生产规模，到2020年煤炭生产开发进一步向大型煤炭基地集中，14个大型煤炭基地产量37.4亿吨，占比95％以上；煤炭企业数量将控制在3,000家以内，5000万吨级以上大型企业产量占60％以上。截至2018年6月末煤炭企业数量已减少至四千多家，小型煤炭企业仍存在较大的退出压力。此外，2018年发布了《关于进一步推进煤炭企业兼并重组转型升级的意见》等政策，支持有条件的煤炭企业之间实施兼并重组，或与产业链相关企业进行兼并重组，使煤炭企业平均规模扩大、产业格局优化。从长期来看，行业集中度将进一步提高，规模较大的企业将得到支撑，而规模较小的企业将面临退出或被兼并的压力。

创新动力源泉 校企协同发展西南煤炭开采研究院研究成果亮相贵州民族报讯 （宋兰）5月21日下午，西南煤炭开采研究院2020年第一次会议暨校企合作成果汇报会于六盘水师范学院学术交流中心举行。会议展示了西南煤炭开采研究院所取得的成果。其中包括厘清了六盘水及西南矿区的支护科学问题、揭示了西南矿区煤炭高效锚固力学原理、研发了巷道顶板智能MWD技术及设备、研发了一系列可产业化的支护材料及装备。目前，西南煤炭开采研究院已攻克瓦斯开采技术、煤巷高效支护与顶板安全技术、互联网+安全运营平台、煤炭地质灾害防治技术。发表SCI学术论文4篇，拟申报2020重大专项，并获得8项发明专利。会议明确了研究院下一步发展方向，西南煤炭开采研究院将开始“智能成巷与精准监测”、“上行开采自切顶自填充110工法”等项目的研究。并将针对“煤炭智能采掘技术”和瓦斯“双零”管理目标，进一步整合“政产学研”优秀资源，加强联合技术攻关，推动六盘水市煤炭产业转型升级发展。会议强调，创新始终是一个国家、一个民族向前发展的重要动力。当前，我国正处于创新驱动、转型发展的关键时期。坚持需求导向和产业化方向的全面创新，形成新的增长动力源泉，至关重要。“西南煤炭开采研究院”的成立恰逢其时，通过搭建一个由“政产学研”多方共同参与的协同创新平台，加强高校与企业信息交流，推动人才培养、技术转移和产业化，为经济社会发展和教育教学改革贡献力量。据悉，六盘水市“以煤建市，以煤兴市，以煤强市”，煤炭在全市工业经济中具有不可撼动的支柱地位。但由于六盘水矿区地质条件复杂，煤矿安全事故时有发生，产量难以满足经济发展需求。2018年，国家安监总局领导与六盘水市副市长李恒超提出，要立足六盘水市煤层赋存情况和生产技术条件，筹建解决南方复杂条件下灾害防治技术难题的研究机构。过去一年多，筹建委员会组织中国矿业大学、六盘水师范学院矿业领域专家先后到贵能攀枝花矿、邦达红果矿等10余个煤矿进行基础调研和技术交流，先后召开5次筹建工作会，协调六盘水师范学院将矿业与土木工程学院实验中心兼做研究机构科研用房，提供瀚学楼5间办公室为办公用房。今年1月4日，六盘水师范学院与六盘水市能源局签订了框架合作协议，“西南煤炭开采研究院”正式揭牌。六盘水师范学院党委书记周斯弼表示：“在得知要成立这样一个研究机构的时候，我觉得六盘水师范学院应当义不容辞的给予大力支持。我们柔性引进中国矿业大学郑西贵教授为矿土学院特聘教授，组建了“贵州省巷道顶板可视化智能探测科技创新人才团队”，将产学研合作落实到了煤矿生产一线，与煤炭企业联合攻关技术难题。和研究院的合作对我校来说好处很多，其中最重要的是研究成果转化为教学资源，老师在参与研究的同时提高了自我能力和水平，同时也能提高学生的实战能力和水平。”责任编辑：宋兰 赵江值班主任：刘加飞值班编委：程丽清总编辑：杨小天