煤碳市场调研报告

（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】。

【能源人都在看，点击右上角加'关注'】中国能源大数据报告（2020） 第二章 煤炭行业发展一煤炭供需1.原煤生产增速略有回落，同比增长4%2019年，我国煤炭结构性去产能不断深入，原煤生产增速略有回落。2019年，全国原煤产量完成38.5亿吨，同比增长4.0%。2019年，我国关闭退出落后煤矿450处以上，超额完成去产能目标任务；对年产30万吨以下煤矿分类处置，关闭退出落后煤矿。同时，煤炭优质产能持续释放，年产120万吨及以上煤矿产能达到总产能的四分之三，进一步向资源富集地区集中。2019年，山西、内蒙古、陕西和新疆原煤产量占全国76.8%，占比较上年提高了2.5个百分点。2019年1～8月，新核准产能主要集中于山西、陕西、内蒙古西部地区和新疆（33处中26处来自以上四省/区），仅内蒙古一地新获得核准煤矿达10处，产能6230万吨/年，净增产能6140万吨/年，占净增产能约38%。（数据来源：国家统计局）图2-1 2010～2019年全国原煤产量及增速2.煤炭消费量增长1.0%，所占比重下降1.5个百分点据国家统计局初步核算，2019年能源消费总量比上年增长3.3%。其中，全国煤炭消费量约28.04亿吨标准煤，消费量增长1.0%，煤炭消费量占能源消费总量的57.7%，比上年下降1.5个百分点。根据中国煤炭运销协会测算，2019年1～8月全国商品煤累计消费量26.3亿吨，同比增长0.4%。注：2019年消费量根据占比计算得出（数据来源：国家统计局）图2-2 2010～2019年全国煤炭消费总量及占能源消费总量的比重2019年全国煤炭消费小幅增长。从主要耗煤行业看，根据中国煤炭工业协会测算，电力行业煤炭消费量增幅较大，全年耗煤22.9亿吨左右，同比增长9%；钢铁行业全年耗煤6.5亿吨，同比增长4.8%；化工行业耗煤3.0亿吨，同比增长7.1%；建材行业耗煤有所减少，全年耗煤3.8亿吨，同比下降24%。3.煤炭高效清洁化利用深入推进，煤电超低排放机组超过8亿千瓦2019年政府工作报告将“推进煤炭清洁化利用”写入其中，这是我国在明确“煤炭消费比重进一步降低，清洁能源成为能源增量主体”的能源结构调整方向后，促进能源产业绿色化发展的另一个重要发力方向。2019年，散煤治理、煤炭、钢铁行业超低排放改造与现代煤化工等煤炭清洁化利用取得新进展，其中，北方清洁取暖累计替代散烧煤约1亿吨，我国已建成世界上规模最大的清洁高效煤电系统，煤电超低排放机组超过8亿千瓦，排放标准世界领先。煤炭清洁化利用工作加快从电力领域向非电领域扩展，部分地方按照“超低改造一批、达标治理一批、淘汰落后一批”要求，对纳入改造范围的钢铁企业有序实施超低排放改造，力争到“十四五”末，钢铁行业污染物排放总量进一步削减。二煤炭市场1.煤价上半年迅速走高后渐归理性，下半年稳中有降煤炭价格处于合理区间，年初以来稳中有降。一是中长期合同价格稳中有降。2019年，环渤海动力煤中长期合同（5500大卡下水煤）价格始终稳定在绿色区间，1~11月份均价556.2元/吨，同比减少2.6元/吨。从CCTD秦皇岛煤炭价格指数看，12月6日，CCTD秦皇岛周度均价5500综合价549元/吨，环比上涨1元/吨，但与年中5月6日均价591元/吨相比处于下行趋势。二是市场价格环比下降。2019年以来5500大卡下水煤市场均价599.7元/吨，同比下降59.8元/吨，比去年全年均价下降53.6元/吨。12月27日，秦皇岛港5500大卡、5000大卡和4500大卡煤炭综合交易价格分别为每吨549元、493元和443元，比11月29日分别回落8元、6元和5元。（来源：秦皇岛煤炭网）图2-3 环渤海动力煤（5500大卡）价格情况（单位：元/吨）（数据来源：国家统计局）图2-4 秦皇岛港煤炭价格情况（单位：元/吨）2.煤炭企业仍保持较好盈利，主营业务收入同比增长3.2%2019年，全国规模以上煤炭企业主营业务收入24789亿元，同比增长3.2%；实现利润总额2830.3亿元，比上年下降2.4%；应收票据和应收账款净额3510.5亿元，同比下降3.0%；资产负债率64.9%，其中大型煤炭企业为70%。中国煤炭工业协会统计的90家大型煤炭企业利润总额（含非煤）.9亿元，同比增长4.5%。2019年以来，煤炭价格虽有所下降，但整体仍处于合理区间，2019年煤炭企业继续保持了较好的盈利，企业经营状况有所改善。然而煤炭价格的下跌预计将会对部分企业盈利水平形成拖累，未来企业盈利能力的提升仍有赖于自身经营及管理能力的增强。（数据来源：中国煤炭工业协会）图2-5 2012~2019年全国规模以上煤炭企业主营业务收入（数据来源：国家统计局）图2-6 2013～2019年全国规模以上煤炭企业利润额及增速3.煤炭进口总量延续增长趋势，同比增长6.3%2019年全年原煤进口3.0亿吨，比上年增长6.3%，增速比上年加快2.4个百分点。分煤种，褐煤10259万吨，动力煤11542万吨，炼焦煤7466万吨，无烟煤719万吨。从煤炭进口主要来源国看，2019年全年中国从印尼进口13760万吨，从澳洲进口7696万吨，从蒙古进口3621万吨，从俄罗斯进口3224万吨，从菲律宾进口934万吨。沿海地区共进口煤炭2.18亿吨，占总进口量的72.7%。分地区看，华南地区进口1.49亿吨，占全国进口总量的56%；其次为华东及长江地区，进口为0.69亿吨，占全国总量的26%。2019年，全国共出口煤炭602.5万吨，同比增长22.1%。（数据来源：中国海关总署）图2-7 2010～2019年煤炭进出口数据（单位：万吨）三煤炭储运1.煤炭全社会库存总体处于较高水平截止2019年12月末，重点煤炭企业存煤5385万吨。比年初减少116万吨，下降2.1%；全国统调电厂存煤1.35亿吨，同比下降239万吨，可用20天。全国主要港口合计存煤5511万吨，较年初增加122万吨，增长2.2%。（来源：中国煤炭工业协会）图2-8 2019年各月末主要煤炭企业、统调电厂库存变动情况2.铁路运煤保持增长，港口发运量同比下降2019年，全国铁路煤炭发送量24.60亿吨，同比增长3.2%。主要运煤通道大秦线铁路完成货物发送量6.84亿吨，占全国铁路货物发送总量的15.58%。完成煤炭发送量5.67亿吨，占全国铁路煤炭发送总量的23.05%。此外，9月28日，世界上一次性建成并开通的运营里程最长的重载铁路——浩勒报吉至吉安铁路开通运营，中国铁路版图新增一条纵贯南北的“北煤南运”能源输送大通道。浩吉铁路全长1813.5千米，开通初期开办车站77座，设计时速120千米，规划年运输能力2亿吨以上。上游煤炭产地的运输成本将有所降低，晋陕蒙等西部煤炭生产、加工、物流企业将直接受益。（数据来源：国家发展改革委）图2-9 2012～2019年全国铁路煤炭发运量及增速2019年，我国主要港口发运煤炭7.8亿吨，同比下降1.0%。我国北方沿海港口发运煤炭7.69亿吨，同比减少1423万吨；其中，环渤海港口合计发运煤炭7.18亿吨，同比减少1207万吨。我国环渤海港口发运煤炭占北方港口煤炭发运量的93.4%，继续占据主力地位。四煤炭政策1.2019年我国继续推进煤炭增优减劣，释放优质先进产能2019年，我国继续推进煤炭增优减劣，有序释放优质先进产能。2019年5月9日，国家发展改革委等部门联合印发的《关于做好2019年重点领域化解过剩产能工作的通知》指出，尚未完成煤炭去产能目标的地区和中央企业，在2020年底前完成任务，并确保在2020年底前完成“僵尸企业”全部处置工作。近三年来，我国进一步梳理了年产量30万吨以下的小煤矿，分类进行处置，加大淘汰关闭力度。全国煤矿数量由本世纪初的3.7万处减少到2019年的5268处。2019年，全国原煤产量完成38.5亿吨，同比增长4.0%。与此同时，2019年持续推进煤炭优质产能释放，年产120万吨及以上煤矿产能达到总产能的四分之三，进一步向资源富集地区集中。煤炭生产方按照“上大压小”“增优减劣”的思路，继续破除低效无效供给，通过新投产一批、新核准一批、新规划建设一批，加快释放优质先进产能，促进煤炭产能结构优化升级。2020年全国能源工作会议指出，2020年要稳基础、优产能，切实抓好煤炭兜底保障。我国将逐步淘汰年产30万吨以下落后产能煤矿，有序核准新建大型煤矿项目，做好煤炭与煤电、煤制油、煤制气等相关产业协调发展。2.减税降费力度加强，促进煤炭企业高质量发展2019年4月1日起，我国适用新的增值税税率，煤炭增值税税率由16%下调到13%。自从2009年国家将煤炭产品增值税税率由13%上调到17%，煤炭行业增值税实际税负一直远高于全国平均水平。煤炭开采处于工业产业链最上游，设备、原材料采购在企业成本中占比较小，采矿权价款、土地塌陷补偿费、青苗补偿费、征地迁村费、贷款利息等支出又无法取得增值税专用发票，因而煤炭企业进项税额很小，造成实际增值税税负水平居高不下。继2018年5月1日增值税税率下降到16%后，今年再降3个百分点。据初步测算，税率下调3个百分点，煤炭企业的实际增值税税负下降1.6个到2个百分点。2019年8月26日，我国首部《资源税法》明确，煤炭开采企业因安全生产需要抽采的煤层气免征资源税和衰竭期矿山开采的矿产品减征30%资源税，鼓励煤层气抽采。一些高瓦斯矿井煤矿将受益。2019年，更大规模的减税降费落地实施，个税改革、深化增值税改革等系列减税降费政策减轻了企业负担，加快了煤炭行业产业转型升级的步伐，为煤炭企业向多元化、绿色可持续发展注入强劲动力。3.煤炭行业加快推进智能化建设当前，我国煤炭行业在智能化生产、智能化建设方面实现了跨越式发展，尤其是综采智能化无人开采技术已广泛适用于大采高、中厚煤层、薄煤层及放顶煤工作面，目前全国已建成将近200个智能化采煤工作面，实现了地面一键启动、井下有人巡视、无人值守。根据国家煤矿安监局发布的数据，全国很多矿井的主要生产系统都实现了地面远程集中控制，井下无人值守的机电岗位是2016年的2.4倍。截至目前，全国已建成200余个智能化采煤工作面。2019年1月2日，国家煤矿安监局印发2019年第1号公告，制定并发布了《煤矿机器人重点研发目录》，共涉及掘进、采煤、运输、安控和救援等关键危险岗位的5类、38种煤矿机器人。同时，山东、河南等出台相关指导意见和激励政策，明确煤矿智能化建设目标，大力推进煤矿智能化建设。《山东省煤矿智能化建设实施方案》提出，利用1年至2年时间，全省冲击地压煤矿和大型煤矿实现智能化开采；河南提出力争到2021年底年产60万吨及以上煤矿基本完成智能化改造；贵州省发布《“关键4%”煤矿机械化开采技术榜单》推进煤炭开采机械化、无人化。4.煤矿安全工作进一步加强为推动煤矿冲击地压防治，2019年4月29日，国家发展改革委、应急管理部、国家能源局、国家煤矿安监局联合印发《关于加强煤矿冲击地压源头治理的通知》；2019年5月13日，国家煤矿安监局印发《关于加强煤矿冲击地压防治工作的通知》。为压实安全责任，2019年7月6日，国家煤矿安监局印发《关于煤矿企业安全生产主体责任监管监察的指导意见》。2019年7月16日，国家煤矿安监局公布《防治煤与瓦斯突出细则》。该细则自10月1日起施行，以防治煤（岩）与瓦斯（二氧化碳）突出。2019年各产煤地区、煤矿安全监管监察部门、煤矿企业强化红线意识，监管监察执法效能不断提高，防灾治灾能力不断提升，煤矿智能化建设不断加快，煤矿安全基础不断夯实。2019年全国煤矿发生死亡事故170起、死亡316人，分别下降24.1%和5.1%；继2018年百万吨死亡率首次降到0.1后，2019年继续下降10.8%，为0.083。其中，北京、江苏、福建没有发生煤矿事故。尽管近年来煤矿安全生产成效明显，但2019年较大以上事故反弹，事故起数和死亡人数同比分别增加6起、54人。特别是10月下旬以来，全国煤矿安全形势急转直下，接连发生6起较大事故、4起重大事故或涉险事故。五煤炭发展趋势1.煤炭供需将逐步转向宽松，价格重心将下移新冠肺炎疫情发生之初虽然对煤炭企业煤炭产量及运输产生一定影响，但由于春节期间各大港口及电厂储备充足，且考虑到煤炭企业复工情况，煤炭可用量整体仍较有保障。2020年1~3月份，全国原煤产量8.3亿吨，同比下降0.5%，其中3月份原煤产量3.4亿吨，同比增长9.6%；1~3月份，全国铁路煤炭发运量5.6亿吨，同比下降6%。而煤炭需求端在短期内由于电耗下降、建筑施工减少和制造业开工不足受到了更大冲击。此外，大幅走低的石油和天然气价格也挤压了煤炭需求。作为煤炭消费第一大终端，电力数据在2020年第一季度的疫情之下降幅明显。随着煤炭企业逐步复产，以及疫情得到控制，运输逐步恢复，煤炭供给将逐步回升，加之政策支持，国内煤炭产能释放加快，全国煤炭市场供需将逐步向宽松方向转变，煤炭价格或将承压下滑。国际能源署（IEA）发布《全球能源论评报告》指出，如果新冠肺炎疫情蔓延扩大，导致封锁措施长期持续，预计2020年全球能源需求将下跌6%，中国煤炭需求将下降5%。根据中国能源研究会《中国能源发展报告2020》预测，2020年煤价会呈现震荡下行的走势，预计2020年煤炭均价将同比分别下跌15%，秦皇岛5500大卡动力煤均价为503吨/元。2.持续加强煤炭清洁高效利用未来一段时间，甚至更长远看，煤炭在保障我国能源安全中仍起基础性作用，能源转型的立足点和首要任务就是推动煤炭清洁高效利用。在《中国煤炭清洁高效可持续开发利用战略研究》的推动下，“煤炭清洁高效利用”被列入“面向2030国家重大项目”。2020年4月10日，国家能源局发布公告，就《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》公开征求意见。《征求意见》明确，煤炭开发利用坚持统一规划、整体勘察、有序开发、清洁高效利用。国家优化煤炭开发布局和生产结构，推进煤炭安全绿色开采，鼓励发展矿区循环经济，促进煤炭清洁高效利用，适当发展煤制燃料和化工原料。发展煤炭清洁高效利用技术，不仅是煤炭行业自身追求差异性与独特优势的举措，也是我国相对“富煤、贫油、少气”的资源禀赋所决定的。国家发展改革委、国家能源局印发的《能源发展“十三五”规划》提到，优化规划建设时序，加快淘汰落后产能，促进煤电清洁高效发展。提出煤电清洁高效发展目标，2020年煤电机组平均供电煤耗控制在每千瓦时310克以下，其中新建机组控制在300克以下，二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放浓度分别不高于每立方米35毫克、50毫克、10毫克。此外，煤制油、煤制气等煤炭清洁化利用方式，在替代化石能源方面蕴藏着巨大的潜力。到2030年，有望分别降低油、气对外依存度4.6、8.7个百分点。2018年6月，国务院出台《打赢蓝天保卫战三年行动计划》要求，2020年采暖季前，在保障能源供应的前提下，京津冀及周边地区、汾渭平原的平原地区基本完成生活和冬季取暖散煤替代。2019年5月5日，生态环境部等五部委联合印发《关于推进实施钢铁行业超低排放的意见》，促进环境空气质量持续改善，为打赢蓝天保卫战提供有力支撑。《意见》提出，对完成超低排放改造的企业，加大税收、资金、价格、金融、环保等政策支持力度，强化企业主体责任，严格评价管理，强化监督执法。到2020年底前，重点区域钢铁企业超低排放改造取得明显进展，力争60%左右产能完成改造；2025年底前，重点区域钢铁企业超低排放改造基本完成，全国力争80%以上产能完成改造。3.煤矿智能化开采是大势所趋煤炭智能开采是新一代采矿业技术竞争的核心。2019年年初发布的《煤矿机器人重点研发目录》明确将大力推动煤矿现场作业的少人化和无人化。应急管理部有关负责人透露，三年后，到2022年全国大型煤矿的占比将达到70%以上；煤矿的采煤、掘井智能化工作面将由目前的280处达到1000处，这部分煤矿的产能将占到10亿至15亿吨。2020年2月25日，国家发展改革委等8部门印发《关于加快煤矿智能化发展的指导意见》，提出到2025年，大型煤矿和灾害严重煤矿基本实现智能化；到2030年，各类煤矿基本实现智能化。免责声明：以上内容转载自北极星电力新闻网，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'】2019-2020年中国煤炭产业经济形势研究报告论文概要2019年在国内外不确定性明显上升的复杂局面下，我国经济运行总体平稳、稳中有进，主要预期目标较好实现。煤炭供求基本平衡，产业景气指数有所回升，整体运行保持平稳态势。2020年受国内外环境和新冠肺炎疫情等因素影响，煤炭产业运行仍将面临不小的下行压力。在迈向高质量发展的征程中，煤炭产业高质量发展必须坚持稳中求进的总基调，顺势而为谋转型，主动创新谋发展。 作者简介中矿（北京）煤炭产业景气指数课题组课题组，组长岳福斌（1953-），男，辽宁省葫芦岛市人，中国社会科学院研究生院教授、中国矿业大学（北京）客座教授，博士生导师，中国煤炭经济研究院院长，北京绿能煤炭经济研究基金会副理事长兼秘书长，中国能源研究会中国煤炭经济30人论坛（CCEF-30）组委会副主任委员兼秘书长、中经煤炭产业景气指数特约撰稿人。长期致力于中国经济问题研究，出版著作20余部，发表学术论文300余篇。近18年来致力于中国煤炭经济研究。课题组组长成员有：林火灿，《经济日报》产经新闻部主任记者；张新闻，经济学硕士，中国工商银行业务研发中心产品经理；王蕾，经济学硕士，中国绿能煤炭经济研究会；池亚楠，中国矿业大学 (北京) 博士研究生；刘利鹏，中国矿业大学 (北京) 博士研究生；王志文，中国矿业大学 (北京) 硕士研究生。主要内容首先，介绍了2019年中国煤炭产业经济景气度及煤炭经济运行情况。2019年第四季度，中矿（北京）煤炭产业景气指数为98.79，比2018年同期上升0.51点，比第三季度上升0.75点。景气指数表明，我国煤炭产业整体保持平稳运行态势。从跟踪研究的4个维度10大指标看，2019年，煤炭产业供求基本平衡、韧性增强、波动较小，产业运行总体平稳、稳中向好。其次，对2020年煤炭行业发展进行了展望。2020年，在全球经济不稳定不确定性因素增加，国内经济增速下行压力加大，加之煤炭供应总量过剩，进口规模不减，下游需求不振，煤炭行业下行压力逐步加大。预计全年煤炭市场供应格局、消费格局、运输和竞争格局发生显著变化，风险和机遇并存。最后，提出了煤炭产业高质量发展的政策建议。（1）坚持稳中求进的总基调，推动煤炭产业高质量发展——2020年煤炭产业要进一步筑牢“稳”的根基，不断拓展“进”的空间。同时，要不断提升产业发展认识高度，将推动煤炭产业高质量发展作为一项长期坚守的事业来推动。（2）加强政策规范与引导，助力煤炭产业稳健合规发展——要加强宏观调控和市场监管；加强煤炭产业绿色发展的政策优化；处理好当下财政和长远税源的关系；落实切实可行的激励政策，鼓励煤炭企业转型升级。（3）加强组织推动，形成产业发展合力——科学编制“十四五”发展规划，持续推动高质量发展；打造煤炭产业发展与技术创新平台；结合产业技术发展尽快出台相关技术标准；进一步加大煤炭产业安监力度。（4）顺势而为谋转型，主动创新求发展——大力推动企业转型升级；进一步深化企业改革；大力推进科技创新；顺势而为谋发展。主要图表图1 新世纪中矿（北京）煤炭产业景气指数（先行、一致、滞后指数）变化图图2 近5年我国原煤产量及同比增速图3 近5年我国煤炭进口量及同比增速图4 近5年我国煤炭产业产成品资金占用及同比增速图5 近3年我国煤炭产业营业收入及同比增速图6 近5年我国煤炭出口量及同比增速图7 近5年我国煤炭价格走势图8 近5年我国煤炭利润总额及销售利润率图9 近5年我国煤炭产业应收票据及应收账款、同比增速图10 近5年我国煤炭产业固定资产投资总额及同比增速图11 近5年我国煤炭资产总计及资产负债率免责声明：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：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】。

报告格式：纸质版 电子版 纸质+电子版出品单位：智研咨询高炉喷吹煤粉技术在我国始于上世纪50-60年代之间，当时采用阳泉煤业集团（前身为阳泉矿务局）洗精无烟煤作为工业性试验对象，分别在北方鞍钢及首钢等地试验成功，其中阳泉煤业集团二矿洗煤厂即专门根据鞍钢对高炉喷吹煤产品的需求而设计的，煤炭洗选质量指标也一直沿袭了试验取得成功后由阳泉矿务局统一制定的系列产品标准（无烟煤）。智研咨询发布的《2021-2027年中国喷吹煤行业全景调研及市场前景预测报告》共十一章。首先介绍了中国喷吹煤行业市场发展环境、喷吹煤整体运行态势等，接着分析了中国喷吹煤行业市场运行的现状，然后介绍了喷吹煤市场竞争格局。随后，报告对喷吹煤做了重点企业经营状况分析，最后分析了中国喷吹煤行业发展趋势与投资预测。您若想对喷吹煤产业有个系统的了解或者想投资中国喷吹煤行业，本报告是您不可或缺的重要工具。本研究报告数据主要采用国家统计数据，海关总署，问卷调查数据，商务部采集数据等数据库。其中宏观经济数据主要来自国家统计局，部分行业统计数据主要来自国家统计局及市场调研数据，企业数据主要来自于国统计局规模企业统计数据库及证券交易所等，价格数据主要来自于各类市场监测数据库。报告目录：第.一章 喷吹煤行业概述第.一节 喷吹煤行业定义第二节 喷吹煤行业市场特点分析一、产品特征二、影响需求的关键因素三、主要竞争因素第三节 喷吹煤行业发展周期分析第二章 2019年中国喷吹煤行业发展环境分析第.一节 宏观经济环境第二节 宏观政策环境第三节 国际贸易环境第四节 喷吹煤行业政策环境第五节 喷吹煤行业技术环境第三章 2019年中国喷吹煤行业市场分析第.一节 市场规模一、喷吹煤行业市场规模及增速二、喷吹煤行业市场饱和度三、影响喷吹煤行业市场规模的因素四、2021-2027年喷吹煤行业市场规模及增速预测第二节 市场结构第三节 市场特点一、喷吹煤行业所处生命周期二、技术变革与行业革新对喷吹煤行业的影响三、差异化分析第四章 2019年中国喷吹煤行业产业链分析第.一节 喷吹煤行业产业链分析一、产业链结构分析二、主要环节的增值空间三、与上下游行业之间的关联性第二节 喷吹煤上游行业分析一、喷吹煤成本构成二、上游行业发展现状三、2021-2027年上游行业发展趋势四、上游行业对喷吹煤行业的影响第三节 喷吹煤下游行业分析一、喷吹煤下游行业分布二、下游行业发展现状三、2021-2027年下游行业发展趋势四、下游需求对喷吹煤行业的影响第五章 2019年中国喷吹煤行业市场渠道分析第.一节 喷吹煤行业经销模式第二节 喷吹煤行业渠道格局第三节 喷吹煤行业渠道形式第四节 喷吹煤行业渠道要素对比第六章 2019年中国喷吹煤行业竞争情况分析第.一节 中国喷吹煤行业竞争结构分析一、现有企业间竞争二、潜在进入者分析三、替代品威胁分析四、供应商议价能力五、客户议价能力第二节 2021-2027年中国喷吹煤行业市场竞争策略展望分析一、喷吹煤行业市场竞争趋势分析二、喷吹煤行业市场竞争格局展望分析三、喷吹煤行业市场竞争策略分析第七章中国喷吹煤主要生产企业发展概述第.一节 中国冶金科工股份有限公司一、企业概况二、竞争优势分析三、经营状况四、发展战略第二节 五矿发展有限公司一、企业概况二、竞争优势分析三、经营状况四、发展战略第三节 浙江海亮股份有限公司一、企业概况二、竞争优势分析三、经营状况四、发展战略第四节 招金矿业股份有限公司一、企业概况二、竞争优势分析三、经营状况四、发展战略第五节 铜陵有色金属集团股份有限公司一、企业概况二、竞争优势分析三、经营状况四、发展战略第六节 西部矿业股份有限公司一、企业概况二、竞争优势分析三、经营状况四、发展战略第七节 山东方圆有色集团一、企业概况二、竞争优势分析三、经营状况四、发展战略第八节 白银有色集团股份有限公司一、企业概况二、竞争优势分析三、经营状况四、发展战略第九节 中国大冶有色金属矿业有限公司一、企业概况二、竞争优势分析三、经营状况四、发展战略第十节 山东恒邦冶炼股份有限公司一、企业概况二、竞争优势分析三、经营状况四、发展战略第八章 2021-2027年中国喷吹煤行业发展前景及投资机会分析第.一节 用户需求变化预测第二节 竞争格局发展预测第三节 渠道发展变化预测第四节 行业总体发展前景及市场机会分析第九章 2021-2027年中国喷吹煤行业发展与投资风险分析第.一节 产业链上下游及各关联产业风险第二节 喷吹煤行业政策风险第三节 喷吹煤行业市场风险一、市场供需风险二、价格风险三、竞争风险第十章 2021-2027年中国喷吹煤行业发展前景及投资机会分析第.一节 喷吹煤行业发展前景预测（）一、用户需求变化预测二、竞争格局发展预测三、渠道发展变化预测四、行业总体发展前景及市场机会分析第二节 喷吹煤行业投资机会一、区域市场投资机会二、产业链投资机会第十一章投资建议第.一节 行业研究结论（）第二节 行业发展建议图表目录：图表：喷吹煤行业生命周期图表：喷吹煤行业产业链结构图表：2015-2019年中国喷吹煤行业市场规模图表：2019年中国喷吹煤业企业数量分析图表：2019年中国喷吹煤业销售规模分析图表：2019年喷吹煤行业集中度图表：2019年喷吹煤行业竞争力分析图表：2015-2019年喷吹煤行业重要数据指标图表：国内主要喷吹煤供应厂家图表：2019年中国喷吹煤行业市场结构图表：2019年中国喷吹煤业需求区域分布格局图表：2021-2027年喷吹煤行业市场规模预测图表：2021-2027年中国喷吹煤行业产量规模增长预测图表：2021-2027年中国喷吹煤行业需求规模增长预测图表：2021-2027年中国喷吹煤行业业市场盈利能力趋势预测更多图表见正文......

来源：陆家嘴大宗商品论坛需求经过连续两年的下降，2017年全球煤炭实物消费量再次上升，较2016年增长1.1％（7900万吨），煤炭占全球一次能源消费的27％，保持着仅次于原油的第二大能源来源的地位。 消费的增加几乎完全是由印度、东南亚、韩国、俄罗斯和中国不断增长的需求推动的，抵消了美国和欧洲联盟持续下降的影响。从能源占比看，世界61％的煤炭用于发电，19％的煤炭主要用于生铁和钢铁生产。其余的用于非电力应用，例如工业部门（主要是水泥生产）的供热、区域供热网络和一些专门应用。可能在16年之前的报告会将煤炭需求分析分为经合组织（OECD）和非经合组织国家，但目前这种划分已不再反映煤炭市场，因为主导地位正从欧洲和北美转向亚洲。因此，应该将重点转向亚太市场，特别是中国、印度、日本、韩国和东南亚市场。世界上60％以上的煤炭用于发电，而该地区具有最大的增长潜力。例如，一座新建的600兆瓦（MW）发电厂每年可能需要150万吨煤，相当于生产200万吨钢铁或1500万吨水泥所需的煤量。一、 亚太地区2017年，亚太地区经济总量占全球煤炭消费量的72％。最大的消费者是中国，占总消费的48％。与2016年相比，亚太地区的总消费量增长了1.8％（至544500万吨），主要是由燃煤发电的增长推动的。1、中国2017年，全国煤炭消费量366400万吨，其中动力煤消耗295700万吨，炼焦煤消耗70700万吨。尽管煤炭消费量在连续三年下降之后再次增长，但仍远低于2013年的峰值水平。2016年至2017年，动力煤消费量下降0.1％（200万吨），而炼焦煤消费量增加1.7％（1200万吨）。中国是世界上最大的动力煤消费国，2017年，中国发电量6649TWh，67％来自煤炭。因此，煤炭仍在中国电力结构中占主导地位，自上世纪70年代经济改革以来（2015年除外），煤炭发电每年都在增长。而中国第二大能源——水力发电占18％，其他可再生能源（主要是风能和太阳能）占8％，核能占4％。自2013年以来，中国燃煤发电量同比增幅最大的一次是在2017年，主要受工业用电量（2017年工业产值比2016年增长0.6个百分点）、服务业和住宅用电量增长的推动，加上炎热的夏季，总发电量增长6.3％（393TWh）。可再生能源发电增长8.5％，高于煤炭（水力发电20TWh，64TWh来自风，51TWh来自太阳能），煤炭的绝对增长率最高。综上，由于产量的增加，2017年电力行业的动力煤消费量增长了4％。　2017年底，中国燃煤发电运行能力为980GW。一年里，已经有近40GW的燃煤发电装机容量投入使用，比波兰目前的装机容量还多。相比之下，2017年关停燃煤发电能力超过5GW。当然，这与2015年（45GW）和2016年（46GW）的净新增电力相比有所放缓。除2013年外，2011年至2016年，我国燃煤发电机组的平均负荷因子呈逐年下降趋势。然而，2017年发电量增加，电厂装机平均负荷稳定在53％左右。由于容量增长超过需求增长，我国燃煤电厂的负荷因素通常较低。除电力行业外，2017年动力煤消费量再次下降，主要原因是中国正在努力减少空气污染，用更清洁的天然气替代工业和住宅领域低效、高污染的燃煤锅炉。然而，2016年冬天转换速度如此之高，天然气系统无法跟上，导致出现短缺。非动力用的动力煤消费量的下降幅度足以抵消电力部门的较高消费量，略微降低了动力煤的总消费量。相比之下，由于炼钢（生铁）产量的增加，炼焦煤的消耗量增加了1200万吨，达到70700万吨。2、印度2017年，印度煤炭消费量为94200万吨，其中动力煤82500万吨、炼焦煤6900万吨、褐煤4700万吨。消费量增长4.4％（4000万吨），其中动力煤消费量增加3700万吨，炼焦煤100万吨，褐煤200万吨。电力是印度最大的煤炭消费领域，2017年，电力行业占印度动力煤消费量的73％、煤炭消费总量的66％。发电量为1557TWh，其中73％来自煤炭，18％来自可再生能源，4％来自天然气，3％来自核电。2017年发电量比2016年增长5.5％ （80TWh），为2012年以来的最低相对增幅。煤炭发电量增长2.6％ （29TWh），至1134 TWh，印度煤炭发电量于2017年实现连续43年增长。其他主要电力来源的产量也有所增长，可再生能源（主要是太阳能）发电量增长17％（41TWh），第三大发电来源核能发电量增长34％（13 TWh）。钢铁行业消耗大量煤炭，主要是冶金行业（炼焦和喷煤），而印度是最大的生铁生产国。2017年，粗钢产量增长6％，生铁产量提高，煤炭需求得到满足。3、日本2017年，日本煤炭消费量为18900万吨，比2016年增长0.8％（200万吨）。其中动力煤消费量增长了300万吨，完全是由于电力部门的消费量增加，而炼焦煤消费量下降了100万吨。电力部门占日本动力煤消费量的82％，占煤炭总消费量的60％。2017年，燃煤发电增长3.4％，新电厂投入使用，现有电厂的负荷更高。尽管核能和可再生能源的产量有所增加，但煤炭仍是仅次于天然气（400TWh）的第二大电力来源（361 TWh）。电力需求增长2.6％，这是自2010年以来最大的增长，原因是工业产出增加和寒冷的冬季原因。日本目前的燃煤发电能力为44GW，还在继续增长：2017年新增装机容量为388MW，其中包括大阪的一个166MW的综合气化联合循环（IGCC）机组。2018年第一季度，新增261MW机组投入使用，目前还没有任何电厂退役。名古屋2号、南丫岛和石卷町等一些工厂将联合燃烧包含30％生物质的煤矿，但这种产能并非纯燃煤。除电力行业外，动力煤消费量略有下降。随着原钢产量有所下降，炼焦煤消费量也有小幅下降。4、韩国2016年到2017年，韩国煤炭消耗量上涨11.5％（1600万吨）至15000万吨，增幅几乎完全由电用煤消费上升贡献（比2016年上升了1500万吨），电力行业占韩国动力煤消费量的87％，煤炭总消费量的64％。发电量为566 TWh，仅比2016年略高（0.5％）。然而，煤炭发电量较2016年增长了10％，达到331 TWh，增幅高达23 TWh。因此，煤炭在电力结构中所占的比例达到了创纪录的42％。造成激增的原因有两个：一是全年新增燃煤发电装机容量超过6GW，二是587MW的Kori 1号反应堆退役并对其他几个反应堆进行定期维护时，韩国的核机群产量下降了14TWh。随着总容量的增加，2017年平均负荷系数上升至82％，比2016年提高4个百分点，电力部门动力煤消费量增长10％以上。除电力部门之外，随着水泥产量的提高，动力煤的消耗同步增加，2017年韩国工业增加值增长强劲（比2016年增长4.6％），但这并没有转化为钢铁产量的大幅增长（世界钢铁协会，2018），炼焦煤消费量仅增长50万吨。5、东南亚2017年，东南亚的煤炭消费量增长了7.5％（1800万吨），达到25400万吨。经济增长完全是由不断增长的动力煤消费量推动的，2016年，动力煤消费量增长8.7％（至23300万吨）。炼焦煤消费量保持平稳（400万吨），褐煤也是如此（1700万吨）。受地区国内生产总值（GDP）强劲增长（5.1％，比2016年增长0.3个百分点）的推动，2017年东南亚地区发电量增长4.3％，至972TWh。随着电力需求的增长，燃煤发电的增长幅度最大，比2016年增长了9％ （31TWh），在能源结构中所占的份额增加到了38％。燃煤发电的增长速度超过了天然气（9TWh）和可再生能源（2TWh），电力行业动力煤消费量因此增长了8％。该地区燃煤发电能力继续增长：2018年1月燃煤装机容量为70GW，2017年新增装机容量为4GW，大部分在印度尼西亚（约30GW），其次是越南（15GW）、马来西亚（11GW）、菲律宾（7GW）和泰国（5GW）。此外，泰国和老挝也生产木质素发电，但由于建筑活动的增加刺激了整个地区的水泥生产，该地区在2017年的非动力用动力煤的消费量保持不变。印度尼西亚是最大的动力煤使用国家（9700万吨），其次是越南（5500万吨）、马来西亚（3400万吨）、菲律宾（2700万吨）和泰国（1800万吨）。6、其他亚太区域2017年澳大利亚煤炭消费量为11800万吨（与2016年和2015年相比相对稳定），其中5700万吨为动力煤、褐煤5700万吨、炼焦煤400万吨。电力是该地区唯一的动力煤消费领域，澳大利亚2017年的发电量为260TWh，比2016年增加了4TWh。尽管需求增加，但硬煤和褐煤发电站的发电量略低于2016年，主要原因是2017年3月关停了1.6GW的榛木褐煤发电站。Hazelwood工厂的生产被增加的硬煤和天然气发电所取代，褐煤的消费量从2016年起相应下降了400万吨，而动力煤的消费量（也受到非电力使用略微增加的推动）上升了5吨。2017年，台北市共消耗动力煤6000万吨，炼焦煤800万吨，同比增长3.5％。煤炭消费量保持平稳，动力消费量增加200万吨，占68％，电力是岛上最大的煤炭消费领域。然而，尽管2017年发电量增加了9 TWh至269 TWh，但其中很大一部分是由核电产生的站，以可再生能源和天然气为基础的发电量略有增加。燃煤发电在120 TWh 占能源结构的45％，与2016年基本持平。巴基斯坦的煤炭消费量大幅增加，从2016年的900万吨增加到2017年的1400万吨，其中大部分用于2017年年中投入使用的1320MW萨希瓦尔（Sahiwal）燃煤发电站的动力煤所需。水泥行业创纪录的产量也推动了动力煤的使用。二、北美地区自2007年以来，由于煤到气的转换和美国电力行业可再生能源的扩张，北美煤炭消费量一直在以平均每年4.5％的速度下降。从2016年到2017年，煤炭消费量下降了2.4％，至69800万吨。1、美国北美最大经济体美国的煤炭消费量占该地区煤炭消费量的90％以上。页岩气革命后天然气价格走低，推动了电力行业的煤到气的转换，因此自2007年以来，美国动力煤消费量一直在以每年5％的速度下降。2017年煤炭使用量下降幅度较小：动力煤减少1600万吨（-2.7％），而2016年的减少量为5700万吨。此外，炼焦煤消费量增加了100万吨，达到1700万吨，这是自2013年以来的首次增长。在美国，大部分煤炭用于电力部门。然而，2017年冬季温和、夏季凉爽的天气降低了电力需求，同时可再生能源发电也强劲增长（水力发电量异常高，风能和太阳能发电能力继续扩大）。这些情况限制了化石燃料发电的产量：天然气发电比2016年下降7.5％ （106TWh），比燃煤发电2.8％ （39TWh）的降幅更大。更高的天然气价格（促使一些地区将天然气转换为煤炭）也导致燃气发电量下降得更厉害。2017全年淘汰燃煤发电6.3GW，没有新增装机容量。褐煤发电厂的消耗量下降了300万吨，至6400万吨。褐煤发电厂主要集中在德克萨斯州，在燃煤发电装机容量中所占比例不到5％。相比之下，2017年美国炼焦煤消费量增加100万吨，至1700万吨，原钢产量小幅增长4％。2、北美其他地区与美国相比，煤炭在加拿大和墨西哥的发电中只占很小的比例。2017年，加拿大煤炭总消费量下降100万吨，至3600万吨。据估计，电力行业占全国能源用煤炭消费的88％，但由于发电结构主要由水电（58％）和核电（15％）组成，煤炭仅占674TWh发电量的9％。随着可再生能源和天然气的增长，2017年燃煤发电下降6.7％ （4TWh），至58TWh。因此，动力煤消费量下降到2400万吨，炼焦煤消费量保持在300万吨左右，褐煤消费量保持在900万吨左右。2017年，墨西哥合计消耗2100万吨硬煤，与2016年大致相同。煤炭在电力结构中只占一小部分：2017年，墨西哥发电量为319TWh，而煤炭发电量下降8.4％（3TWh）至32TWh，仅占总发电量的10％。三、中南美洲2017年，中美洲和南美洲国家煤炭消费总量仅5300万吨（3200万吨动力煤、1900万吨炼焦煤和100万吨褐煤），占全球煤炭消费总量不到1％。煤炭在中美洲和南美洲的电力供应系统中只占很小的比例，而水力发电是中美洲和南美洲的主要发电能源。在整个地区，2017年煤炭在发电结构中的比例基本维持在前三年的5％。智利消耗1200万吨动力煤，是该地区最大的动力煤用户。全国燃煤发电30TWh，占全国发电量的37％。巴西是该地区第二大动力煤消费国（1000万吨），尽管煤炭在发电结构中只占次要地位。同时，作为世界上最大的钢铁生产国之一，巴西也是该地区最大的炼焦煤消费国（1500万吨，比2016年多100万吨）。四、欧洲2017年，欧洲消耗了81200万吨煤炭。欧盟成员国消费的下降由土耳其的相应增长所抵消。硬煤消费量下降1200万吨，褐煤上升了1200万吨。1、欧盟2017年，欧盟煤炭消费量下降1.1％（700万吨），至62700万吨。动力煤消费大幅下降7％（1500万吨），至18800万吨，而炼焦煤持平在5800万吨。欧盟是世界上最大的褐煤消费国， 2017年消费量增加2％（800万吨）到38100万吨。德国和波兰为主要煤炭消费者，其次是捷克共和国（4500万吨）、希腊（3800万吨）、保加利亚（3500万吨）和罗马尼亚（2600万吨）。褐煤在这些国家的电力部门中占有重要地位。西班牙消耗了2300万吨煤炭，比2016年多17.5％（300万吨），火力发电填补了水力发电产量下降留下的缺口。意大利消耗了1500万吨煤炭，比2016年少200万吨。2017年，欧盟电力部门占欧洲煤炭消费量的69％。由于强劲的经济增长导致几乎所有成员国的电力需求都有所增加，欧盟发电量增长1.4％（47TWh），至3305TWh。不过， 由于容量退休（5.7GW火力发电能力退役，大部分在西欧），动力煤发电下降了8％ （31TWh）。随着希腊和保加利亚的核电站在2016年停运后恢复供电，褐煤发电略有增加（2％，6TWh），褐煤发电厂（主要在德国、希腊和东欧）发电量308 TWh，使煤炭在欧盟电力结构中占21％的份额。在水泥生产中以其他燃料替代煤炭的一些做法，以及居民取暖用煤的减少，也减少了动力煤的消耗。欧盟粗钢产量增长了近4％，但废钢回收水平的提高意味着生铁产量的增长幅度较小。此外，炼焦煤的高价格促使运营商提高效率，所以2016年至2017年炼焦煤消费基本保持稳定。2、德国2017年，德国的煤炭消费量下降了4％（900万吨），这完全是由于电力行业产能退役和部分煤到气的转换导致动力煤消费量下降。德国共消耗了3100万吨动力煤、1900万吨炼焦煤和17100万吨褐煤，成为欧盟最大的煤炭消费国。2017年，德国发电量为655TWh，比2016年增长0.9％（6TWh），其中53TWh为净出口。褐煤占德国总发电量的23％，是德国最大的单一能源来源。2017年，褐煤发电厂发电量为148TWh （仅比2016年减少1TWh），而以动力煤为燃料的发电量显著下降。2017年初，动力煤的高价格引发了部分企业从煤到气的转换，导致天然气发电量高于平均水平。此外，有利的天气条件和稳步扩大的风力发电能力，使可再生能源发电量更高（+22TWh）。因此，动力煤发电量下降17％，至93TWh，消费量比2016年减少了1000万吨。而褐煤消费量基本持平。如表2.6所示，2017年退出市场的燃煤发电容量为3GW。最值得注意的是，STEAG公司将RWE公司Frimmersdorf褐煤电厂P和Q区块（2GW）的Voerde和Voerde West电站的所有剩余区块全部退役，并将其交付应急备用储备，计划在2021年最终退役。除电力和热力部门外，德国消耗的动力煤非常少，因此其大型露天煤矿生产的部分褐煤被留作选矿之用，从而生产出一种产品，可销售给水泥窑等工业用户，2017年非动力煤消费总量保持稳定。3、波兰波兰是欧盟主要的硬煤消费国，共消费了6100万吨的动力煤和1300万吨的炼焦煤，以及6100万吨的褐煤。从2016年开始，这三种类型的煤炭消费基本保持稳定。波兰2017年发电量为170TWh，比2016年增长2.2％（4TWh）。2017年新增发电量完全来自可再生能源，褐煤发电量几乎没有变化。煤在电力结构中的比重略有下降至77％，其中动力煤发电79TWh，褐煤发电52TWh。4、欧洲其他地区2017年，土耳其消耗了11300万吨煤炭，比2016年增长5.8％（600万吨）。工业产值的强劲增长推高了电力需求，导致发电量增加8.3％（23TWh）至297TWh。燃煤发电增长5.6％ （5TWh）达到97TWh，其中褐煤发电42TWh。2017年底，煤炭发电占土耳其发电总量的33％，装机容量为18.5GW褐煤消费量增加400万吨，至7200万吨；动力煤消费量增加200万吨，至3500万吨。五、中东2017年，中东地区煤炭消费量仅为1200万吨，其中以色列使用了大部分（800万吨），其中大多是用于发电的动力煤。六、欧亚大陆2017年，欧亚国家消耗煤炭36300万吨，其中动力煤18200万吨，炼焦煤10100万吨，褐煤7900万吨。1、俄罗斯俄罗斯是欧亚大陆最大的煤炭消费国，2017年使用了9000万吨动力煤（比2016年增长11.4％，即900万吨）、6800万吨炼焦煤和7900万吨褐煤。大部分动力煤用于电力部门，总发电量为1093TWh，主要来自天然气（48％）。燃煤电厂发电171TWh（16％），与2016年持平。2011年至2017年，俄罗斯钢铁出口增长22％，成为世界第三大钢铁出口国和第五大粗钢生产国。俄罗斯的炼焦煤消费量也相应上升，从2011年的5800万吨增加到2015年的7000万吨，然后在2017年小幅下降到6800万吨。2、欧亚大陆其他地区2017年，乌克兰的煤炭消费量显著下降13％（700万吨），至4700万吨。动力煤消费量从3400万吨下降到2800万吨，炼焦煤消费量下降到1900万吨（-100万吨）。2017年，哈萨克斯坦消耗煤炭7900万吨，其中动力煤6100万吨，炼焦煤1500万吨，褐煤350万吨。自2016年以来，消费基本保持稳定。七、非洲2017年，非洲消耗了20300万吨煤炭，仅南非就消耗了90％以上。1、南非2017年，南非消耗18600万吨煤炭，与2016年大致相同，包括18200万吨动力煤和仅400万吨炼焦煤。南非的发电严重依赖煤炭（占总发电量的89％）。2017年，全国发电量256TWh。比2016年多3TWh。燃煤发电增加1TWh至227TWh。电力行业消耗的动力煤量与2016年大致相当。南非公共事业公司Eskom是南非最大的煤炭消费者，拥有并经营着87％的煤炭产能。2017年，Eskom收购了南非全部煤矿年产量的50％，大部分煤炭由四大矿业公司（英美资源集团（Anglo American）、Exxaro Resources、嘉能可（Glencore）和South32）供应，通常是基于长期固定价格或成本加成合同。自2011年以来，新增装机容量达到2GW：仅2017年，就有3个新机组接入电网，其中两个在Mepi，一个在Kusile。截至2018年1月，煤炭装机容量约为42GW，而2017年全系统需求峰值仅为35GW。因此，负荷因素呈下降趋势，2017年负荷为62％。非电力用的动力煤消费总量保持在2016年水平。Sasol Limited的合成燃料业务是南非最重要的动力煤非电力消费者，2017年以3300万吨煤为原料生产合成燃料和各种化学品。其他工业用煤者是水泥和砖生产商；炼焦煤占400万吨，消费量保持稳定。2、非洲其他地区2017年，摩洛哥是非洲第二大煤炭消费国（700万吨），其次是津巴布韦（300万吨）和博茨瓦纳（200万吨）。在这三个国家，大部分煤炭都用于发电。

记者 | 江帆1新型冠状肺炎疫情影响下，全国煤矿复工节奏延缓，下游电厂日耗有限。但因港口存煤持续低位，动力煤价格迎来一波涨幅。据中国煤炭资源网2月12日最新一期的统计数据显示，CCI5500动力煤价格报576元/吨，连续八期持续上涨，期间累计涨幅达15元/吨，较上月同期价格上调2.7%；CCI5000动力煤价格报516元/吨，较上月同期上调2.8%。易煤资讯研究院总监张飞龙对界面新闻表示，上游供应方面，煤矿开工率及负荷均不高，且运输物流受阻；下游的开工同样较低，电厂燃煤需求不大，基本是春节以来的低点，市场整体呈供需双弱的特征。在供需双弱的背景下，那为何煤价上涨？这主要由于供应方面的“弱”更为凸显。“春节前，港口库存就一直降低。目前库存基本处于两年来的低点。再加上煤矿开工受阻，供应跟不上，报价由此开始上涨。”张飞龙表示。截至2月13日，沿海六大电厂库存1706.8万吨，同比减少2.04%；日耗煤38.5万吨，同比减少13.48%；可用天数为44.3天，同比增加5.2天。一德期货分析师关大利对界面新闻表示，疫情对煤炭供需造成了很大影响。“煤矿复工慢，运输也有问题，导致价格一天一块钱的涨”。“目前大国企基本复工了，但地方矿进展慢，全国煤矿整体复工率在六成左右。”关大利说。鄂尔多斯煤炭网也认为，本次疫情对供应端影响要高于需求端，预计煤价在本周将继续上涨。央视新闻2月12日报道称，从中煤协了解到，煤炭主产区多数企业的复产时间都在正月十五以后。内蒙古鄂尔多斯、山西大同和陕西榆林是全国三大产煤城市。中煤协最新统计显示，到2月10日，陕西省省属煤矿大多已恢复生产，全省已恢复生产的煤矿51处，日均产量75.74万吨；山西省的70家煤炭企业也处于正常生产状态。汾渭能源最新研究报告指出，鄂尔多斯市最近公布了一批复工复产名单，约占其总产能的27％。汾渭能源最新研究报告指出，今年假期较往年延长10-14天，电厂煤碳日耗持续低位。往年春节假期结束后，日耗逐步恢复至60万吨水平。今年春节假期开始至今（1月21-2月7日），沿海电厂日耗从52万吨减少至37万吨，目前下游尚未大规模复工，后期仍有继续回落的可能。该机构认为，若气温持续恢复，电厂日耗面临进一步下滑风险。鄂尔多斯煤炭网则表示，随着上下游工业企业陆续复工复产，预计下周电厂日耗能升至45万吨以上。本月下旬，如果疫情警报能够解除，沿海煤炭运输行情有望迅速回暖，煤炭供需双高将再现。

（报告出品方/作者：中国银河证券，潘玮、王秋蘅）报告综述：总体供需格局未来将保持平衡供给端，新增产能大幅回落，行业投 资增速下降，原煤产量稳中有降，行业集中度不断提升，大型煤企话 语权加强，市场格局发生深刻变化。预计进口煤量中长期将维持在每 年 3 亿吨左右，总体对国内供给影响有限。上游产地库存及中下游港 口、电厂库存均处于近四年低位。需求端，各项宏观指标向好，经济 复苏趋势确立，国内固定资产投资增速快速修复，房地产投资呈现较 强韧性，2021 年制造业有望接力地产基建促进上游需求稳中有升。动力煤供需趋于平衡，价格料将回归绿色区间供给端，2021 年， 预计产地增量仍然释放有限。2020 年初发改委多次召开会议安排部署 保供工作，但产地安监压力仍不断加大，环保预警频发，产地供应持 续偏紧。终端库存预计在春节过后将有所回升，进口量维持稳定；需求端，预计 2021 年下游整体耗煤增速 3.4%。价格端，我们推断春节 后需求将季节性回落，伴随产能有序释放，进口额均衡调整，供给将 略宽松，供需趋向平衡将使煤价逐步回归绿色区间（550-570 元/吨）。炼焦煤进口扰动较强，看好价格补涨需求供给端，国内新增焦煤产 能有限，对外依存度整体不断上升。未来进口端扰动较大。需求端， 煤焦钢产业链整体景气度较高对焦炭需求形成支撑，双焦价差不断扩 大，产业链下游商品的持续上涨必然传导到上游原材料端，预计焦煤 价格跟涨需求较强。焦炭去产能政策持续驱动，焦企利润扩张供给端，焦炭行业呈现以 重点省份去产能为核心，环保限产为主线，供给持续收缩的格局。需 求端，生铁及粗钢产量累计同比增速不断提升，焦炭下游需求向好。 价格端，供需紧张的局面下，焦企利润扩张并维持在较高水平。一、2020 煤炭价格先抑后扬，板块表现否极泰来（一）煤价走势是行业估值波动的核心影响因素2020 年全年，煤炭指数与大盘走势基本一致，11 月份，煤价屡创新高，煤炭板块相对走 强，但整体而言，2020 年板块收益 8.19%，弱于沪深 300 全年收益率（27.21%）。在全部 30 个一级行业中排名第 17 名。按照煤炭三级子行业分类，2020 年各子板块收益率分别为：炼焦 煤（13.59%）、动力煤（11.19%）、其他煤化工（-1.2%）、无烟煤（-1.77%）焦炭（-6.42%）。2021 年初至今，板块收益-6.06%，沪深 300 收益 11.44%，板块继续跑输沪深 300。按三 级子行业分类，年初至今收益率排行分别为焦炭（20.56%）、动力煤（-9.15%）、炼焦煤（-10.39%）、 无烟煤（-20%）、其他煤化工（-35.64%）。焦炭板块表现较优。复盘过去 3 年的煤炭价格表现，以及和对应的煤炭板块的估值做对比，可以看到很明显的 趋势：煤炭板块的估值波动与煤价的波动表现趋于一致。复盘 2020 年至今 CCI5500 动力煤价格综合指数和板块 PB 估值，可以看到，2020 年初至 5 月份，疫情影响以及国家保供政策下， 上游煤炭供给先于需求释放，煤价走弱，伴随煤炭板块估值也相应走低，5 月之后随着煤价反 弹，行业估值也相应回升，7 月份迎峰度夏煤价创新高，板块估值随之迅速抬升。11 月至今， 煤价高位运行，板块估值也处于阶段性高位。统计表明，煤价的波动是行业估值波动变化的核 心影响因素。（二）煤价回顾：2020 四季度以来煤价全面强势上涨1、动力煤：年中煤价反转，当前高位回调回顾 2020 年，上半年受疫情影响，煤炭价格大幅度下探，一度突破至红色区域。出于保 供政策要求，国内上游煤矿复工复产进度快于下游产业，加上进口煤同比增长，2020 年上半 年煤炭需求端的恢复滞后于供给端，供需错配下，动力煤价格 3 月到 5 月承压，煤价最低点向 下突破 470 元线。5 月份以来需求开始修复，叠加煤炭产量小幅度下降、进口量吃紧，供给宽松的格局逐步 改善，煤价快速修复，下游复工复产加速提振需求，煤价 V 型反转，迎峰度夏旺季煤价突破 600 元线。7 月份水电挤压火电负荷，需求走弱，煤价随之走弱。随后供给再度紧张，动力煤价持续走高，加之“冷冬”寒潮天气的到来，煤炭需求旺盛， 供暖季秦港 5500 动力煤价于 11 月份再度突破 600 元线，至 2020 年底，秦港 5500 动力煤价达 790 元/吨，并于 2021 年 1 月 18 日突破 1000 元线。近期，随着气温逐步回升，局部地区疫情反复，春节将至，部分企业即将停工，电厂日耗 将下降，采购节奏随之放缓，之前旺盛的需求将有所回落。体现在价格端，当前（截至 2021 年 2 月 10 日），动力煤价高位回调至 677 元/吨。2、炼焦煤：进口受限扰动，价格不断提涨2020 年 2 月份之前，受疫情影响，煤矿复工复产进程较慢，炼焦煤价小幅度提涨。 3-8 月份，各主产地煤矿产能供应逐步恢复，焦煤主产地山西省未受限产的影响，煤炭产 量同比正增长，进口焦煤也带来一定冲击，同时，下游焦炭去产能力度加大，焦化企业持续低 库存策略，需求下滑导致炼焦煤价格承压，小型焦化厂开工率同比大幅度下滑，供需改善情况 弱于动力煤，受此影响，此期间焦煤价格一直在低位徘徊。9 月至今，炼焦煤呈现供需紧格局，价格不断提涨。10 月份澳洲煤进口被叫停，国内炼 焦煤供给收紧，经济持续复苏，下游钢厂开工率持续保持高位，焦价提升促进焦企积极补库存， 供需格局偏紧，炼焦煤价格补涨并持续提升。当前京唐港山西产主焦煤价格为 1690 元/吨，创 2019 年 8 月份以来新高。3、焦炭：去产能超预期，焦价强势运行2020 年 1-4 月阶段，焦企开工率维持在较高水平，供给宽裕叠加疫情影响，供需面平稳 运行。春节后由于钢材价格大幅下降，钢企成本端压力加大，同期焦炭产量同比降幅较少，供 需宽松，焦价下跌。2020 年 5-6 月份，经济开始复苏，钢材去库存速度加快，带动高炉开工率提升并维持高 位，山东、江苏省焦化去产能导致焦炭供给偏紧，焦炭累计提涨六轮。 7 月份以来，钢企生产强度持续提升带动焦炉开工率走高，焦价回升后焦炭产量快速恢复， 供需格局逐步平衡，焦价弱势运行，进口焦炭到货带动库存逐渐累积，焦炭连续三轮提降。 8 月份至今，山西省焦炭去产能执行力度超预期，河北、山东等地也在进行焦化集中去产 能，叠加钢材需求持续增长，钢企生产积极性较高，高炉开工率维持高位，整体供需偏紧，焦 价持续提升。上周主产地焦炭价格普遍实施第 13 轮涨价 100 元/吨，2020 年 8 月中至今累计 上涨 800 元/吨，即将落实第 14 轮涨价 100 元/吨，累计涨幅将达 900 元。钢厂补库存需求强 劲，各主产地产能释放缓慢，支持焦价持续强势运行。（三）业绩回溯：伴随煤价回升，业绩逐季改善行业整体盈利下降，上市公司表现较优。近年来，受环保政策的影响，以及煤炭行业供 给侧改革的推动，煤炭行业整体营收和利润额呈现波动下行趋势。根据统计局的数据，2020 年，中国规模以上煤炭企业主营业务收入为 20002 亿元，同比下降 19.3%；2020 年，规模以 上煤炭企业利润总额为 2223 亿元，同比下降 21.7%。部分受疫情影响，2020 年全年数据同比 增速处于历史低位水平。行业亏损面仍保持在历史高位水平。20 年 Q1-Q3，随着煤价不断提升，上市煤企业绩不断改善。Q2、Q3 单季业绩环比提升约 20%，Q3 单季盈利同比提升 7.8%，Q4 煤价仍高位上涨，预计 Q4 煤企盈利持续环比增长，并 有望实现全年同比正增长。2021 年预计煤价仍将高位运行，叠加 Q1、Q2 板块业绩低基数，预计 2021Q1、Q2 业绩实现大幅增长。2020 年上半年，受疫情及供给偏宽松格局影响，煤价下跌，煤炭板块主要企业营收和利润均呈现下滑态势。Q3 季，随着煤价的修复回暖，板块业绩也触底反弹。分各不同子板块来看，动力煤、焦炭板块盈利修复速度较快，炼焦煤因价格回暖较晚，盈利能力回升速度较慢，但单季同比仍在修复途中；无烟煤板块还有待进一步修复。2020 年煤炭行业规模以上企业实现利润总额同比下降 21.7%，但是从上市公司层面看，由于资产质量优于行业平均水平，煤企上市公司盈利能力仍具备韧性。根据煤企三季报，27家煤炭开采公司（动力煤、炼焦煤、无烟煤板块）2020 年前三季度合计营业收入和归属于母公司净利润分别为 7611 亿元和 705 亿元，同比分别下降 0.4%和 11.6%。而扣除神华后，26 家公司合计营业收入和归属于母公司净利润分别为 5951 亿元和 369.7 亿元，同比分别增加 1.5%和下降 13.4%。扣除非经常性损益后，前三季度 27 家公司合计归母净利以及扣除神华后的 26家公司合计归母净利分别为 615 亿元和 296 亿元（去年同期为 756 亿元和 403 亿元），同比分别下降 18.6%和 26.5%前三季度归母净利润规模较高，增速较高的公司包括陕西煤业、金能科技等。二、2021 煤炭行业供需格局及价格展望（一）供改重塑格局，需求稳健复苏1、新增产能回落，行业投资下降由于新核准的煤矿产能大幅下降，煤炭行业投资增速较 2019 年大幅下降，2019 年是两位 数增长，2020 全年同比 2019 年下降 0.7 个百分点，增速比 2019 年下降 30.7 个百分点。原煤产量稳中有降，进口煤占比稳定。在 2016 年以来，随着煤炭行业供给侧改革的不断 推进，去产能持续进行，我国原煤产量一直保持低速增长。2020 年，我国原煤产量 38.44 亿吨， 同比下降 0.1 个百分点，低于 2014 年我国原煤产量的阶段性高点 38.74 亿吨，较去年产量稳中 有降。从供给结构上看，国产煤依然是供给端的主要来源，进口煤占我国原煤供应的 7%左右。行业集中度不断提升，大型煤企话语权加强。据中国煤炭工业协会统计与信息部统计， 2020 年 1-11 月，协会直报大型煤炭企业原煤产量完成 25.1 亿吨，同比增加 4815.0 万吨，增 长 2.0%，占全国产量 72.1%，占比连续两年小幅下降；同期，全国前 10 煤企累计产量 16.7 亿吨，占全国同期产量 48%，较 2019 年全年的 46%有较大提升。产量占比的变化凸显了行业 集中度提升趋势不断加强，超大型煤企的市场话语权进一步提升，市场格局深刻变化。国家将 优化煤炭资源布局。根据《煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见》，预计“十四五”期间 全国煤炭消费年均增速回落到 1%左右。到“十四五”末，国内煤炭产量控制在 41 亿吨左右， 较“十三五”规划增长 5.13%；全国煤炭消费量控制在 42 亿吨左右。全国煤矿数量控制在 4000 处左右。培育 3~5 家具有全球竞争力的世界一流煤炭企业。推动企业兼并重组，组建 10 家亿 吨级煤炭企业。意见提出，优化煤炭资源开发布局，预计煤炭资源禀赋较优异的 14 个基地预 计产量将达到 39.6 亿吨左右，占目标产量比例为 96.6%。进口煤量预计中长期维持在每年 3 亿吨，总体对国内供给影响有限。2020 年全国煤炭进 口量 3.04 亿吨，累计同比小幅上升 1.5%，增速较 2019 年全年下降 4.8 个百分点。2020 年 5 月份以来，随着疫情得到控制，进口煤管控力度持续加大，煤炭进口持续收紧，进口量累计同 比增速逐月下滑，降幅扩大。年末新增配额缓步落实，进口煤量小幅增长，但全年累计增速仍 呈现同比下降趋势。全球经济回暖将带动国内外煤炭价差收窄。国内煤价自 5 月份疫情得到初步控制经济复 苏快速反弹，但是国外受疫情扩散影响，海外需求仍处于低迷状态，煤价并未同步上涨，海内 外煤炭价差持续扩大。12 月份，CCI 进口 5500（含税）动力煤价格指数较国内 CCI5500（含 税）动力煤价格指数便宜将近 300 元/吨，随着全球经济回暖，预计价差将逐渐缩小，对国内 市场形成提振。 进口干预是政府调控煤价的重要措施之一。供给侧改革以来，政府会择机在国内煤炭供 求关系弱化之时出台限制性保护措施，稳定国内煤炭价格体系。未来随着经济以内循环为主，煤炭行业供应能力有所加强，有能力承担国内保供任务，预计进口煤量仍难有较大增幅，2021 年及以后全年进口煤量料将维持在 3 亿吨左右。在进口干预政策的大背景下，进口煤量长期稳 定，对国内总供给影响有限。上游产地库存及中下游港口库存、电厂库存均处于近四年低位。随着供给侧改革去产能 政策的不断落实，叠加安监和环保因素，煤企库存不断受到限制，国有重点煤矿煤炭库存从 2015 年 11 月的高点 5656 万吨不断下滑至当前的 2000 万吨左右，是全国煤炭日产量的 2 倍。 同时，2020 年下半年，秦皇岛港煤炭库存维持在 500 万吨的水平，低于 2019 年同期的 600-650 万吨水平，更低于 2018 年的 600-700 万吨水平。下游重点电厂煤炭库存总计到 12 月份下降至 近四年低位水平，仅 6665 万吨，重点电厂煤炭库存可用天数也大幅下滑至 13 天，低于近四年 同期水平。产地及中下游库存低位凸显了当前煤炭供给端的紧张形势，预计在 3 月前后进入煤 炭消费淡季时期，库存紧张问题能得到缓解。2、宏观指标向好，复苏趋势确立受疫情影响，世界各大经济体 2020 年上半年经济景气程度不断下滑，但下半年以来，以 美国为代表的的发达经济体经济不断向好，除日本外，美国、欧元区经济体制造业 PMI 显示较强韧性。我国国内经济也呈现企稳反弹，工业生产迅速复苏的态势，2020 年 12 月 PMI 达 51.9，维持在近三年的高位水平。国内固定资产投资增速快速修复。基建固定资产投资累计增速 7 月份转正并呈现增速不断 扩大趋势；房地产开发投资完成额累计同比增速 6 月份转正，全年投资增速 7%，呈现较强韧 性；制造业固定资产投资累计增速虽全年仍尚未转正，但降幅明显收窄。基建及地产的强韧性 预计在 2021 年仍将持续，支撑上游大宗商品需求；制造业有望接力地产基建，促进上游需求 稳中有升。从煤炭全行业供需格局来看，未来将保持平衡。供给端，新增产能大幅回落，行业投资 增速大幅下降，原煤产量稳中有降，进口煤在政府平控政策指引下，进口量保持平稳，对国内 的供给补给有限。十四五规划指引煤炭产量控制在 41 亿吨，消费量控制在 42 亿吨，目标达到 供需平衡。叠加煤炭上游产地库存以及中下游港口、电厂库存均处于近四年低位，行业整体供 给将温和扩张。需求端，世界各大经济体宏观指标向好，经济复苏，国内基建及地产投资增速 呈现强韧性，预计 2021 年将以制造业进一步复苏为契机，基建地产保驾护航，支撑上游需求 稳中有升。（二）动力煤：供需趋于平衡，价格料将回归绿色区间2013 年至 2020 年，动力煤供给和需求整体呈现由供需偏紧到供需逐步平衡的态势。2016 年开启的煤炭行业供给侧改革，加速行业出清，叠加需求持续向好，是 2016-2019 年动力煤总 体供需偏紧的主要因素，年度供需缺口维持在 1-1.5 亿吨水平。2020 年，受疫情影响，年初动力煤需求大幅下滑，保供政策下需求有一定的释放，导致供给呈现宽松格局，但随着疫情得到 控制，经济复苏，5 月之后供需缺口逐步扩大，2020 年 1-11 月份累计供需缺口为 0.2 亿吨， 供需整体格局趋于平衡。1、供给端：产地供应偏紧，库存处于低位产地供应：2016 年供给侧改革之后，煤炭产能逐步向山西、陕西、内蒙古地区集中。中 西部产煤区的重要作用和战略地位越发凸显，山西、陕西和内蒙古自治区煤炭产量占全国总产 量的比重已经超过 70%。山西、陕西省原煤产量 2020 年同比增长 8.2%和 6.3%，增速稳定。2016-2019 年，内蒙古地区煤炭产量一直位于全国第一，略高于山西省产量，但是 2020 年 2 月底，内蒙古开展“涉煤领域倒查 20 年反腐工作”，针对全省煤矿进行核查和专项调查， 对内蒙古的煤炭行业表外产量产生重要影响，5-9 月份，内蒙古通过煤管票限制对区域内煤矿 产能进行限制，2020 年 1-9 月份内蒙古累计原煤产量同比下滑 10.8%，达年内最低点。之后四 季度政策支持保供，内蒙古产能放开，产量加速释放，但 2020 年全年内蒙古产量仍同比下滑 7.8%，对国内整体煤炭供应影响较大。2020 年全年，国内动力煤产量总体为 31.8 亿吨，同比 仅微幅增长 1.8%，2019 年增速为 5.6%，产地供给放缓明显。2021 年，预计产地增量仍然释放有限。发改委多次召开会议安排部署保供工作，但产地 安监压力仍不断加大，环保预警频发，预计供给方面扰动因素仍较多，产地供应仍持续偏紧。进口：2020 年全年动力煤+褐煤各月份进口量呈现“U”型走势。2020 年初受2019 年底 进口煤积压量集中通关影响，以及疫情阻断了部分地区煤炭运输，进口煤量大幅增长，1-4 月 份均高于近四年历史同期水平。随着经济逐渐复苏，进口煤管控日渐严格，5-11 月份，各月 进口煤量均低于近四年内历史同期水平。随着年末新增配额缓慢落实，12 月份，进口量大幅增长，高于历史同期水平。但由于总量绝对值仍较小，对国内总体供需格局影响有限。分国别 来看，2020 年进口煤主要来自印尼、澳洲以及俄罗斯。未来随着进口政策逐步收紧，以及中 澳双边关系未得到改善之前，澳煤进口禁令仍将维持一段时间，当前新增配额预计以印尼、俄 罗斯煤炭为主。作为 2020 年中国进口煤炭量排名第一、第三的国家，印尼和俄罗斯都在谋求 积极加大对中国的煤炭出口力度。过去四年，动力煤+褐煤的进口量维持在每年 1.6 到 1.8 亿吨，相对比较稳定。进口煤月 度分步不均匀的现象会对煤炭价格的市场预期产生影响，形成波动。总体而言，相较于进口煤， 产地煤炭的增产仍是保供的主要方向。终端库存预计在春节过后将有所回升：从重点电厂煤炭库存及库存可用天数的历史趋势 来看，当前库存处于近 4 年来较低水平。从历史走势来看，每年 3 月份之后库存量将有明显提 升，当前预计库存紧张局势仍将维持一段时间，对煤价形成支撑。2、需求：下游耗煤稳增，供需格局向好动力煤的下游包括电力、建材、化工、冶金、供热和其他，2020 年全年，动力煤累计消 费量 34.4 亿吨，同比增长 2.7%，增速较 2019 年回落 1.3 个百分点。从各下游行业 2020 年全 年消费量增速来看，电力行业对需求拉动略显不足，但冶金、建材、供热、化工等行业对动力 煤保持较旺盛的需求。电力：动力煤下游需求结构中近 60%为电力行业。在用电量的行业结构分布中，过去 10 年制造业用电量占比总体保持在 50-60%，制造业投资的逐步修复将支撑上游能源及煤炭需求。 地产、基建投资保持强韧性也将拉动电力需求强劲增长。2020 年入汛以来，全国大部分地区 持续强降雨，洪水频发，受此影响，水力发电量在 9 月份累计回正，修复速度先于火电。预计 水电出力增强的情形在 2021 年出现的概率下降，火电受挤压程度将减弱。从发电量绝对值表 现来看，新能源发电量增速显著高于传统的火电与水电。但考虑到新能源发电仍具有不稳定特性，中期 5-10 年的维度考虑，火电仍是全社会电力供应的“压舱石”，占比有望维持在 70%左 右，在电源结构中的主体地位依然会比较稳固。我们预计，2021 火电电量将保持较快增长， 并有力拉动煤炭需求。2 月 2 日，中国电力企业联合会发布《2020-2021 年度全国电力供需形 势分析预测报告》预计，2021 年全社会用电量增速前高后低，全年增长 6%-7%；全国电力供 需总体平衡，局部地区电力供应偏紧。预计电力耗煤 2021 年增速为 2.8%。冶金：2020 年冶金行业较为有力的拉动了动力煤消费。得益于国内经济的快速复苏，冶 金行业动力煤消耗量同比增速在 5 月份就已累计回正，并一路攀升，2020 全年增速达 7.5%， 在各耗煤行业中表现最为亮眼。2020 年全年，粗钢产量同比增速 5.2%，预计在地产、基建的 强有力的拉动下，2021 年增速预计 5%左右。建材：2020 年全年，水泥产量 23.8 亿吨，同比增长 1.6%，2020 全年累计耗煤 3.2 亿吨， 同比增长 6.6%。随着地产竣工周期的必然到来，以及新开工和施工面积维持高位，将拉动建 材行业需求向好，预计建材耗煤 2021 年增速在 7%左右。化工：2020 全年行业累计动力煤消耗量 2 亿吨，同比增速 2.5%，预计 2021 全年增速 2.1%。 供热：2020 全年供热行业累计动力煤消耗量 2.9 亿吨，同比增速 2.8%，预计 2021 年增速 将达 3%。根据各下游行业耗煤量增速的假设，我们测算得出，预计 2021 年动力煤需求同比增长 3.4%，全年动力煤供需实现紧平衡。3、价格预判：回归绿色区间，煤价中枢上移2021 年动力煤价格总体有望回落至绿色区间。短期内，煤炭价格在高位仍有支撑，原因 1） 产地监管仍较严格，产量释放有限；2）港口库存处于历史低位，3 月份进入淡季后有望回升。 3）经济复苏，需求端有望明显改善。预计春节后需求将季节性回落，伴随产能有序释放，进 口额均衡调整，供给将略宽松，供需平衡致使煤价逐步回归绿色区间（550-570 元/吨），但价格中枢上移高于 2020 年。（三）炼焦煤：煤焦产业链景气度持续，价格中期补涨需求强烈1、供给端：新增产能有限，进口扰动较大相较于其他煤种，炼焦煤属于稀缺资源，尤其是我国低硫优质主焦煤资源有限，我国每年 需要从国外进口焦煤约 7000 万吨，且进口煤占我国焦煤总供给的比例逐年攀升，对外依存度 整体不断上升。国内新增焦煤产能有限。2020 年，我国炼焦煤进口数量为 7262 万吨，同比下 降 2.7%。进口结构来看，2020 年，从澳洲进口的炼焦煤为 3535 万吨，同比增 14.6%，占比 49%；从蒙古进口的炼焦煤为 2377 万吨，同比下降 30%，占比 33%。澳洲和蒙古是我国炼焦 煤进口的两大主要来源，合计占比 81%。未来进口端扰动较大，2020 四季度以来，我国对澳 煤进口实施限制，蒙古煤受其国内疫情影响，通关效率降低，两者皆对炼焦煤进口产生较大影 响。在澳煤和蒙煤同时受限的情况下，我国炼焦煤的供给结构性短缺问题将更加凸显。2、需求端：下游需求向好，双焦价差扩大炼焦煤下游焦炭企业需求向好。随着焦炭下游粗钢生铁产量增速逐步扩大，国内焦化厂 焦炉开工率回升并保持高位，尤其以产能大于 200 万吨焦化厂为代表，开工率维持在 85%左 右。煤焦钢产业链整体景气度高涨对焦炭需求形成支撑，2020 年焦炭产量同比增速 5.2%，生 铁产量同比增速 4.3%。焦炭、钢材等产品价格在四季度步入上行通道，8 月中旬至今，焦炭 价格已经连续 15 轮提涨，累计涨幅达 1000 元/吨，myspic 钢价指数也显示钢材等价格处于高 位，焦价强势上涨大背景下，双焦价差进一步扩大。3、价格研判：价格向上传导，补涨空间较大中期来看，炼焦煤补涨空间较大，原因：1）国内炼焦煤新增产能有限，进口端受澳洲煤 炭进口限制以及蒙古煤炭通关速度缓慢的影响将在一定时间内存在，进口扰动较大，国内有效 供给处于偏紧状态；2）下游需求旺盛将支撑炼焦煤价格上涨。焦企开工率有望维持在高位， 焦炭价格强势上涨提升焦化企业利润，对上游炼焦煤原料的价格上涨接受程度不断提高；3）双焦价差不断扩大，虽焦煤市场长协煤数量的提升降低了焦煤价格的整体波动性，但产业链下 游商品价格持续上涨必然传导到上游原材料端，焦煤价格跟涨需求强烈，存在补涨空间。（四）焦炭：区域化去产能为主线，价格强势助力盈利抬升1、供给端：地区环保限产，供给持续收缩焦化属于传统化工行业，近年来一直面临产能过剩和高耗能高污染问题。近年来，行业供 给呈现以重点省份去产能为核心，环保限产为主线，供给持续收缩的格局。环保限产和落后产 能退出导致焦炭 2020 年产量与 2019 年持平，为 4.7 亿吨。根据 Mysteel，2020 年净淘汰焦炭 产能 2388.1 万吨，占 4.7 亿吨总产能的 5.1%。从产量产地供给结构来看，2020 年焦炭产量前五的省份为山西（10494 万吨）、陕西（4897 万吨）、河北（4826 万吨）、内蒙（4222 万吨）、山东（3163 万吨），向西部地区集中且靠近资 源产地。相较于 2019 年，2020 年焦炭产量增加的省份前五是山西（+794 万吨）、内蒙古（+545 万吨）、新疆（+258 万吨）、陕西（+210 万吨）、宁夏（+130 万吨）；焦炭产量下降的省份前五 是山东（-1758 万吨）、江苏（-298 万吨）、河南（-182 万吨）、河北（-158 万吨）、湖南（-33 万吨）。这与焦炭行业供给侧改革的大方向趋于一致。2016 年供给改革以来，中央和地方层面 都出台了较多焦炭行业去产能政策。2020 年焦化行业去产能和环保限产看点集中在山西、河 北、山东、河南等省份。库存：目前，焦炭行业库存结构的各环节库存量均处于低位：1）焦化厂方面，以产能大 于 200 万吨独立焦化厂为代表的厂家库存处于近 4 年来低位水平；2）下游钢厂方面，国内样 本 110 家钢厂库存 2020 年四季度以来大幅下降，近期略有反弹回升，但仍处于历史低位；3） 四大港口方面，焦炭库存总计低于 2019 年同期水平。2、需求端：下游需求旺盛，盈利持续扩张需求：从焦炭的消费结构来看，钢铁企业高炉用冶金焦用量占焦炭消费总量的 85%左右。 钢铁主要的下游产业包括地产、基建、机械、汽车等。2020 年 5 月之后，随着各行业复工复 产提速以及经济迅速复苏，生铁及粗钢产量累计同比增速不断提升，焦炭下游需求向好。2020 年 12 月 28-29 日，全国工业和信息化工作会议在京召开。会议强调，2021 年重点工作包括： 围绕碳达峰、碳中和目标节点，实施工业低碳行动和绿色制造工程，坚决压缩粗钢产量，确保 粗钢产量同比下降。2020 年，全国粗钢产量为 10.5 亿吨，同比增速 5.2%，高炉开工率不断提升。若未来压降粗钢产量有具体政策严格实施，2021 年粗钢产量增速将大概率呈现不增或者 下降趋势。市场或担心粗钢产量受限制，焦炭需求受到较大程度的抑制，我们认为，压降粗钢 产量有助于改善钢材行业供需格局，钢材利润有望增厚，钢企对上游焦炭的价格接受程度也会 随之提升，有助于焦企盈利维持在较好水平。3、价格研判：整体供需偏紧，焦价维持高位2020 年是“打赢蓝天保卫战”收官之年，“环保”力度明显提升，“去产能”政策持续推 进，新增产能因疫情影响投产进度普遍滞后，叠加焦炭库存整体偏低，焦炭行业供需缺口短期 难以消除，工信部会议强调坚决压缩粗钢产量虽对钢材产量增速产生影响，但钢材行业供需格 局的改善仍将使得钢企盈利持续扩张，有助于焦炭企业利润维持。主产地焦炭价格不断上涨， 近期实施第 15 轮涨价 100 元/吨，2020 年 8 月中至今，主产地焦炭价格已经累计上涨 1000 元 /吨，预计供给紧缩需求稳定大背景下，2021 年焦价仍将维持高位水平。三、投资建议行业总体供需格局未来将保持平衡。供给端新增产能大幅回落，行业投资增速下降，原煤 产量稳中有降，行业集中度不断提升，大型煤企话语权加强，市场格局发生深刻变化。预计进 口煤量中长期将维持在每年 3 亿吨左右，总体对国内供给影响有限。上游产地库存及中下游港 口、电厂库存均处于近四年低位。需求端各项宏观指标向好，经济复苏趋势确立，国内固定资 产投资增速快速修复，房地产投资呈现较强韧性，2021 年制造业有望接力地产基建促进上有 需求稳中有升。动力煤方面，供给端，2021 年，预计产地增量仍然释放有限。发改委多次召开会议安排 部署保供工作，但产地安监压力仍不断加大，环保预警频发，预计供给方面扰动因素仍较多， 产地供应仍持续偏紧。终端库存预计在春节过后将有所回升，进口量将维持稳定；需求端，预 计下游电力、冶金、建材、化工、供热和其他 2021 年动力煤耗煤量增速分别为 2.8%、5%、 7%、5.5%、3.5%及 2%，下游整体耗煤增速 3.4%。价格端，预计春节后需求将季节性回落， 伴随产能有序释放，进口额均衡调整，供给略宽松致使煤价逐步回归绿色区间（550-570 元/ 吨）。炼焦煤方面，供给端国内新增焦煤产能有限，对外依存度不断上升。未来进口端扰动较大。 四季度以来，我国对澳煤进口实施限制，蒙古煤受其国内疫情影响，通关效率降低。两者皆对 炼焦煤进口产生较大影响。在澳煤和蒙煤同时受限的情况下，我国炼焦煤的供给结构性短缺问 题更加凸显。需求端，煤焦钢产业链整体景气度较高，对焦炭需求形成支撑。价格端，焦炭、 钢材等产品价格在四季度步入上行通道。双焦价差不断扩大，虽焦煤市场长协煤数量不断提升 降低了焦煤价格的整体波动性，但产业链下游商品的持续上涨必然传导到上游原材料端，焦煤 价格预计跟涨需求强烈。焦炭方面，供给端，近年来，行业供给呈现以重点省份去产能为核心，环保限产为主线， 供给持续收缩的格局。目前，库存结构的各环节，库存量均处于低位；需求端，生铁及粗钢产 量累计同比增速不断提升，焦炭下游需求向好。市场或担心工信部会议强调压降粗钢产量，焦 炭需求会受到较大程度的抑制，我们认为，压降粗钢产量有助于改善钢材行业供需格局，钢材 利润将会增厚，钢企对上游焦炭的价格接受程度也会随之提升，有助于焦炭企业利润维持在较 好水平。价格端，供需紧张的局面下，预计 2021 年焦炭价格仍将维持高位，焦企利润位于较 高区间。四、重点公司分析（详见报告原文）（一）中国神华。（二）陕西煤业。（三）山西焦煤。（四）金能科技。……（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。