一、2021年度行情走勢回顧

回顧2021年以來的動力煤走勢，由于2020年以來的供不應求問題延續(xù)，年初煤價高位徘徊，隨著發(fā)改委再度提及并深化保供政策，產(chǎn)地持續(xù)生產(chǎn)，緩解下游冬季用煤緊張情況，帶動煤價持續(xù)下行，并一度回歸至紅色區(qū)間以下。

但進入3月后，相關保供政策退出，各地嚴查超產(chǎn)問題，產(chǎn)能釋放緩慢，疊加外礦方面，澳煤進口受阻、印尼煤受到齋月、疫情等影響，進口驟減，供需矛盾不斷激化，至5月中旬，動力煤09合約一度漲至944.2元/噸的高位，港口現(xiàn)貨成交也徘徊在900元左右，各動力煤指數(shù)紛紛停止報價。

此后，國常會多次召開并對大宗商品價格問題做出指示，各地相關部門積極部署保供增產(chǎn)工作，同時要求部分地區(qū)下游錯峰生產(chǎn)，一度帶動煤價再次回落。但7月初黨慶的召開以及煤炭事故的影響，保供增產(chǎn)并未真正落實，同時夏季迎峰度夏補庫需求依然較強，故煤價在基差修復驅動下，再度上漲。

9月，發(fā)改委要求推動簽訂煤炭中長期合同對發(fā)電供熱企業(yè)直保并全覆蓋，同時發(fā)改委要求電廠提前完成補庫則又加劇了短期市場的緊張程度，市場煤價格持續(xù)飆升并帶動動力煤期貨價格走高，至10月中旬，動力煤主力合約一度漲至1982元的高位，一舉走出歷史新高。

10月18日起，發(fā)改委連續(xù)發(fā)文30余篇文章旨在抑制煤價上漲，以多種手段并行的方式，對保供、控價、長協(xié)、打擊投機等煤炭運行的多角度進行干預。同時交易所亦出臺多項措施，限制動力煤過度投機行為，受此影響，動力煤價應聲下跌，目前2005合約回到700元/噸左右，港口煤價回到千元水平后一度走平，年末價格松動向下。

圖1 動力煤指數(shù)走勢

數(shù)據(jù)來源：文華財經(jīng) 國聯(lián)期貨

二、政策端脫虛向實推進增產(chǎn)

自2020年煤價快速上漲以來，政府主管部門多次調(diào)整煤炭行業(yè)相關政策。

3月初政府主導的煤炭保供工作結束。三西地區(qū)隨即組織開展煤礦安全生產(chǎn)大排查。同時內(nèi)蒙地區(qū)倒查煤炭反腐20年工作仍未結束，而新一輪的反腐工作又陸續(xù)在陜西地區(qū)展開，極大限制了煤礦的超產(chǎn)，帶動煤價大幅反彈。

5月，動力煤期現(xiàn)貨價格一度沖高至900元/噸以上的高位，國常會四次表示要保障大宗商品供應，遏制不合理上漲。政策層面開始從三個方面對煤價過高問題進行宏觀調(diào)控。包括價格層面加強期現(xiàn)貨市場聯(lián)動監(jiān)管，排查異常交易和惡意炒作；要求在安全生產(chǎn)的前提下，合法合規(guī)釋放優(yōu)質煤炭產(chǎn)能，加大鐵路發(fā)運力度，增加市場供應；另外，發(fā)改委也對下游召開會議，要求如廣東等相關區(qū)域提前開啟錯峰用電，從需求終端緩解電煤供應緊張的問題。一系列的組合手段介入后，煤價高位回調(diào)。

然而，這類舉措在一定程度上打擊了市場上的投機情緒，對市場緊張局面有一定的緩解，但并無助于逆轉實際的供需結構。上半年制造業(yè)增長迅速，少數(shù)地區(qū)錯峰限電對需求抑制有限，同時，下游電廠前期寄希望于政策出臺快速壓低煤價，故前期并未進行大幅補庫，因此在迎峰度夏階段，庫存始終處于低位徘徊。而隨著7月1日百年黨慶的臨近，疊加河南等地發(fā)生煤礦安全事故，各地環(huán)保及安全檢查的程度大幅提升，煤炭生產(chǎn)反而再度降至低位。

期間發(fā)改委一度發(fā)文呼吁動力煤下跌回歸合理價格，但政策端仍以控價為主，增產(chǎn)的呼吁仍受到地方環(huán)保、安檢、反腐等多重因素的阻礙。而脫虛向實，切實核增產(chǎn)能成為了解決供需問題的唯一解。

故自8月起，發(fā)改委陸續(xù)推動內(nèi)蒙古、山西等地核增產(chǎn)能超過4.6億噸。不過由于保供政策見效周期較長，短期內(nèi)影響有限，進入9月，發(fā)改委要求推動簽訂煤炭中長期合同對發(fā)電供熱企業(yè)直保并全覆蓋，并要求將發(fā)電供熱企業(yè)中長期合同占年度用煤量的比重提高到100%，此舉在一定程度上將電力需求同市場煤采購剝離，市場煤價與電價實現(xiàn)脫鉤。而在此影響下，一方面市場煤缺少行政控價約束，另一方面發(fā)改委要求電廠提前補庫則使得市場煤供求失衡加劇。這也成為9月動力煤大幅上漲，偏離正常價格區(qū)間的主要原因。

10月中旬，發(fā)改委連續(xù)發(fā)文，協(xié)同其他部門密集出臺各項政策，以多種手段并行的方式，對保供、控價、長協(xié)、打擊投機等煤炭運行的多角度進行干預。同時，能耗雙控的需求側約束則在一定程度上抑制了動力煤的消耗。動力煤期現(xiàn)價格共振下跌，期貨價格跌至700元附近，港口現(xiàn)貨價格目前已跌回千元以下。此時，前期保供增產(chǎn)落實下，實際產(chǎn)量提升明顯，供需關系顯著修復，或將引導后市煤價繼續(xù)向下回歸。

三、表外產(chǎn)量下降向保供增產(chǎn)生效轉變

2021年最新數(shù)據(jù)顯示，11月份全國原煤產(chǎn)量37084萬噸，同比增長4.6%，增速下半年以來持續(xù)走高，2019年以來累計增長6.1%，日均產(chǎn)量上升到1236萬噸。1-11月份，全國共生產(chǎn)原煤367427萬噸，同比增長4.2%，同比增量達到19246萬噸，增速較2020年有所上漲?？傮w節(jié)奏來看，年初在保供增產(chǎn)的要求下，產(chǎn)量恢復較好，但3月初隨著兩會召開，發(fā)改委宣布提前退出保供，則使得市場供需平衡逐漸被打破。地方政府在安檢、反腐、環(huán)保等方面開展大量工作，在客觀上使得表內(nèi)產(chǎn)量大幅收縮，二季度前后原煤產(chǎn)量呈現(xiàn)負增長態(tài)勢，而7月開始，發(fā)改委保供政策逐步脫虛向實，產(chǎn)量開始逐步回升。

除了表內(nèi)產(chǎn)量外，以往煤炭供應有很大一部分屬于表外產(chǎn)量。這部分從2020年起，由于內(nèi)蒙、陜西等地開展反腐調(diào)查，并對超產(chǎn)現(xiàn)象重點清理打擊，內(nèi)蒙地區(qū)又對煤管票進行嚴格限制，導致表外產(chǎn)量大幅下降。從供需關系角度來看，表外產(chǎn)量的收縮使得前期總體供應難以匹配需求，這也是前期煤價上漲的主要動因。目前，隨著發(fā)改委從各個層面推進核增產(chǎn)能，并在一定程度上延緩老舊產(chǎn)能，保供增產(chǎn)真正產(chǎn)生的成效有望在2022年得以體現(xiàn)，同時當前在利潤驅動下，部分地區(qū)超產(chǎn)、盜采等違法行為亦有抬頭，供應有進一步寬松的趨勢。

據(jù)估計，2021年原煤產(chǎn)量在40.5億噸左右。而通過2020年公布的產(chǎn)能數(shù)據(jù)估算，加上2021年以來的保供新增產(chǎn)能，在產(chǎn)產(chǎn)能已超44億噸，剔除掉2021年臨時核增的產(chǎn)能，2022年原煤的在產(chǎn)產(chǎn)能也已超過43億噸。這也意味著，保供政策將大概率在2022年春季退出，但保供政策下擴大的產(chǎn)能將進入實質收效階段。參照當前產(chǎn)能總量，以5%的增速計算，則2022年原煤產(chǎn)量大約在42.5億噸左右。

圖2 原煤產(chǎn)量及進口數(shù)量

數(shù)據(jù)來源：wind資訊 國聯(lián)期貨

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四、煤炭進口量創(chuàng)新高但高增長難持續(xù)

2021年年初，進口煤價格優(yōu)勢不在。由于海外各國逐漸從疫情當中恢復，故動力煤外需持續(xù)火熱；同時，受疫情隔離影響，海運市場運力持續(xù)緊張，疊加原油價格反彈，進口煤運價較2020年明顯增加；同時，印尼、蒙古等主產(chǎn)地，2021年持續(xù)受到疫情的影響，生產(chǎn)、運輸及通關皆有反復，這也導致進口煤供需結構同樣面臨偏緊的問題。受此影響，國內(nèi)進口煤數(shù)量偏低，同比衰退幅度較大，年中累計同比衰退幅度一度在15%以上。但隨著6月份進口管控措施的放松，下半年以來，除澳煤外，其他地區(qū)煤炭進口均全面開放，進口總量穩(wěn)步提升，據(jù)海關總署數(shù)據(jù)：2021年1-11月份，我國累計進口煤炭29272.8萬噸，同比增長10.5%。11月煤炭進口總量達3505.2萬噸，環(huán)比增幅30.1%，同比增幅198.03%。其中，11月我國動力煤進口2619萬噸，同比增長252%，環(huán)比增長20%，在保供增產(chǎn)期間一定程度上填補了市場空缺。

分國別來看，印度尼西亞是我國當前動力煤進口的主要進口國，其在我國進口總量中占比75%，2021年1-11月我國從印尼進口1.76億噸動力煤，同比增長54%，增加6200萬噸，填補了澳煤受限后的空白。俄羅斯目前是我國第二大進口國，進口占我國進口總量15%。除此以外，自9月以來，澳煤進口有所松動，部分積壓在港口的煤炭得以放行，目前并無官方信號證實澳煤禁令解除，但若中澳關系緩和，則澳煤進口放松有望持續(xù)。同時，我國繼續(xù)加大了從不同國家進口煤炭的力度，從南非、美國、莫桑比克等國家進口數(shù)量顯著增加。

往年進入下半年，進口煤平控政策的執(zhí)行就將提上日程，但由于2021年煤炭供應缺口較大，2021年下半年以來煤炭進口并未設限，全年呈現(xiàn)10%以上的高增長。平控政策被暫時擱置。但從2022年的供需來看，工業(yè)需求增速放緩，保供增量逐漸落實，增加進口煤的迫切性預計有限，進口平控政策預計仍將執(zhí)行，則2022年進口總量繼續(xù)增長的空間有限，平控后的總量預計與2021年持平。

五、下游消費高增長趨緩

根據(jù)統(tǒng)計局數(shù)據(jù)，2021年1-11月全社會用電量累計達74972億千瓦時，同比增長11.4%，增速同比大幅增長，主要因素是因為國內(nèi)外寬松經(jīng)濟政策下，工業(yè)生產(chǎn)向好，尤其是外需部分增速加快。從產(chǎn)業(yè)分項來看第一產(chǎn)業(yè)用電量為919億千瓦時，同比增長18.1%，增幅進一步提升；第二產(chǎn)業(yè)用電量達50255億千瓦時，同比增幅10.2%，9月能耗雙控以來，增速稍顯回落，用電占比67%，回落0.4%。第三產(chǎn)業(yè)用電13008億千瓦時，同比增速為三產(chǎn)最高，達到19%，疫情后同樣迎來較強勁的反彈。

工業(yè)用電方面，2021年1-11月份，全國工業(yè)用電量達到49320億千瓦時，累計同比增10.2%，但從當月數(shù)據(jù)來看，下半年由于受到能耗雙控的影響，以及未來外需走弱的預期，工業(yè)生產(chǎn)增速大幅放緩，2022年這部分需求預計將以承壓為主。

圖3 社會用電量&工業(yè)用電量

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除電力需求，非電耗煤行業(yè)，如粗鋼水泥等2021年在政策指引下，同樣呈現(xiàn)高開低走的格局。2021年1-11月全國粗鋼產(chǎn)量為達94635.9萬噸，累計同比下降2.6%。而上半年該項數(shù)據(jù)累計同比為增長11.8%，這主要是因為疫情后國內(nèi)外普遍采取積極的經(jīng)濟政策，導致上半年整體需求過熱，下半年以來，隨著政策端“碳達峰”具體落實，以及能耗雙控的影響，鋼材生產(chǎn)明顯收縮，同時房地產(chǎn)新開工陷入低谷，秋季以來衰退幅度在20%以上，則進一步拖累鋼廠開工。

圖4 高耗能產(chǎn)業(yè)增速累計同比

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目前，“房住不炒”的政策是由我國國家意志決定，房地產(chǎn)2022年拿地及新開工仍將呈現(xiàn)同比衰退，預計下半年同比數(shù)據(jù)才有好轉。而一般房屋施工數(shù)據(jù)滯后房屋新開工半年左右，則2022年房屋施工同樣將呈現(xiàn)同比負增長，建材消費預計將下降10%-15%。而作為動力煤的下游制品，水泥和玻璃的需求一般在房屋施工階段體現(xiàn)，當前水泥累計同比數(shù)據(jù)已經(jīng)轉負，累計衰退0.2%，預計2022年仍將維持弱勢運行。玻璃方面，1-11月產(chǎn)量同比增長8.4%，但隨著前期竣工高峰已過，當前單月產(chǎn)量同樣落入負增長，2022年需求承壓?？傮w而言，建材端對于2022年動力煤的消費將形成負反饋，預計需求衰退在10%以上。

六、替代能源增速良好

從替代能源方面來看，其他能源發(fā)電的產(chǎn)能同樣實現(xiàn)穩(wěn)定增長，導致火電占比略有下降至70.79%，前值為71.27%。水電方面，2021年白鶴灘水電站投入使用，上旬，最后一組發(fā)電機組吊裝完成，總裝機容量達16GW。全社會裝機總量穩(wěn)步提升。但由于拉尼娜現(xiàn)象的影響，2021年南方降雨資源偏少，水電發(fā)力相對有限，1-11月累計發(fā)電共11134億千瓦時，累計增速自下半年以來持續(xù)為負。2022年仍需觀察拉尼娜現(xiàn)象的持續(xù)時間以及對水電供應造成的擾動。

光伏方面2021年制造端增長勢頭強勁，技術持續(xù)發(fā)展升級，2021年1-9月，全國光伏累計發(fā)電量2486億千瓦時，比2020年和2019年分別同比增長24%、45%，兩年平均增長20.4%。2022年預計新增裝機容量在60-75GW，當前太陽能發(fā)電裝機總量約290GW。

核電方面，目前我國核電裝機容量已突破50GW，國產(chǎn)四代核電技術穩(wěn)步推進，山東榮成石島灣高溫氣冷堆核電站示范工程送電成功，第四代核電首次并網(wǎng)，核電建設有望向內(nèi)陸推進。截至11月數(shù)據(jù)，我國核電發(fā)電量累計值3702.4億千瓦時，累計同比增速為11.9%。目前核電占我國的發(fā)電比重為5.01%，較國際水平的10%仍有較大距離，未來仍有較大的發(fā)展?jié)摿Α?/p>

風電方面，據(jù)悉，目前風電投資在電源投資中占比已超50%。目前，風電并網(wǎng)裝機容量已達300GW時，較2016年實現(xiàn)翻倍。2021年風電發(fā)電量1-11月份累計5066.1億千瓦時，同比增速擴大至29.2%。陸上風電方面，已全面實施“平價上網(wǎng)”。而2022年新核準的海上風電項目不再補貼，則其度電成本較高，后期也將面臨搶裝退潮的壓力。則風電發(fā)電量的增速有望放緩。不過考慮到當前雙碳政策加持，火電占比下行仍是重要目標，則在成本倒逼和技術改革后，風電仍將迎來加速擴張期。而據(jù)估計，2021年國內(nèi)新增風電裝機40GW，預計2021-2025年間，年均新增風電裝機容量為55GW，2025年后，新增裝機容量年均將不少于60GW，風電占比仍將逐年提高。

七、長協(xié)價占比進一步提高

2021年12月3日全國煤炭交易會公布2022年煤炭長期合同簽訂履約方案征求意見稿，其中明確2022年煤炭長協(xié)的簽訂范圍進一步擴大，核定產(chǎn)能在30萬噸以上的煤炭生產(chǎn)企業(yè)原則上均被納入簽訂范圍，且簽訂資源量達到自由資源量的80%，同時要求發(fā)電供熱企業(yè)除進口煤以外的用煤100%長協(xié)覆蓋。同時征求意見稿明確了“基準價+浮動價”的定價機制不變，并設置5500大卡動力煤價格調(diào)整區(qū)間為550-850元之間，其中下水煤長協(xié)基準價由535元/噸上調(diào)至700元/噸，”；其次明確了“浮動價由“環(huán)渤海煤炭價格指數(shù)、CCTD秦皇島港煤炭價格指數(shù)、中國沿海電煤采購價格指數(shù)”等三個價格指數(shù)確定，調(diào)整為“增加了全國煤炭交易中心綜合價格指數(shù)”，選取四大指數(shù)每月最后一期價格，各按25%權重確定指數(shù)綜合價格，指數(shù)綜合價格比基準價每升降1元/噸，下月中長期合同價格相應同向上下浮動0.5元/噸。

圖5 動力煤活躍合約收盤價&動力煤年度長協(xié)價

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長協(xié)煤覆蓋范圍的進一步擴大，使得電廠基本退出市場煤交易，優(yōu)化了上下游主要受眾的匹配機制，長協(xié)機制將強化其托底作用，進一步優(yōu)化調(diào)節(jié)市場價格，平衡煤電企業(yè)之間的利潤分配。但從另一方面，市場煤的交易規(guī)模則將大幅收縮，其價格彈性走高，煤價波動預計將更為活躍。

煤電機制方面，2021年“基準價+上下浮動”定價機制全面實行，而由于煤價三季度大幅走高，自10月8日，國常會將上下浮動的上下限調(diào)整為20%，則征求意見稿中850元的價格區(qū)間上限，基本對應此前的綠色區(qū)間上沿。

八、國家煤炭儲備或為淡季托底

2021年年中，由于煤價高企且供需結構失衡狀況難以逆轉，發(fā)改委根據(jù)形勢釋放煤炭儲備，緩和供需矛盾，當時已建成超過1億噸的政府可調(diào)度煤炭儲備能力。國家正在推進煤炭儲備能力建設，總的目標是在全國形成相當于年煤炭消費量15%、約6億噸的煤炭儲備能力，其中政府可調(diào)度煤炭儲備不少于2億噸，接受國家和地方政府直接調(diào)度，另外4億噸是企業(yè)庫存，通過最低最高庫存制度進行調(diào)節(jié)。此舉當時旨在通過增加煤炭的有效供給抑制動力煤的快速上漲，但庫存儲備的建立反而在一定程度上加劇了市場供應的緊張局勢。而隨著當前煤炭供應在保供政策的指導下明顯恢復，未來將大概率進入寬平衡甚至過剩階段，而屆時，若國家儲備調(diào)控介入，或對市場形成托底作用。

九、結論與建議

2021年以來表外產(chǎn)能清退，市場供應一度出現(xiàn)較大缺口。但隨著保供政策在下半年落實，供需逐漸平衡。2022年將進入保供增產(chǎn)實質收效的階段，預計產(chǎn)地供應增速將維持在5%，原煤產(chǎn)量總量將達42.5億噸。但由于當前市場供需漸趨寬松，保供退出只是時間問題，后期主產(chǎn)地仍將受到安檢、環(huán)保及反腐等多重因素的影響，不排除出現(xiàn)階段性供應緊張的局面。進口方面，2021年平控政策并未提及，煤及褐煤進口總量同比增量超10%以上，預計2022年平控政策下進口總量持平2021年。當前澳煤部分通關，全球煤炭市場供需亦將逐漸寬松。

庫存方面，當前產(chǎn)地保供落實情況良好，港口庫存同比走高，下游前期被動補庫完成，電廠庫存高位波動。國家煤炭儲備能力逐步建設，總目標形成約6億噸的煤炭儲備能力?？紤]到2022年供需整體寬松，國家儲備調(diào)控介入，或對市場形成托底作用。

需求方面，2021年在積極經(jīng)濟政策及外需刺激下，動力煤消費增速大幅提高，預計2022年外需走弱，制造業(yè)用電增速下降；煤化工企業(yè)產(chǎn)能投放，需求邊際上升；建材端整體進入衰退周期，階段性需求回暖難掩整體頹勢，總體需求增速將明顯放緩。替代能源方面，水電供應發(fā)力需等待拉尼娜氣候的結束。不過風電、光伏等清潔能源進入發(fā)力期，并網(wǎng)預計維持較高增速，預計將有效分流用電需求增量。

2021年12月初煤炭交易會上調(diào)下水煤長協(xié)基準價至700元/噸，預計將成為2022年動力煤價格中樞。近期動力煤需求處于高峰，但電廠庫存偏高，采購減少，疊加年關將近，煤耗回落，對煤價形成較大壓力。年后預計保供政策將擇時退出，之后供需維持寬平衡態(tài)勢。煤價波動范圍在600-800元/噸之間，而產(chǎn)地各類驅動下階段性的停檢產(chǎn)將對煤炭供需形成擾動。