（报告出品方/作者：国盛证券，张津铭）
1.2021年市场回顾1.1.板块：年初至今跑赢大盘，10 月后跌幅明显
年初至 11 月 25 日，煤炭板块以 38.4%的累计涨幅位居行业第 4 位，跑赢沪深 300 指数 44.4pct；但 10 月至今，煤炭板块下跌幅度高达 16.4%，位居行业倒数第 1 位，跑输沪 深 300 指数 17pct。子板块而言，无烟煤（91.2%）、焦炭（62.1%）子板块表现相对优异；个股而言，ST 平能（172.0%）、兖州煤业（160.8%）、云维股份（139.8%）、美锦 能源（107.5%）、华阳股份（104.7%）等表现相对优异。
1.2.煤价：潮起又潮落
1.2.1.动力煤：暴涨后迎急跌，煤价理性回归
2021 年以来动力煤价格波动加剧，在淡季拉涨屡创新高后遭遇政策“组合拳”强力出 击，煤价*，自 2593 元/吨前期高点已腰斩。本轮（年初至 10 月中旬）暴涨，除了 全球通胀逻辑引领下的大宗商品集体走强外，动力煤自身供给紧张（内蒙反腐&超产入 刑）&需求超预期亦是煤价持续走强的根本原因。10 月中旬至今的*亦是供需双方面 调节（加快产量释放&能耗双控）的结果。截至 11 月 25 日，秦皇岛 Q5500 报收 1090 元/吨，较前期高点已下跌 1503 元/吨，较去年同期仍偏高 473 元/吨。
第一阶段（2020 年年底~1 月下旬）：在寒潮冷冬天气 疫情防控下运输受限 进口 煤受限 下游旺季采购及拉运需求强劲等多重因素影响下，国内煤市供不应求显著， 煤价延续强势上涨；
第二阶段（1 月下旬~3 月初）：国常会部署能源保供工作，各主产区和煤企纷纷响 应号召，春节期间亦正常生产，加大保供力度，增产保供效果开始显现（12 月单月 产量创历史新高）。外加天气回暖叠加终端煤耗需求回落影响，港口、电厂库存被动 累积，煤价淡季下跌；
第三阶段（3 月初~9 月初）：保供政策退出 煤矿超产入刑 安监、环保力度持续 加大，导致产量释放受限，叠加下游需求持续超预期，煤价稳步上涨；
第四阶段（9 月中旬~10 月中旬）：增产增供效果不及预期 全力保电煤导致市场煤 占比进一步缩小 海外能源危机，煤价暴涨；
第五阶段（10 月中旬~至今）：保障能源供应安全背景下增产力度明显加大，叠加 政策“组合拳”强力出击（产能核增、限价、打击期货炒作等），煤价在短短一个月 内自高点已腰斩有余。
1.2.2.焦煤：供应收缩致价格暴涨，需求承压叠加动煤大跌价格见顶回落
供应收缩（国内供应受安监、环保压制&进口补给受疫情及中澳关系影响）是本轮焦煤 价格暴涨的根本原因，10 月前，焦煤市场缺口逐渐加大，焦煤价格大幅上行，创历史 新高。随后在“碳中和”背景下，粗钢产量压减力度加大叠加供应陆续恢复，焦煤价格 见顶回落。截至 11 月 25 日，京唐港山西主焦库提价报 2750 元/吨，较前期高点下跌 1500 元/吨，但较去年同期仍偏高 1200 元/吨。
第一阶段（年初~4 月上旬）：由于春节期间主产区多数煤矿未放假，产量明显高于 往年同期水平，导致煤矿库存出现一定累计，外加需求尚未完全恢复，价格小幅下 跌；
第二阶段（4 月中旬~6 月中旬）：下游需求逐步恢复 国内供应受安监、环保压制 进口大幅减少（澳煤 0 通关、外蒙因疫情通关大幅下滑），供需缺口显现，价格稳 步上行；
第三阶段（6 月下旬~10 月初）：焦煤煤矿事故频发且恰逢“七一”，安监力度明显加大，焦煤开工大幅下行；疫情影响下，甘其毛都口岸关闭，进口再遭重创；叠加 动煤旺季，为保障电煤供应，降低炼焦配煤洗出率，进一步加剧焦煤供需矛盾，焦 煤价格加速上行；
第四阶段（10 月至今）：在能源保供背景下，国内产量逐步恢复 外蒙通关环比改 善；叠加粗钢压减力度加大、成材需求坍塌、利润收窄，对焦煤形成负反馈，焦煤 价格见顶回落。
2.1.政策纠偏，产量“V”型反转
1~10 月，全国实现原煤产量 33 亿吨，同比增长 4%，整体趋势呈现“V”型。其中 1~2 月累计生产原煤 6.2 亿吨，同比增长 25%，但 3 月~9 月，后续单月产量基本处于 同比下滑状态，主因（具体见 9 月 14 日发布的《煤炭开采：能源转型背景下的价值重 估》报告）：内蒙反腐、安全、环保严监管常态化的背景下，对存量持续造成压制，尤其是 7 月 受建党百年大庆影响，安监格外严格，全国原煤单月产量下降至 3.14 亿吨的近两年 多新低；
今年 3 月 1 日，正式施行的“刑法修正案（十一）”规定：对未发生生产事故，但 存现实危险的违法行为提出追究刑事责任。该规定直接造成煤矿超产意愿大幅降低， 严格核定产能生产；煤企对未来行业前景担忧，考虑到 3~5 年的建设时间成本 巨额的资金投入，资本 开支意愿较弱，新建煤矿数量有限。
内蒙是增产增供重点。分省份而言，2020 年在疫情影响下，山西、陕西原煤产量增速达 8.2%、6.3%，2021 年 1~9 月，山西、陕西原煤产量增速达 11.6%、3.5%，整体较为 正常。而内蒙受“涉煤腐败倒查 20 年”影响，2020 年原煤产量同比下滑 7.8%，2021 年 1~9 月原煤产量也仅恢复至去年同期水平（同比增 0.6%），未见明显增量。上述现象 意味着国内供应目前问题主要集中在内蒙地区，即内蒙地区未来将作为增产增供的重要 区域。
增产增供力度自 10 月来明显加大，单月、单日产量均创历史新高，亦从侧面反映今年 3~9 月期间产量之所以减少其原因就在于各项政策的管制，从而导致煤矿实际产能难以 有效发挥。虽然自年初以来，国家发改委、国家能源局、内蒙古自治区、鄂尔多斯市等 多部门陆续出台了一系列煤矿增产保供稳价政策（涉及政策舆论引导、产能核增、长协 签订、限价等多个维度），但落地效果不及预期。直至 10 月起，相关部门将煤炭保供提 到新高度后，产量释放速度才得以明显加快。据国家能源局公布最新数据，10 月当月， 全国实现原煤产量 3.57 亿吨，同比增长 4%，单月产量创历史新高。11 月 6 日，全 国日产达 1205 万吨，亦创历史新高水平；11 月 11 日，内蒙古鄂尔多斯生产煤炭 248 万吨，亦创历史最好水平。
在相关部门大力增产增供的推动下，11 月 10 日，煤炭调度日产量达到 1,205 万吨， 创历史新高。展望后市，待核增产能全部落实发力后，预计年底前全国煤炭日产有望达 到 1240 万吨左右，月度产量最高可达 3.7 亿吨水平。待社会库存得到有效累积，恢复 至正常水平后，保供政策或有望逐步退出，未来全国煤炭月度产量有望维持在 3.4~3.7 亿吨水平。
2.2.能源转型初期面临新旧动能转换，用电需求或持续超预期
用电量持续超预期，新旧动能转换见成效。值得注意的是，用电结构中，制造业的高技术及装备制造业 增速领先，四大高载能行业当月合计用电增速连续两月负增长，上述现象表明我国新旧 动能转换取得较为明显成效。
旧动能（高耗能）尚未淘汰，新动能大上快上是造成用电需求超预期的主因。1~10 月， 全国制造业用电量 34,155 亿千瓦时，同比增长 12.0%，增速较上年同期提高 10.3 个百 分点。其中，四大高载能行业用电量合计 18,450 亿千瓦时，同比增长 8.4%，增速较上年同期提 高 5.8 个百分点；高技术及装备制造业用电量 7,339 亿千瓦时，同比增长 18.3%，增速较上年同期提 高 16.1 个百分点；消费品制造业用电量 4,607 亿千瓦时，同比增长 14.5%，增速较上年提高 17.7 个百 分点；其他制造业行业用电量 3,760 亿千瓦时，同比增长 15.8%，增速较上年提高 13.5 个百分点。
新动能“大上快上”，用电增速远高于制造业平均水平。1~10 月，高技术及装备制造业 用电量 7,339 亿千瓦时，同比增长 18.3%，增速超制造业 6.3pct。分项而言（1~9 月），
电气机械和器材制造业（占 12.6%）合计用电量同比增长 28%；汽车制造业（占 7.3%）合计用电量同比增长 21.6%；通用设备制造业（占 12.8%）合计用电量同比增长 20.9%；计算机/通信和其他电子设备制造业（占 24.6%）合计用电量同比增长 23.3%。
此外，城乡居民用电水平也有较大提升空间。目前，中国人均用电水平总体偏低，2019 年中国人均用电量 4877kW.h/人（不含线损电量），约为经济合作与发展组织(OECD)国 家平均水平的 58%；人均生活用电量 732kW.h/人，约为 OECD 国家平均水平的 28%。
2.3.电煤长协 100%全覆盖，煤企售价弹性趋弱
伴随着我国市场经济的不断发展和成熟，我国煤炭定价机制从“计划”经由“双轨制” 再走入“市场化”，而后又回归“长协、市场并存”的局面。当前长协价格成为市场稳健发展的基石、发挥着价格“压舱石”的作用，而市场化价格机制又为煤炭产业链机构利 用国际国内两大市场和期现货两个市场工具进行价格风险管理提供了机遇。
2.3.1.计划定价（1953 年—1984 年）
建国初期、百业待举，为稳定社会、保证人民群众最基本的生活需求，集中社会有限资 源迅速发展经济，我国实行计划经济体制；其中，对煤炭国家实行计划定价，保障市场 稳定。具体来看，1966 年之前，我国煤炭市场没有形成全国统一的定价标准，煤价由产 地地方政府自行按计划制定，致使煤价出现区域性差异；1966 年至 1979 年，煤炭工业 部发布《煤炭质量规格及出厂价格》，将煤炭质量作为煤炭的唯一定价依据；1984 年之 后，国务院根据煤炭的生产成本，结合利改税政策制定了煤炭价格标准，提高了煤炭的 出厂价格、减少企业亏损，维持了煤炭生产。
由于此时的煤价没有与市场供需进行联系，煤价波动较小，便于协调煤炭产运需三方关 系，在我国高速推进工业化的背景下，可保证完成国家煤炭分配计划、满足煤炭用户基 本需要，但由于煤炭价格长期低于煤炭资源本身的价值，致使多数煤炭企业长期处于微 利或亏损状况，行业长远发展受限。
2.3.2.价格双轨制（1985 年—2012 年）
1985 年~2012 年期间，我国逐步放开非电煤的煤价管理，允许超定额煤炭加价、小煤 矿执行市场价，对电力企业签订重点合同的煤实行指导价，动力煤市场存在合同价、市 场价两种定价方式，即价格双轨制。但价格双轨制滋生出一系列问题，
一方面，对于煤炭企业，增产煤的加价及议价政策可提高煤炭企业的积极性，通过 增产增收来缓解企业经营困难的状况，起到了以“计划外”保“计划内”的作用； 但是“一煤多价”的现象也致使行业矛盾显现，且价格双轨本身会导致煤炭价格与 价值出现背离，合同兑现率较低，导致计划内煤炭逐渐减少，越来越多的煤炭在计划外出售，人为低价的计划内煤炭难以维持，煤价市场化的呼声逐步加强。此外， 煤炭价格始终被严格管制，企业缺乏自主定价权，调价常常因为企业亏损而被迫进 行，束缚了企业的长期发展。
一方面，对于下游企业来说，“计划内”的电煤价长期低于市场价，可降低生产成本， 但不利于约束高耗能、低效率的企业，阻碍下游行业的健康发展；且煤炭价格双轨 制容易引起电力等下游产业间的不公平竞争或腐败等问题，不利于能源工业长期稳 定的发展。（报告来源：未来智库）
2.3.3.市场化定价机制（2013 年—2015 年）
2012 年，随着国内经济走向疲弱，国内煤价大幅下滑，煤炭市场价格与重点合同价格 的差距进一步缩小，从双轨到并轨的条件越来越充分。2012 年 12 月，为加快完善社会 主义市场经济体制，更大程度更广范围发挥市场在资源配置中的基础性作用，形成科学 合理的电煤运行和调节机制，经国务院同意，发改委发布《关于深化电煤市场化改革的 指导意见》，煤电双方根据指导意见自主协商签订中长期合同，动力煤价开始步入市场化 阶段。
2013 年 5 月和 9 月，炼焦煤和动力煤期货合约分别在大商所和郑商所成功上市交易，市 场配置资源的基础性作用进一步发挥。2014 年国家发展改革委印发《关于深入推进煤炭 交易市场体系建设的指导意见》，进一步推进煤炭市场化改革。
2013~2015 年间，煤炭价格处于下行通道中，长协合同无法执行年初价格，大型火电企 业往往出于价格和发电量的考虑主动不兑现长协合同，当市场上可以采购到比长协合同 价格低的煤的时候，电力企业往往就放弃长协合同煤而去采购市场煤。
2.3.4.“基准价 浮动价”的长协定价机制（2016 年—至今）
由于 2016 年以前缺乏明确的长协定价机制，叠加煤价大幅下跌，2013~2015 年长协价 格并未得到严格执行。受益于供给侧改革，2016 年起煤炭市场景气回升，煤炭价格一路 上行。2016 年 11 月，国家发改委下发了《关于加强市场监管和公共服务保障煤炭中长 期合同履行的意见》，年度长协价格以 535 元/吨为基准价，根据上月月底的 CCTD 和环 渤海价格指数进行调整。2018 年 12 月，年度长协定价机制有所调整，基准价维持 535 元/吨不变，市场波动调整的参考指数中，加入中国电煤采购价格指数（CECI）。月度长 协价格则是 CCTD、CCI、API8 及 CECI 指数的平均值。
在 2020 年 12 月 2 日国家发改委、能源局发布的《关于做好 2021 年电力中长期合同签 订工作的通知》中明确，作为“基准价 上下浮动”的煤炭长协定价机制，2021 年没有 变，且在不断深化和完善，2021 年年度长协基准价仍为 535 元/吨
2.3.5.未来：电煤长协 100%全覆盖，拟建立“基准价 上下浮动”的煤炭市场价格长 效机制
电煤长协 100%全覆盖，拟建立“基准价 上下浮动”的煤炭市场价格长效机制。煤炭 是我国重要的基础能源，煤价的大幅上涨将大幅推高下游行业生产成本（尤其火电企业）， 对电力供应和冬季供暖产生不利影响，社会各方面反映强烈。为保障我国能源供应稳定 安全，保证电煤供应稳定，降低火电企业亏损幅度，提高其发电意愿，相关部门一方面 拟实现发热供电企业长协 100%覆盖；一方面将统筹考虑煤炭行业合理成本、正常利润 和市场变化，研究建立“基准价 上下浮动”的煤炭市场价格长效机制。虽然目前关于 基准价及上下浮动比例暂未明确，但上述政策的出台，意味着我国煤价或重回“计划（电 煤） 市场”的双轨定价机制，从而降低煤炭企业售价弹性，同时平抑火电企业成本波 动。
3.1.动力煤：增产保供控煤价，政策力压“煤超风”
3.1.1.保供政策何时退出是决定供应的关键
受内蒙反腐，安监、环保以及超产入刑影响，今年全国动力煤产量受到明显压制。据煤 炭资源网统计，1~9 月，全国累计生产动力煤 24.34 亿吨，同比仅增长 4.3%。但自 10 月以来，相关部门为保障我国能源供应安全，保障群众温暖过冬，连续出台多项强有力 的增产增供措施，大力推进煤炭增产增供，加速释放煤矿优质产能，全国煤炭产量和市 场供应量持续增加。据国家发改委 11 月 21 日表示，目前煤炭调度日产量已稳定在 1200 万吨以上，连续创下历史新高。
展望 2021 年，考虑到政策调控对于煤炭市场产量影响较大，所以政策变化依旧是明年 需要关注的重点因素。虽然当前全国煤炭日产已达到 1200 万吨 的历史最好水平，但这 是在此前煤价暴涨的背景下，多方、多部门联合推动下的结果，未来的持续性仍存疑问 （一方面，如此高强度的生产会带来更高的安全隐患；一方面，随着煤价的理性回归， 部分煤矿生产积极性也会有所减弱）。因此，增产保供政策何时退出对明年煤炭市场影 响较大，我们预计在经历了今年煤价暴涨之后，相关部门此次大概率会先把煤炭社会库 存有效累积后，再考虑目前增产政策的逐步退出。在此期间，我们预计全国煤炭日产将 维持在 1150~1250 万吨水平（春节期间除外），保供过后产量逐步回归 1000~1200 万吨水平。
但值得注意的是，长期来看，在能源转型、“双碳”背景下，煤企出于对行业未来前景 的担忧以及考虑到新建煤矿面临的较长时间成本和巨额的资金投入，普遍对传统主业资 本再投入的意愿较弱，这也意味着我国未来新建煤矿数量有限。此外，煤炭作为不可再 生资源，随着开采年限的增长，亦面对资源枯竭、产量下滑的压力，因此从长周期角度 而言，煤炭产量天花板逐步显现，煤炭资源将显得愈发稀缺。
3.1.2.进口总量预计持平，节奏或更加平稳
“前低后高”，进口总量超去年同期水平。年初随着国际煤价和运费大幅增长，内外贸煤 价差缩小，某时段部分煤种甚至出现倒挂，终端采购热情下降，导致 1~5 月份全国进口 动力煤同比下滑 21.4%。5 月，国家发改委发布关于无限期暂停中澳战略经济对话机制 下一切活动的声明，澳煤 0 进口或将成为长期趋势。随后随着国内煤价暴涨，在进口利 润走扩以及相关部门鼓励多进口缓解国内紧缺的背景下，进口煤数量逐步走高，9 月单 月动力煤进口数量达 2779 万吨，创单月新高。2021 年 1~10 月，我国累进进口动力煤2.1 亿吨，同比增加 2817 万吨，增幅 15.4%。
当今世界正经历百年未有之大变局，一些国家逆全球化思潮兴起，保护主义、单边主义 抬头，地缘政治风险加剧，外加各国加速向新能源转型，导致国际能源市场剧烈波动。 在此背景下，降低我国能源对外依赖度，确保我国能源安全稳定供应显得尤其重要，但 考虑沿海电厂长期以来已将进口煤作为自身原料采购不可或缺的环节，因此我们预计 2022 年动力煤进口量仍以平控为主，进口弹性随煤价波动（近年来，我国已将进口煤 作为煤炭市场稳供应、调价格的重要砝码，采取“有控有进”的动态调控机制。进口煤 政策也将进一步服务于国家对煤炭市场宏观调控的大局，并不拘泥于具体数量，在煤价 大幅上涨时适度放开，下跌时有所收紧，将稳定煤价放在首要位置）。
但住得注意的是，分国别进口结构的变化导致进口煤源的结构分化，若 2022 年仍对澳 洲进口严格限制（1~9 月澳煤 0 进口，10 月为缓解国内紧张局面，对部分滞港澳门予以 通关，涉及数量 201 万吨），将导致沿海优质动力煤货源依旧紧缺，可供工业企业直接 使用的优质燃料煤供应数量亦有限，转而只能增加采购国内生产的优质动力煤，那么对 于国内中高热值动力煤的结构性需求拉动也将成为市场的博弈点之一（虽然澳洲动力煤 进口数量不及印尼，但澳煤煤质（低硫、高发热量）优于印尼煤（多以低热值为主），是 动力煤期货交割品的重要标的，因此澳煤进口若持续收紧会导致国内市场结构性缺货格 局难以解决）。
3.1.3.能源转型初期，需求韧性十足
总体来看，今年煤价之所以出现暴涨，需求持续超预期是重要因素之一。虽然我国提出 “碳达峰、碳中和”的远景目标，但能源转型并非一蹴而就，在转型初期对传统行业产 品的需求本身具备刚性，外加今年水电、新能源出力不及预期，火电占比不降反升，需 求远超市场预期（具体参考 2.2 节内容）。2021 年 1~9 月，动力煤累计消费 27 亿吨， 同比增长 9.2%。进入 11 月采暖季后，随着天气逐渐转冷，电厂要担负发电、供暖两重 任务，煤炭需求将进一步增加。此外，北半球冬季出现拉尼娜现象的几率较大，今年或 将迎来寒冬，在天然气价格上涨背景下，煤炭将充当供暖主力军作用，因此年底煤炭需 求仍有上涨空间，预计今年动力煤消费量可达 36.6 亿吨水平，同比增长 5.6%。
展望 2022 年，需要关注制造业外需可能回流的风险，出口增速可能有所回落。但如果 疫苗、特效药有效，消费和服务业尤其是出行的需求可能还会受到提振，第三产业会继 续充当拉动电力需求增长的核心。能源替代的影响虽然长期存在，但在新能源装机以及 配套储能设施尚未规模化前，国内煤炭需求总体仍将维持增长且火电依然占据绝对的重 要低位，2022 年不至于出现能源替代导致火电下降的情况。我们预计 2022 年发电量同 比增长 5.5%，火电耗煤同比增长 3.9%。
3.1.4.供需基本平衡，煤价理性回归
2021 年的煤炭市场注定载入史册，煤价自 3 月以来一路上行，9 月后加速上涨，一举突 破 2500 元/吨，创历史新高。造成本轮超预期上涨的本质是由于在能源转型过程中，对 传统行业产品的需求本身具有刚性（尤其今年火电耗煤需求一再超出市场预期），而供给 端在政策约束及企业悲观预期下，企业即使盈利大增、现金流充沛，也在大幅缩减对于 传统业务的资本开支，外加今年安监、环保持续高压，均对产量形成较大压制，从而导 致当需求扩张遇见供给约束，价格超预期上行。随后为保证我国能源供应安全，保障群 众温暖过冬，相关部门对既有政策纠偏，采取一系列“组合拳”强力出击，增产保供效 果显著，煤价应声向合理区间回归。整体来看，我们预计今年煤价中枢 1000~1050 元 /吨，较去年上涨约 450 元/吨。
目前煤炭市场不确定性因素较多，尤其是政策对供应端影响巨大，对市场走向起着主导 作用。因此，除了根据供需平衡预测外，还需要综合考虑多方面因素，纵观历史，相关 部门历来针对煤炭行业的政策调控都秉持着多重目标。虽然自 2020 年 11 月永煤违约以 来，政策对于现货煤价上涨的容忍程度似乎有所提高（不再提“绿色区间”概念），但仍 需顾及多方面影响。综合供需平衡表和政策导向，我们认为 2022 年动力煤整体供需基 本平衡，价格将跟随季节性波动，整体呈现先抑后扬格局（上半年探底），价格中枢 800 元/吨左右。
要兼顾电企成本与煤企盈利。相较于动力煤现货价格的变化，我们认为相关部门更 为关注的是电厂的用煤成本。因此，自 2017 年开始引入煤电中长期合同，降低电 煤成本波动。我们预计明年电煤中长期合同的签订数量将进一步增加，相对淡化对 市场煤波动的关注，以挤出部分对煤炭成本敏感的高耗能行业；
要兼顾总需求下降与行业转型发展。从煤炭需求的长期格局来看，由于我国提出了 “30 达峰 60 中和”的目标，那么未来煤炭消费量是大势所趋，在此背景下，需要 权衡“总需求下降与煤炭企业盈利、转型”的关系，要在削减煤炭消费的大趋势下 保证煤企经营不受太大影响，债务不出现系统性风险并给煤企转型发展留有时间和 资本储备。
要兼顾碳达峰与高耗能产业。要实现碳中和的目标，除了政策上引导高耗能行业淘 汰落后产能外，也不排除通过提高市场煤价格中枢的方式来挤压高耗能行业利润， 倒逼高耗能行业退出以减少煤炭消费。
3.2.焦煤：进口将是重要变量
3.2.1.国内产量恢复至年内高位，增量空间有限
2021 年以来，受国内焦煤煤矿安全事故频发影响，安监、环保力度不断加大，导致部 分煤矿减产、停产时有发生，焦煤供应整体处于偏紧状态。外加进口减量，导致低硫焦 煤，尤其低硫主焦结构性紧缺更甚。2021 年 1~10 月，全国累计生产炼焦煤 4 亿吨， 同比增长 1.7%，增量主要源自 1~2 月。
短期而言，在相关部门全力推动增产增供的背景下，前期因事故减产、停产的煤矿快速复产，全国现有焦煤煤矿都进入应产尽产的状态，煤矿开工率持续回升至年内高位。此 外，在保供压力下，核增、新批矿井等手续均开通绿色通道，现有新增产能、核增产能 已实现尽快释放，年内已新批复了内蒙地区部分焦煤矿井及山西部分焦煤矿核增产能， 据煤炭资源网统计，合计约 3100 万吨/年，但实际边际增量有限。在产量增量潜力尽 释的背景下，产量或已至顶，且随着保供压力逐步褪去，环保、安监高压将成为主旋律， 有望对产量释放形成压制。
长期而言，国内未来增产潜力有限，主焦煤尤为紧缺。一方面，国内存量煤矿有效供应或逐步收缩。由于炼焦煤矿井资源禀赋及安全条件 均逊于动力煤矿井，在国内对煤矿安全生产愈加重视的背景下，焦煤矿的有效供给 或逐步收缩（如山东要求 2021 年关闭退出 3400 万吨/年煤炭产能，但进度不及预 期，或将在 2022 年继续执行。）
一方面，国内焦煤新建矿井数量有限，面临后备资源不足困境。焦煤储量仅占我国 煤炭总储量的 20%~25%，属稀缺资源。在上百座新建矿井中，仅不到 10 煤矿（合 计产能不到 3000 万吨/年）属炼焦煤矿井焦煤，其体量相对每年约 12 亿吨的炼焦 原煤产量而言明显偏低，意味着国内炼焦煤未来增产潜力较小，面临后备资源储备 不足的困境。
3.2.2.进口近乎腰斩，未来看点在蒙煤
由于我国低硫优质主焦煤资源有限（如山西柳林主焦煤以低硫低灰而著称，然而经过 30 多年超强度的开采，现在 4#煤层基本已经开采完毕，接下来只能开采高硫高灰的劣质焦 煤），而新上的大型焦炉对入炉煤质量要求价高，因此每年需从国外进口焦煤约 7000 万 吨，对外依存度（尤其主焦煤）总体呈现上升趋势（今年由于进口焦煤数量大幅减少， 对外依存度被动下降）。2021 年 1~10 月，我国累计进口炼焦煤 3947 万吨，同比减少 39.5%，平均每月减少 258 万吨，而 2020 年 1~10 月澳煤平均每月进口约 350 万吨（澳 煤主要替代煤种美国煤、加拿大煤、俄罗斯煤，今年进口量同比增加明显，但因其自身 产量有限，对总量带动有限）。
当前，最大不确定性仍在于澳煤通关政策。当前中澳关系仍未看见缓和迹象，我们认为 短期内澳煤难以彻底放开进口。
长期而言，外蒙进口仍有增量释放预期。今年受疫情影响，外蒙通关口岸时常关闭，2021 年1~10月，我国累计自外蒙进口炼焦煤1178万吨，同比减少795万吨，降幅高达40.3%。 据中国煤炭资源网数据显示，11 月 1~23 日，甘其毛都口岸蒙煤通关量 7690 车，较上月同期增长 47%，其中 11 月 19 日通关高 达 580 车。后续只要疫情得以有效控制，蒙煤通关情况预计将会持续好转，蒙煤进口量 有望恢复至 200~350 万吨区间，较今年月均 118 万吨水平有翻倍提升空间。
此外，未来值得重点关注得是中蒙运煤通道的建设情况。蒙古国有一个巨大的塔本陶勒 盖（Tavan Tolgoi）煤炭矿床，估计储量 62~83 亿吨（其中约 40％为炼焦煤），煤炭储 藏面积达 400 平方公里，煤层厚度 190 米。尽管塔本陶勒盖煤矿位于蒙古国的南戈壁省， 在朝格特车齐县西南 15 公里处，离中国边境只有 240 公里的距离。但塔温陶勒盖（Tavan Tolgoi）煤炭供应的增长由于运输问题——缺乏铁路而受到限制。
早在 2019 年蒙古国总统哈·巴特图勒嘎就在对中国进行国事访问的时候专门赶到唐山 市参观曹妃甸港，寻求合作的相关事宜。今年年初，据国家发改委消息，蒙古南向铁路 已完成铺轨约 112 公里（总计 240 公里），建成之后将与我国甘泉铁路相连，再租用我 国运煤铁路线直达我国北方渤海湾的黄骅港、秦皇岛港以及曹妃甸港等，大幅提升蒙古 对我国出口煤炭的运力，该铁路预计于 2022 年建设完成。根据蒙古政府代表的声明， 此条铁路的开通将使塔本陶勒盖（Tavan Tolgoi）的煤炭出口增加至每年 3000 万吨。
甘泉铁路起于中蒙边界的甘其毛都公路口岸，也就是过去常说的 288 口岸，经过巴 彦淖尔市的乌拉特中旗、乌拉特前旗、包头市，最终在万水泉镇并入中国运煤大动 脉包神铁路。线路全长 367 公里，为国家Ⅰ级单线非电气化铁路。（报告来源：未来智库）
3.2.3.粗钢压减基本完成，需求见底回升
粗钢产量压减任务基本完成，冬奥会后钢厂有望加速提产，提振需求。2020 年年底，工 信部表示，要围绕碳达峰、碳中和目标节点，实施工业低碳行动和绿色制造。钢铁行业 作为能源消耗高密集型行业，要坚决压缩粗钢产量，并将发布新版钢铁行业产能置换实 施办法，完善产能信息预警发布机制。2021 年 9 月生态环境部印发《2021-2022 年秋冬 季大气污染综合治理攻坚方案》，进一步提出“严格执行 2021 年粗钢产量压减工作有 关要求，各省份要将压减量细化分解到企业，按照‘可操作、可核查、可统计’原则制 定工作方案，按月调度完成情况，强化事中事后监管”，粗钢产量承压下行。
而后，叠加 能耗双控影响、秋冬季限产等多重因素影响，粗钢产量压减初见成效，1~10 月，我国 累计生产粗钢 8.8 亿吨，同比减少 0.7%，10 月粗钢产量累计同比增速已实现由正转 负。 按目前执行进度，已超过单纯粗钢压减政策所要求的幅度，基本能够提前于 11 月完成 全国 2000~3000 万吨的粗钢压减任务。今年年末（提前完成目标）及明年上半年（基 数较低粗钢压减压力转小，钢厂有复产、提产预期；待冬奥会顺利举行完毕，钢厂有望 加速提产，提振焦炭、焦煤需求。此外，今年下半年财政支持力度有所增加，地发债发 行加速，对传统基建项目中钢材的需求起到拉动作用，进一步带动双焦需求增加。
焦炭产量将跟随粗钢产量触底反弹。今年焦化行业主要受环保督察扰动较大，尤其 9 约 环保督察组入驻山东，导致山东“以煤定焦”政策严格，山东省焦化企业普遍限产 50% 以上，对全国焦炭日产产生明显冲击。当前，山东焦化限产力度有所减弱，其他主要则 因采暖季环保以及亏损等原因稍有减产，导致焦炭日产达到数年来的绝对低位。我们预 计上述情况将随着钢厂复产而有所改变，后续焦炭日产有望明显反弹。2021 年 1-10 月我国焦炭产量 3.9 亿吨，同比增长 0.1%。
明年焦化新增产能仍有待释放。此前预计今年将是焦化行业置换产能集中投放的一年， 据 Mysteel 调研统计，全年计划净增产能约 3600 万吨，但受多方面因素影响，实际净增 情况严重不及预期。截至 11 月 19 日，据 Mysteel 调研统计，2021 年已淘汰焦化产能 1851 万吨，新增 4452 万吨，净新增 2601 万吨；预计 11 月 20 日~年底还将淘汰 725 万吨，新增 762 万吨，净新增 37 万吨。预计 2021 年全年淘汰 2567 万吨，新增 5214 万吨，净新增 2638 万吨，较此前预计水平减少约 1000 万吨。考虑产能投产及产能淘汰 均未完全执行，总体产能置换进度不及预期，预计将移至明年执行，进而推动焦煤需求 递增，且新增焦化产能设备多以大型焦炉为主，优质低硫主焦的需求量将进一步增加。
加总库存仍居低位，冬储补库需求较大。基于今年焦煤供应偏紧，而下游需求超预期， 前三季度焦煤供需缺口较大，叠加焦煤价格高企、补库乏力，各环节库存均处于历史低 位。10 月份后，焦煤需求疲软、供应持续增加，库存开始回升，但加总库存仍居低位， 冬储补库需求较大。
3.2.4.供需矛盾逐步缓解，宽幅震荡重心略有下移
展望后市，焦煤供需最紧张时点已经过去，焦煤供需缺口进一步填补，焦煤价格近期也 呈现快速补跌走势。短期来看，随着黑色产业链终端需求的回升，将带动焦煤需求回暖， 届时焦煤价格仍会因供应相对偏紧而再次表现偏强。展望 2022 年，综合我们对供需平 衡表的判断，供给有增量空间（需格外关注蒙煤和澳煤进口恢复情况，若两者中有一方 明显回升，将对供给造成较大冲击），需求基本平稳，焦煤价格难以复制今年大幅上涨 走势，但同时考虑到长协压舱石作用仍将有力支撑市场，其下跌空间亦有限，整体将呈 现震荡走势，预计京唐港主焦价格中枢在 2200~2500 元/吨，略低于今年水平。
4.投资分析坚守核心资产，看好高长协占比、高分红煤企的估值修复。 自今年 9 月以来，国家发改委多次召开专题会议，部署发电供热企业直保煤炭中长期合 同全覆盖有关工作，要求将发电供热企业中长期合同占年度用煤的比重提高到 100%， 保障发电供热用煤稳定供应，守好守牢民生刚性用煤底线。据煤炭工业协会消息，发改 委 10 月发布《做好发电供热企业煤炭中长期合同全覆盖工作的补充通知》，《通知》中 要求对于年度中长期合同签订比例未达到自有资源 80%的煤炭企业，补签后 80%以内 的部分，价格按照“基础价 浮动价”的机制执行。此举意味着明年多数煤企销售结构 中的“中长期合同”比例将进一步提升，考虑到自 2016 年实行“基准价 浮动价”的长 协定价机制以来，长协销售价格均低于现货价格，因此可能对长协占比偏低的煤企售价 造成负面影响，而对长协占比原本偏高的企业影响有限，反而有望受益于长协均价的提 升。
“双碳”目标下传统能源企业转型值得期待。“双碳”目标，是我国为应对气候变化向 世界作出的庄严承诺，也是能源企业调整产业结构、优化产业布局、加快新旧动能转换 的必然选择和重要引领。虽然短期内煤炭在能源结构中的压舱石作用不会改变，但长期 来看我国能源结构必然由“一煤独大”向“多能互补”转变，传统能源企业转型亦是大 势所趋。
布局山西国改。山西省今年对省属煤炭企业进行战略*，形成晋能控股集团和焦煤集 团能源产业“双航母”领航的新格局。在早前山西省印发的《关于深化国企国资改革的 指导意见》中，便指出要充分利用国有控股上市公司平台，对同质化竞争严重和产业关 联性强的上市公司，以及未上市的资产业务，通过市场方式，推动专业化*，打造具 有鲜明产业特征和规模效益的上市公司。在 4 月王一新副省长主持召开的省属国企提高 资产证券化率专题会议上指出省属国企要以上市公司平台为抓手，鼓励有条件的企业集 团将全部资产注入上市公式，积极推进集团整体上市。
5.重点公司分析中国神华
公司在煤炭、电力、铁路、港口等领域皆为行业翘楚，具有极强的竞争力。受益于公司 “煤电化路港航”全产业链的协同效应和纵向一体化优势，使其即使在煤价下行周期中， 业绩底部依然明确，抵御风险能力极强。
1）前三季度煤炭量价齐升，长协销售保障业 绩稳健。公司前三季度商品煤产量/销量 2.2/3.6 亿吨，同比增 3.5%/11.8%，前三季度 吨煤售价 537 元/吨，同比涨 32.9%。公司销售以长协为主，其中年度长协煤严格按照 发改委规定的“基准价 浮动价”的定价机制执行，售价具有滞后性、稳定性，因此公 司 Q4 售价仍有保障。公司长协定价基准价为 535 与市场价偏离较大，或有上调预期， 届时公司长协售价有望实现增长。此外，公司简单的地质条件造就超低开采成本，煤炭 板块盈利能力强劲。2）电价上浮，业绩有望量价齐升。为保障民生问题，缓解高位煤 价带来的压力，多地开始对电价机制进行小幅调整；广西、云南、内蒙古等地也已对电 力交易价格进行调整，适度放开电价上浮限制；广东省发改委宣布，自 10 月 1 日开始 拉大峰谷电价差，尖峰电价在峰谷分时电价的峰段电价基础上上浮 25%。电价上浮背景 下，公司电力板块有望实现量价齐升。
华阳股份
2021 年 1 月份，公司正式更名为华阳股份，转型大幕开启，除了继续巩固做强传统煤 炭主业外，加快培育新能源产业也将成为公司的另一重要使命。1）产能增长潜力大， 欲打造亿吨级煤炭销售基地。公司所在地阳泉矿区位于沁水煤田东北边缘，是我国五大 无烟煤生产基地之一，主产稀缺的无烟煤和贫瘦煤，广泛用于电力、冶金和化工行业。 公司一直以“打造亿吨级煤炭销售基地”为目标，通过对在产矿井实施“提能提效”工 程以及收购兼并煤炭资产等方式，保证中长期煤炭产量稳中有增。公司现有可采储量15.0 亿吨，控股在产矿井 8 座，核定产能 3270 万吨/年，在建矿井 2 座，涉及产能 1000 万 吨/年，远景产量增幅高达 30.6%。此外，景福矿（90 万吨）、榆树坡（120 万吨）均具 备产能核增至 500 万吨能力，为长期稳定的可持续发展奠定基础。
2）布局新能源蓄能 新材料，打造“新能源 储能”发展新路径。光伏组件方面，公司全资子公司新阳清洁 能源通过成立华储光电，计划建设 5GW 高效光伏组件生产基地，预计项目总投资 10.97 亿元，目前事项尚需山西省国运批复，正积极筹划中。电化学储能方面，公司通过基金 持股中科海纳（全球领先钠离子电池研发团队），合资建立子公司等方式，率先打造 2000 吨钠离子正、负极材料，将于年底正式投产；今年 9 月，公司与多氟多、梧桐树资本签 订合作协议，欲在上游原材料、电解液、电池等环节可实现强强联合，共筑新能源产业 链，进一步完善公司在钠离子电池领域的布局。
物理储能方面，8 月公司受让阳泉奇峰 49%股权，以优化公司战略布局，提升飞轮储能业务优势，同公司现有的钠离子电池正、 负极材料项目等业务发挥协同效应；当前，阳泉奇峰产业基地生产的全国首批 600 千瓦 磁悬浮飞轮储能装置正式下线，用于深圳城市轨道交通的再生制动能量回收领域。强强 联合下，公司全力铸造一流飞轮储能企业。预计公司未来将大力布局 TopconN 型双面 单晶电池、钠离子电池、飞轮储能等新能源领域前瞻性、引领性项目，致力通过“光伏 电化学储能 物理储能 智能微电网 充电桩”系统，打造“新能源 储能”未来能源 终极解决方案。
陕西煤业
背景强、禀赋优、布局广、高股息，长期投资价值凸显。1）背景强：公司控股*陕 煤化集团是省内唯一一家省属煤炭集团，在省内获取资源、运力方面具有绝对优势。而 公司作为陕煤化集团的唯一煤炭上市平台，在矿区开发建设、资源整合方面具有其他公 司不可比拟的优势，战略地位显著。2）禀赋优：公司可采储量 97 亿吨，可采近百年， 煤炭平均热值高达 5500cal/g，远超普通动力煤，在澳煤进口受阻，市场高卡煤结构性 紧缺背景下尤为紧俏。成本方面，公司吨煤成本远低于行业平均水平，且由于采掘行业 成本端无法复制的特殊性，超低的吨煤成本亦为其构筑天然护城河。
3）布局广：公司 紧跟新能源发展步伐，通过投融资平台的有效使用，择机布局与公司主业互补、盈利接 续的新能源行业优质资产。4）高股息：结合公司发布的三年分红回报规划（规定每年 以现金方式分配的利润不少于当年实现的可供分配利润的 40%且金额不低于 40 亿元）， 且随着公司资本开支接近尾声，未来分红能力有望逐步提升。5）现金流完全覆盖有息 债务。因前三季度营收快速增长，经营活动现金净流入增加，公司现金流十分充裕，截 至 2021 年 9 月末，公司现金及现金等价物已达 391 亿元，较同期增长 41.6%，公司现 金及现金等价物仍可完全覆盖有息负债，具备安全边际。（报告来源：未来智库）
兖州煤业
华东区动力煤龙头，背靠全国第二大煤企山东能源，区位优势突出。1）三地布局，煤 种齐全、资源储量丰富，产销量增长空间广阔。为保证煤炭主业有长期稳定的发展空间， 公司坚持推进山东（本部）、晋陕蒙、澳洲三大基地建设，截至 2020 年年底，公司拥有 煤炭储量为 140.5 亿吨，可采储量为 31.7 亿吨，资源储量丰富。
其中山东基地（主体为公司本部、菏泽能化）主要煤种为气煤、动力煤，以长协销售为主；晋陕蒙基地（主体 为山西能化、鄂尔多斯能化、昊盛煤业、未来能源）主要煤种为动力煤；澳洲基地（主 体为兖煤澳洲、兖煤国际）主要的煤种有喷吹煤、动力煤、半软焦煤、半硬焦煤，不受 我国长协销售政策影响。截至 2020 年年底，公司产能总量为 1.7 亿吨/年。2021 年公 司境外收购莫拉本煤矿 10%股权至 95%（核定产能 2100 万吨/年），万福矿井预计将于 2021 年完成试生产（核定产能 180 万吨/年），将进一步推动产销量增长。公司积极推 进境内昊盛煤业石拉乌素煤矿和鄂尔多斯能化下营盘壕煤矿建设，产销量增长空间广阔。
2）吸收集团化工优质资产，多项产能有待释放。公司 2020 年底收购集团鲁南化工、未 来能源等 7 项资产包后，产能进一步提高，化工产品由原来单一甲醇，拓展为拥有甲醇、 醋酸、煤液化制油三条产业链，实现“从原料到终端制品”的全产业链发展格局。经营 风险得到控制，转型升级步伐加快。
截至 2021 年 4 月，公司煤化工板块拥有甲醇产能 240 万吨/年、乙二醇 40 万吨/年、醋酸 100 万吨/年、煤制油 100 万吨/年等产能，其 中未来能源 10 万吨/年高端费托蜡项目生产的 115 度高熔点蜡打破了国外市场垄断，填 补了国内市场空白。此外，公司目前在建项目主要包括荣信甲醇厂二期煤制 40 万吨乙 二醇/年，30 万吨聚甲氧基二甲醚（DMMn）/年联产项目；榆林能化二期 80 万吨/年甲 醇及 50 万吨/年 DMMn。公司产品向高端精细化升级，盈利能力有望持续提升。伴随国 际油价中枢抬升，相关化工品价格大幅上扬，公司化工资产业迎来周期反转，盈利向上 弹性十足。
平煤股份
公司为国内品种最为齐全的炼焦煤和电煤生产基地之一，是中南地区最大的炼焦煤生产 基地，具有稳定的下游用户、良好的地理区位条件。“精煤战略”、“降本提质”成效逐步 显现，为公司高质量发展打下坚实基础。1）落实精煤战略，提升资源价值。公司积极 推行精煤战略，调整产品结构，增加高端产品供给，努力实现产品结构由动力煤和精煤 并重逐步向以精煤为主转变，产品结构持续优化。2）降本增效持续推进。公司加强成 本控制，一方面，大力实施“机械化代人，智能化减人”。
2021 年 3 月出台《智能化建 设三年行动实施方案》，提出 3 年建成 12 个智能化综采工作面、1 个自动化综采工作面、 改造智能化掘进机 44 套、新建智能化掘进工作面 24 个，2023 年底实现矿山网络化、 数据化、可视化和智能化全覆盖；上半年已累计建成智能化采煤工作面 13 个，智能化 掘进工作面 5 个，国家首批智能化示范煤矿一座，智能化建设水平领跑全省。一方面， “降本增效”战略，吨煤成本持续压降。公司部署《人力资源改革十年规划》，积极稳妥 推进“万名矿工大转岗”，力争 5-8 年把煤矿职工优化到 4 万人以下，促进人均工效大幅 提升。3）高股息率彰显投资价值。为积极回报*、充分保障*的合法权益，公司 制定三年*分红回报规划，承诺不少于当年实现的合并报表可供分配利润的 60%用来 分红。2020 年每 10 股派发现金股利 3.6 元（含税），共计分红 8.3 亿元，分红比率 60.1%； 以 11 月 15 日收盘价计，股息率高达 4.6%。
晋控煤业
山西国企改革提速，资产收购序幕开启，公司肩负集团资产上市重任，资产注入打开成 长空间。1）收购同忻煤矿 32%股权，增厚权益产能 512 万吨/年。公司为山西省动力 煤龙头，煤炭资源储量丰富，资源禀赋优异。公司地处大秦线起点、运输便利。2020 年 12 月，公司以 28.7 亿元现金收购控股*晋能控股煤业集团持有的同忻煤矿（产能 1600 万吨/年）32%股权，增厚权益产能 512 万吨/年，投资收益有望大幅增长。截至 2020 年末，公司并表的矿井有塔山煤矿、忻州窑煤矿和色连煤矿共 3 座在产矿井，合计产能 3210 万吨/年，权益产能 2223 万吨/年，单井产能规模超千万。
2）晋能控股集团煤炭资 产上市提速，未来成长空间巨大。21 年 2 月，山西国运召开省属企业“一企一策”考核签约大会，会上提出省属企业“资产证券化率达 80%以上”的定量目标。公司所属的晋 能控股集团拥有煤炭产能约 4.4 亿吨（全部由晋能控股煤业集团管理，体量为晋控煤业 13.7 倍），拥有煤炭储量 600 多亿吨，煤炭产能规模仅次于国家能源集团，位居山西省 第一、全国第二，实力雄厚。未来晋能控股集团有望在政策促进下继续深化改革，提高 资产证券化率，有计划地将煤炭资产逐步装入既有上市公司平台，未来成长空间巨大。
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