煤炭、天然气行业深度报告：紧缺造就高价常态中期存在滞胀风险

煤炭、天然气行业深度报告：紧缺造就高价常态，中期存在滞胀风险1.能源结构转型过程中，煤炭和天然气短缺问题不容忽视煤炭、天然气为经济发展的基石，基础能源的中流砥柱。全球能源消费总量维持平稳

小幅增长态势。其中煤炭和天然气合计占比持续稳定在

52%左右，在全球能源消费中居重

要地位。据

BP能源统计数据显示，2010

年以来全球能源消费增速维持在

1%-2%左右。2019

年全球能源消费总量达到

582

EJ，其中煤炭和天然气分别消费总量为

157.6

EJ和

140.5

EJ，

分别占比

27%和

24%，据主要地位。其中，天然气消费占比

2000

年至今保持稳中有升的

趋势，占比已经升至

25%；而煤炭消费占比

2011

年以来有所下降，但是始终保持在

25%

以上水平；化石能源中，相对而言石油的消费占比在持续下降。从消费量绝对值的变化情况看，可再生能源消费的增长，主要替代的是石油消费。

2000-2020

年间，其他可再生能源（主要是风电和光伏）的消费始终保持高速增长，而在

此期间石油、天然气和煤炭的消费增幅分别为

12.5%、59.3%和

53.4%，而能源总消费量

增速为

41.1%，高于石油消费增速，而低于天然气和煤炭的消费增速。同时，观察近五年

情况的话，天然气消费保持增长，煤炭消费趋于稳定，而石油消费则出现大幅回落。因此，未来在碳中和的趋势下，新能源的快速发展主要替代的是石油消费，而天然气

和煤炭在向风电光伏等新能源消费转型中的过程中仍具有重要的意义。煤炭和天然气作为主要的基础能源，长期以来为全球经济的发展提供了重要的支撑作

用。尤其是在各国工业化发展的早期，在成本和使用方式方面往往具有一定优势，是主要

的能源消费来源。历史上各国

GDP的增速和煤炭、天然气等初级能源的消费量高度相关。回顾过去

40

年，中国实际

GDP的同比变化曲线和煤炭消费同比变化曲线走势基本保持一致；而美国

GDP增速在

1995

年以前和煤炭关联较高，在

2007

年以后则与天然气消费增速基本一致。

由此可见，初级能源的消费情况对于经济的稳定发展具有重要意义。具体从能源消费主体按照地区、经济组织分类来看的话，发达国家和发展中国家均对

天然气消费保持高速增长的态势，由于经合组织（OECD）成员国以发达国家为主，经济发

展和能源消费均进入平台期，因此天然气消费增速弱于非经合组织成员国（Non-OECD）。

而煤炭消费方面，非经合组织成员国（Non-OECD）煤炭消费增速一直保持正增长态

势，而经合组织（OECD）成员国煤炭消费进入

2011

年开始持续下降，甚至近三年降幅扩

大。究其原因：一方面由于煤炭经济性高于天然气，对发展中国家而言能耗成本优势吸引

力较大；另一方面和资源就近有关，非经合组织成员国经济发展和能源消费增速较快的主

要国家集中于东亚、东南亚、南亚和非洲地区，该部分地区均更靠近煤炭主产地区。综上所述，煤炭和天然气是经济发展的基石，尤其是对能源消费增速较快的发展中国

家而言，成本优势更为明显的煤炭和天然气均居于重要地位。当前在全球去碳化的背景下，能源结构加速转型，各国光伏、风电等清洁新能源高速

发展，化石燃料在能源消费中的占比减少也不可避免地成为长期发展下的趋势。我国承诺将在

2030

年实现碳达峰，2060

年实现碳中和。2020

年

9

月，我国在联合

国大会上提出争取

2060

年前实现碳中和，原文为“应对气候变化《巴黎协定》代表了全球

绿色低碳转型的大方向，是保护地球家园需要采取的最低限度行动，各国必须迈出决定性

步伐。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，努力争取

2060

年前实现碳中和”。而实现碳中和的过程中，如何协调好去碳化节奏，兼顾节能减排和经济的平稳发展，

便成为不容忽视的重要问题之一。进入

2021

年以来，煤炭、天然气供给持续紧缺，而需求

则相对较为稳定增长，两基础能源供需错配导致价格持续攀升，电力成本随之上行，供电

形势趋于紧张，对于下游制造业的生产造成了不利影响。在此节点，重新审视煤炭、天然气的实际供需情况以及对经济的影响，并分析未来的

供需格局变化，对于更好地推进能源结构转型具有重要意义。2.全球煤炭供给缺乏弹性，供需格局偏紧2.1

全球煤炭供需集中于亚太，贸易比例提升加剧供需矛盾全球煤炭储量主要分布在欧美和亚太地区。截止到

2020

年底，全球煤炭已探明储量达

到

10741

亿吨。各大洲中亚太地区储量最为丰富，占全球储量的

42.80%，欧洲地区次之，

占

30.53%，北美地区占

23.90%。2012

年后全球煤炭产量进入平台期，基本维持在

80

亿吨左右水平。叠加欧美地区经

过历史上工业经济发展后进入发达经济状态，因此能源消费逐步以油气为主；而亚太地区

以新兴经济体发展中国家为主，经济发展相对滞后，更依赖于价格便宜的能源煤炭。叠加

亚太地区煤炭资源开采条件优于欧美地区，因此近年亚太地区煤炭产量稳步大幅增长，占

全球产量比例逐步达到

76%的高位。全球产量分国别来看，中国煤炭产量占比高达

50%。除此之外，亚太国家印度、印尼、

和澳大利亚分列第二三五位。全球煤炭产量增长贡献主要来自于亚太地区，而亚太地区煤

炭产量增量主要来自于中国、印尼和印度三国，其中中国产量贡献最大。澳大利亚产量基

本维持持稳状态。煤炭消费角度，进入

2012

年后，全球煤炭消费也同样进入平台期。全球消费

54

亿吨

标准煤左右。其中主要消费国集中在亚洲地区，以中、印、日、韩和印尼五国为主。中国

煤炭消费量约占全球的

52%。尽管全球煤炭消费呈现平稳且小幅下降的态势，但是对于煤炭消费增量国家却集中于

东亚、东南亚和南亚印度地区。使得全球煤炭供需均逐步集中于亚太地区。叠加除了亚太

地区，以其他地区煤炭产量大幅收缩，尤其是南美和非洲地区煤炭产量大幅萎缩，最终结

果使得全球煤炭供需格局逐步呈现偏紧状态。进入

21

世纪，随着全球煤炭产能结构的变化，生产逐步集中于少数国家，叠加全球能

源消费结构的变化，煤炭贸易规模不断增大，全球煤炭贸易量不断提高；现全球煤炭贸易

量月

17

亿吨，占全球煤炭消费比例超

20%。中、印两国煤炭进口量的快速增长是带动全

球煤炭贸易量提升的主要驱动力。澳大利亚、印尼和俄罗斯是全球前三大煤炭出口国。2020

年澳大利亚、印尼煤炭出口

量占全球煤炭贸易总量的

50%左右，三国合计约

70%。其中印尼出口煤炭以动力煤为主；

澳洲出口煤炭中动力煤和炼焦煤占比相当。就绝对量而言，全球主要煤炭出口国均面临煤矿资源枯竭，产量收缩的困局。2018

年

以来，除了印尼和俄罗斯两国出口量维持稳定以外，其他国家煤炭出口量均出现不同程度

的下滑，其中以南非和哥伦比亚两国为甚，2020

年出口量较

2018

年，分别下降

46%和

32%。主要是两国均为单矿井产能规模小，面临资源枯竭局面，无新增矿井；叠加距进口

国较远，运输成本高，从而产量大幅下降，进而出口量大幅下降。而印尼和俄罗斯两国产

能基本无增长空间。煤炭需求强劲的亚太区是全球主要煤炭进口区，中、日、印、韩是亚太前四大煤炭进

口国。中国对煤炭需求的日益上升使其在

09

年由煤炭净出口国转变为净进口国。近年来中

国煤炭进口量增长迅猛，至

2018

年后，连续三年维持在

3

亿吨左右。印日韩三国煤炭进

口量受经济影响较大，因为三国煤炭对外依存度极高，印度依存度

25-30%左右，而日本、

韩国对外依存度

100%。所以尤其是在

2019

年和

2020

年，随着三国工业经济疲惫，其煤

炭进口量大幅下降。2.2

亚洲地区煤炭需求增速高企，加剧中国周边供给紧张局面东南亚、南亚地区需求强劲，国际供需关系逐步偏紧。日本韩国印度煤炭进口整体增

加。2016

年以来印日韩三国煤炭进口量持续稳定增长，2019

年已经超过

2014

年水平。

虽然

2020

年出现下滑情况，但是预计随着国际经济的恢复，尤其是随着印度的恢复，三国

进口量将预计

21

年开始延续

2016

年以来的增长态势。

东南亚、南亚地区煤炭消费需求维持高位。亚太地区煤炭需求受火电需求拉动呈现小

幅增长态势。随着东南亚、南亚地区人口增长、城市化发展，能源消费将出现快速增长。

这些地区对能源的需求已远超自身产量，将主要依靠进口维持可持续工业发展的能源需求。

东南亚、南亚地区经济快速增长，其能源需求将全面重塑全球经济和能源格局。2.3

与中国相关国际主要煤炭生产主体产量整体大幅下滑与中国相关的国际主要煤炭生产主体，同时也是世界主要煤炭生产主体，主要为国际

矿商（产能主要涵盖澳大利亚、美国、南非、哥伦比亚）、印尼和蒙古国。该部分主体产

量总量呈现下降趋势。国际矿商煤炭产量

2014

年达峰后，至

2020

年已经下降

44%，预计到

2022

年产量

绝对量下降

3

亿吨，降幅

47%。国际矿商对于矿山投资建设的论证一般考虑

30

年至

50

年的下游消费变化，因此自

2014

年以来，哪怕

2017

年国际煤价反弹暴涨至

120

美元/吨，

吨煤毛利高达

70

美元，也并未动摇国际矿商不断下降煤炭产量的计划。国际矿商煤炭产能

不断收缩，尤其是力拓已经于

2019

年彻底退出煤炭行业。近三年南非地区的中小煤矿加速

退出，最终导致国际主要矿商煤炭产量大幅下滑。即便预期

2021

年受益于国际通胀煤价上涨，以及国际经济环境复苏，国际矿商均未有

大幅增产计划，在其

2020

财年年报中，仅有博地能源、淡水河谷表示预计

2021

年产量均

不高于

2019

年，而其他矿商均表示预计

2021

财年公司煤炭产量均继续大幅下滑。国际矿商煤炭部门资本开支维持低位，无新建产能计划。2020

年由于煤炭需求下滑，

伴随着自然灾害，工程限制以及矿场停产，必和必拓、英美资源等主要国际矿商在煤炭业

产量均呈现阶梯式下滑，且煤炭业务板块均无大规模资产开支计划，未来国际主要矿商煤

炭产量仍将持续下降。印尼产量基本维持相对稳定，预计出口增量有限。尽管印尼煤炭资源存在埋藏深度浅，

储量大等特点，但是由于

2009

年印尼政府通过新的《矿产和煤炭矿业法》中不但限定了矿

区面积，对煤矿开采产生影响；还规定“煤矿外资股权在其矿山投产

5

年后有义务向中央

或地方政府或国有企业、地方企业、国内私营企业减持其股份”。并在

2012

年出台《新矿

业法修正案》，进一步规定外国所有权的普通矿业许可证（IUP）持有人必须在项目投产后

的

10

年内确保印尼国民对矿业公司至少拥有

51%的所有权。该种紧缩的矿业政策导致外

资减少甚至直接退出在印尼的煤矿投资，从而造成印尼煤炭产能扩张受到一定限制，印尼

近年来煤炭行业固定资产投资维持相对平稳的状态。2015

年以来印尼六大矿商合计产量维持在

2.5-2.6

亿吨左右相对稳定的水平。近年各

家主要矿商资本开支基本维持稳定，并未有大规模增长。而印尼总产量近三年基本维持相

对稳定的状态。印尼

2018-2021

年产量维持在

6

亿吨左右，由于露天煤矿煤层分部不均匀原因，产量

波动较大。该部分产量较

2014

年增长了

1

亿吨左右，主要是

2018

年大幅增长。近三年受

煤炭资源分布不稳定影响，产量基本维持平稳，无大幅增长可能。印尼远期产量不同乐观，近期煤炭出口量也将大幅下降。2021

年

8

月《联合国气候变化框架公约》（UNFCCC）预测称，如果印尼要达成《巴

黎协定》制定的气候目标，需要大幅降低其煤炭产能。在该国当前的政策规划下，煤炭产

量预计短期内将维持现状，随后出现缓慢下降。到

2050

年，印尼煤炭产量需在

2019

年基

础上降低约

47%，达到

3.22

亿吨。2021

年

8

月

4

日，印尼能源矿务部签署法令，将限制未履行国内市场义务（DMO）

的

34

家煤企

2022

年煤炭出口额度，并处以巨额罚款，以此来敦促这些煤企保证对印尼国

家电力公司（PLN）的煤炭供应。按年度出口额度计算，预计出口限制将导致

5000-6000

万吨印尼煤出口受到影响，该

部分出口量约占印尼总出口量的

12-15%。此举预计将影响到中国煤炭进口量

3000

万吨

左右，约占中国进口量的

10%。蒙古煤炭产量总量较少，中期增量有限；出口中国无大规模增量。蒙古国的煤炭资源相对集中，且埋藏浅，以露天开采为主。产煤区分为东、西两部分。

西部区以产焦煤为主，东部区以产褐煤为主。蒙古

2019

年产量

5700

万吨，与中国河北省产量相当。蒙古国煤炭资源总量决定了其

产量无法大规模增长。近年来虽然蒙古采矿和采石投资额增长明显，但是其煤炭产量并未

同比例产生增长。目前蒙古国煤炭产量约

70%出口中国，而出口中国的煤炭中又以炼焦煤

为主，占比近

90%。由于蒙古国采矿采石投资的增长不会显著提升煤炭产量，同时

2018

年和

2019

年煤炭

产量同比增幅仅为

10.29%和

4.45%，故分析预计蒙古产量难以出现超过

30%的增长；此

外，低于该幅度的增长表明增量也小于

1710

万吨，对应出口增量约

1200

万吨，仅占

2020

年中国产量的

0.31%，因此预计蒙古煤炭产量即便有增长，也不会对中国产生重大影响。与中国密切相关的主要煤炭生产主体，均呈现产量无法大规模增长，甚至存在大幅下

滑的可能。而且随着国际矿商产量的逐步减少，印尼可出口煤炭量逐步减少，将使得中国

煤炭进口量不但无大规模增长可能，甚至有可能未来出现大幅下降。2.4

国内煤炭产地和资源储量匹配，与消费地分布不平衡国煤炭资源分布总体呈“西多东少，北富南贫”的特点。从消费量看，东部沿海省份煤炭需求占比大，煤炭资源储量前八大省份的煤炭消费量

占比为

59.87%，其他大部分产量需要通过“北煤南运、西煤东运”调入缺煤省份。2.5

国内煤炭产能进入收缩期，国内产能加速退出“碳中和”政策造成国内煤炭行业固定资产投资意愿大幅下降。煤炭行业被定义成为“过剩产能行业”，直接压制煤炭企业的投资意愿，尤其是国有

企业。尽管煤炭价格经历

2016

年供给侧改革之后，价格一直处于历史中高位水平，煤炭企

业盈利均大幅改善，但是相应的并没有带来煤炭企业投资意愿的增强。国有煤炭企业投资

侧重于转型，集中于新能源领域；而民营煤企受

2020

年内蒙古地区“涉煤倒查

20

年”影

响，涉煤投资意愿同样减弱。当前叠加“碳中和”政策的影响，由于新建矿井可采年限最低均超过

50

年，而随着“碳

中和”背景下能源消费结构的转变，未来不确定性加强，煤炭行业投资意愿进一步下降。据国家能源局公告，新建煤矿批复数据显示，进入

2020

年以来新建产能批复规模大幅

下降，且新建产能主要集中于新疆地区。各地投资意愿快速减弱。新建煤矿基本集中于新疆地区，未来“十四五”期间，新疆地区主要发展第三期“疆

电东送”工程。开发煤炭资源，发展坑口火电厂，通过特高压输往中东部消费地区。中小煤矿产能加速退出，我国煤炭产能进入收缩期，造成煤炭供给弹性进一步下降。目前我国尚存在大量的中小煤矿，中东部、西南地区存在大量产能规模

60

万吨以下的

矿井，该部分产能合计

5.23

亿吨。而

90

万吨及其以下的矿井，广泛分布于我国东部沿海

省份、东北以及西南地区。产能规模

90

万吨及其以下矿井合计产能高达

8.6

亿吨，占当前

我国合法产能的

23.8%。上述产能规模

90

万吨及其以下的矿井，一方面开采深度基本均在

800

米甚至

1000

米

以上，高水、高瓦斯，地质环境复杂，存在大量的安全隐患；另外一方面该部分矿井资源

濒临枯竭，可采年限普遍在

15

年甚至

10

年以内；机械化生产水平较低，开采成本比高，

随着时间推演，不具备开采的经济性。煤矿

90

万吨/年以下产能为主的东部四省，煤炭老旧产能已经在逐步退出，产量已经

逐年下降。以产能

90

万吨/年以下矿井为主的东部地区冀鲁豫皖东部四省，已经开始受煤

矿逐步枯竭影响。尤其是近年来东部四省煤炭企业偿债压力加大的情况，东部四省内煤炭

企业急于将部分濒临枯竭，开采成本高，处于亏损状态的矿井关停退出，最终导致东部四

省煤炭产量近年逐年下降，占年总产量比例也逐步下降。因此在该部分老旧矿井逐步资源枯竭的背景下，我们合理预计产能

60

万吨/年的煤矿，

合计产能

5.23

亿吨，至少在

2025

年彻底关停退出。而产能

60-90

万吨/年的矿井，合计

产能

3.37

亿吨，预计至少在

2035

年以前退出。未来我国煤炭总产能、产量均将逐步下降。预计

2025

年前，受煤炭供给偏紧影响，煤炭产能退出较慢，预计近

5

年退出煤炭产

能

1.75

亿吨，同时设计产能合法化和新建煤矿等核增产能合计

2.25

亿吨，综合预计

2025

年底我国合法产能合计

37.55

亿吨。而产量方面，未来我国煤炭生产均必须合乎法律法规，不过由于年初

1-3

月未受刑法

影响，产量增幅较大，预计

2021

全年煤炭产量较

2019

年略有增量，预计产量

38.78

亿吨。

而此后

2022-2025

年，受产能退出影响，我国煤炭产量将逐年缩减。2.6

新刑法修正案压制煤矿超产，核增产能增量有限2021

年

3

月施行的“刑法修正案”规定，违规生产状态下造成重大安全生产事故，将

被追究刑事责任，造成煤矿超产意愿大幅降低，对煤炭供给产生巨大边际影响，使得供给

形成偏紧局面。刑法相关条例修正，2021

年

3

月

1

日起正式施行。《中华人民共和国刑法修正案（十

一）》共计四十八项内容，第一百三十四条第二款修改为“强令他人违章冒险作业，或者

明知存在重大事故隐患而不排除，仍冒险组织作业，因而发生重大伤亡事故或者造成其他

严重后果的，处五年以下有期徒刑或者拘役；情节特别恶劣的，处五年以上有期徒刑。”

同时第一百三十四条新增条款“在生产、作业中违反有关安全管理的规定，符合以下情形

之一的，具有发生重大伤亡事故或者其他严重后果的现实危险的，处一年以下有期徒刑、

拘役或者管制。”（一）关闭、破坏直接关系生产安全的监控、报警、防护、救生设备、设施，或者篡

改、隐瞒、销毁其相关数据、信息的；（二）因存在重大事故隐患被依法责令停产停业、停止施工、停止使用有关设备、设

施、场所或者立即采取排除危险的整改措施，而拒不执行的；（三）涉及安全生产的事项未经依法批准或者许可，擅自从事矿山开采、金属冶炼、

建筑施工，以及危险物品生产、经营、储存等高度危险的生产作业活动的。本次刑法修正为中国刑法第一次对未发生重大伤亡事故或者未造成其它严重后果，但

有现实危险的违法行为提出追究刑事责任。同时，生产经营单位负责人若存在以上列举的

违法行为受到刑事责任追究，自刑罚执行完毕之日起，五年内不得担任任何生产经营单位

的主要负责人。“超产”即为超负荷生产，在该种生产状态下，容易发生安监措施不到位，生产工人

疲劳工作，造成失误机会更大，从而事故发生率大幅提高。该刑法修订条例的实施，使得

各煤炭企业煤矿矿长，超产意愿大幅降低，从而使得政府“保供”的主要手段面临失效。自该刑法条例施行以来，主要超产地区陕北和内蒙古地区煤炭产量受到影响较为明显。

尤其是内蒙古，即便在

2020

年反腐影响产量下降的前提下，进入

2021

年

3

月份后，内蒙

古地区煤炭产量仍旧维持同比下滑

7%左右的减产速度。综合以上因素，直接导致了我国煤炭产量维持低位状态，按照日均产量计算基本维持在

1070

万吨左右水平，对应月均产量

为

3.2-3.3

亿吨左右。国内产量缺乏向上弹性，生产能力管理办法限制核增产能规模。煤矿产能大规模核增进度缓慢，幅度受限。5

月

17

日修订出台的《煤矿生产能力管理

办法》和《煤矿生产能力核定标准》限制了核增产能规模。其中明确规定了核增产能限制条件，使得核增产能矿井做了严格的建设标准和安全标

准规定，该条件导致核增速度缓慢。另外一方面核定产能幅度明确了“级差”标准。从而

限制了整体核增产能规模。《办法》明确规定了核定产能幅度的“级差”标准，如

400

万

吨/年及以上的露天煤矿和

1000

万吨/年及以上井工煤矿以

100

万吨/年为

1

级级差。同

时，《办法》规定生产能力核增幅度原则上不超过煤炭工业设计规范标准设计井型规模

2

级级差。一级安全生产标准化煤矿核增幅度可上浮

1

级级差，一井一面或实现智能化开采

的一级安全生产标准化煤矿核增幅度可上浮

2

级级差；在此基础上，井下单班作业人数少

于

100

人的矿井和全员工效

100

吨/工以上的露天煤矿，核增幅度可再上浮

1

级级差。2.7“碳中和”背景下煤炭消费推演，国内供需格局难以扭转中国碳排放中，电力、钢铁和水泥三行业碳排放占比基本达到了总量的

75%左右，成

为未来减排的重点行业。而的确随着我国经济的发展，光伏、风电以及氢能等清洁能源必

然逐步替代煤炭发电；随着新材料的应用，水泥、钢铁消费中一定比例也必然被其取代。

该部分行业产品消费的减少必然带来煤炭行业消费的减少。但是我们不能忽视的是，我国电源端，新能源发电大规模替代煤电存在技术瓶颈。风

能、光伏发电由于其不稳定，所以需要储能，但是目前储能技术尚存在瓶颈和大规模使用

成本高昂的障碍。发展氢能源方面，存在氢能存储、运输等技术瓶颈和高昂成本障碍。在该部分技术瓶颈未得到突破的前提下，我国能源消费中以煤炭消费为主的结构短期

难以扭转。近

10

年我国能源消费增速平均

3.8%，煤炭消费增速

1.5%。因此中期

3

至

5

年内，煤炭消费无大幅下降可能，基本进入平台期或者微幅增长。而煤炭供给方面，我国煤炭面临供给缺乏弹性，甚至将出现供给不足的局面。就煤炭消费主要行业电力行业而言，我们预期至

2025

年电力行业消费煤炭仍旧呈现小

幅增长的局面，2021

年至

2025

年累计增长

4%，且达到峰值

23.66

亿吨。而

2025

年后，

预计随着储能技术的发展，煤电将逐步被替代，煤炭消费有望下降。2.8

国际、国内煤价互相印证，高煤价成为常态在主要国际矿商产量不断下降，且印尼无大幅增长可能的背景下，国际煤炭供给较中

国国内已经率先开始缺乏弹性。但是亚太地区，尤其是东南亚、南亚地区随着

2021

年经济

的恢复，且未来中期经济实现平稳增长，预计煤炭需求持续增长。将会进一步加速煤炭供

需格局偏紧的局面，最终不但无法有效弥补中国煤炭供给缺口的问题，也将造成国际范围

内煤炭供给偏紧，煤价易涨难跌的局面。短期扰动因素，将极大的冲击我国煤炭交易“长协制度”，尽管部分煤炭交易仍旧以

“长协”为主，但是煤炭交易现货价格将因为短期的供需错配，价格暴涨。国际、国内煤价互相影响，国内外煤炭供给紧张格局促使全球煤价维持高位。中国煤

炭进口量维持在

3

亿吨左右规模，占我国沿海煤炭市场约

30%。因此国际煤价对国内煤价

影响较大。国内外煤炭供给格局偏紧局面导致国内外煤价互相影响，预计国内外煤价均将

维持高位。在国际国内供给持续紧张的状态下，预计国内煤价维持在

1000

元/吨以上，甚至持续

维持在

1500

元/吨，将成为

3-5

年的常态。未来

5

年后，新能源储能技术瓶颈获得突破，

且在新能源消费增量开始替代煤炭消费存量，并扭转煤炭行业供给偏紧的供需格局的前提

下，方有望促使煤价逐步下跌，并且使得煤炭在能源消费中逐步被淘汰。持续性的高煤价，使得煤炭消费成本较高，间接有利于实现能源消费转型，有利于绿

色新能源替代传统化石能源。3.天然气三年内供给偏紧，价格持续高企3.1

全球天然气供给：美国页岩气产量增长或有隐忧2000

年以来，全球天然气资源的探明储量整体呈上行趋势，不过近年来天然气价格的

低迷影响了勘探投入，储量增速放缓，2010-2019

年间储量仅提高了

5.7%；但与此同时，

产量却保持相对较高的增长速度，期间增幅高达

26.2%。2020

年疫情影响下全球经济低迷，

全球天然气储量同比降低

1.15%至

188.1

万亿立方米，产量同比降低

3.08%至

3.85

万亿

立方米。天然气储量分布集中，2020

年中东地区和独联体地区储量占比分别约为40%和30%，

合计占比超过全球总储量的

70%；而产量分布则相对较为分散，中东和独联体地区仅提供

约

39%的供给量；而北美占比高达

28.8%，位居第一。全球天然气的储量资源和生产供应实际上存在不相匹配的矛盾，部分供给国储采比较

低的现状严重制约了天然气的远期产量。我们统计了

2020

年全球前

7

大天然气供给国，

其中仅有俄罗斯、伊朗和卡塔尔的储采比在

50%以上，美国、加拿大和澳大利亚的储采比

甚至均在

17%以下。不过中短期来看，产量变化的影响因素主要在于美国、俄罗斯和中东

地区。（1）美国：页岩气产量高速增长态势难以持续近

20

年美国天然气供给整体保持增长趋势。尤其是

2005

年后天然气产量增速较快，

并于

2011

年超过俄罗斯，重回全球产量第一，2005-2019

年

CAGR为

4.7%。不过在

2020

年受宏观经济不景气影响，产量有所下滑，全年天然气产量为

9146

亿立方米，同比降低了

1.65%。美国天然气产量的增长离不开对页岩气的成功开发。页岩气是一种非常规的油气资源，

2020

年占美国天然气储量的

71%，其储藏深度一般较高，也不像常规气密封在储层圈闭

里，而是储藏于页岩孔隙中，因此开采难度较大、成本较高。直到

2005

年后，受益于水平

井钻井、水力压裂法、多井工厂化等技术的陆续突破，美国页岩气开始得到大规模开发。页岩气的开发成本相较于常规天然气要更高。根据

RystadEnergy在

2018

年发布的

数据，折合原油价格推算，北美页岩的盈亏平衡成本约为

62

美元/桶；同时根据

WoodMackenzie的分析，大多数页岩气的盈亏平衡成本在

60

美元/桶。不过由于美国页岩油气

资源丰富且资产分布广泛，七大页岩油气区情况不尽相同，油气资产开发成本差异较大，

有些地区如二叠纪和鹰福特的盈亏平衡点较低，约在

30-40

美元/桶之间。同时，页岩气的地质特点令其开采存在产量衰减速度快的特征。页岩气井的开发过程

一般是“定井位—水平钻井—水力压裂—完井—生产加工—堵井废弃”，其中完井阶段是

页岩气产量释放的阶段。由于不同气田区的地质结构和资源禀赋不一，衰减率的情况也参差不齐。在

EIA统计

的

249

个页岩气田区域中，按照一年后的日均产量情况计算的话，多数地区页岩气井的衰

减率集中于

70%-90%之间，占比约为

71.49%，而由于开采经济性的因素，衰减率大于

90%的占比也比较低，仅为

9.64%。同时，有

18.88%的页岩气田衰减率小于

60%，此类

优质资源基本集中于马塞勒斯和海内斯维尔等区域。总的来看，样本页岩气田第一年的平

均衰减率约为

70%。因此，页岩气井产量一般在完井后的第二个月产量达到峰值，在首年就耗尽了

70%-75%

的储量，随后产量明显下滑，并于

2-3

年后会失去经济价值。因此，为了维持页岩气的产

量，油气公司只有保持高速度钻探，不断对新钻井完井，而这通常是靠巨额债务提供资金。不同于常规油气公司多使用自有资金，美国页岩公司募集资金的主要方式是发行企业

债和以油气储备为担保获取银行贷款。这样的筹资方式使得页岩气公司的负债率比常规油

气公司高得多，2010-2019

年期间基本维持在

50%左右水平。高负债率使得页岩气公司要

保持比常规油气公司更高的流动资金，才能保证能够偿债。而一旦油价下跌或者借款利率

上升，公司便容易陷入财务困境。2020

年疫情冲击下全球经济低迷，天然气价格也持续走低，经营现金流的下降叠加融

资压力，前三季度净现金流均为负值情况下，美国页岩行业遭受重大打击。仅

2020

上半年

就有

23

家页岩油气公司申请破产，曾经的页岩油气巨头切萨皮克也在

6

月申请破产保护，

而在

2021

年

9

月，全球最大油服企业斯伦贝谢也将其北美页岩压裂业务全部出售，自此彻

底退出页岩领域。现金流状况的恶化使得页岩企业的资本开支也大幅减少。2020

和

2021H1

样本企业的

合计资本开支分别为

451

亿美元和

180

亿美元，同比分别下降

45%和

41%。实际上回顾

近五年资本开支情况可以发现，早在

2015

年开始，受油价低迷影响，北美页岩企业的资本

开支就大幅缩水，2017-2019

年间较峰值约

1500

亿美元的水平有

50%左右的削减，疫情

的出现只是加剧了情况的恶化。2015

年以来美国天然气企业资本开支的大幅下降，直接导致了后续页岩新增钻井数量

的下滑，不过由于油价长期低于

60

美元/桶，所以天然气公司完井意愿一直不高，完井数

量也保持低位。不过由于

2020

年冬季气温较低增加了天然气需求，天然气价格回升导致下

半年页岩气完井数量增加，同时供给端却因油气企业现金流原因导致新开钻数仍保持低位，

于是开钻未完井数开始持续下降。截止

2021

年

8

月，已经从峰值的

8952

口降至

5713

口，

降幅

36%，创下

2017

年

7

月来的历史新低。页岩气产量和完井数量关联度较高，开钻未完井数的显著下降将对后续页岩气增产造

成不利影响。不过由于

2016

年后开发的主要是二叠纪、马塞勒斯和海内斯维尔等地区的优

质页岩，日均产量相对较高，所以页岩气的产量仍保持上升趋势。但

2020

年受部分页岩公

司破产影响，完井数显著下降导致当年页岩气产量同比基本持平。当前新钻井数回升速度趋缓，同时在当前天然气价格攀升下完井数保持较高增速，预

计开钻未完井数将持续下行，2019

年开始的资本开支下降的负面影响将逐渐显现。按照当

前开钻未完井数的消耗速度，仅可维持

23

个月左右。若将美国的天然气井按当月生产情况分为新钻井和旧井，并排除中间

2020

年和

2021

年因油气企业破产等因素造成的产量扰动，实际上旧有钻井的产量衰减量自

2014

年来就处

于持续上升状态，目前月均日产量的减少值大约在

7700

万立方米/日，较

2016

年

4400万立方米/日的水平有明显增长。而当前总产量仍保持增长的原因，主要在于每月新完井产

生的增量冲抵了其影响。当前美国融资环境有较高不确定性的情况下，叠加拜登政府能源政策的影响，目前美

国页岩企业的资本开支仍然保持克制态度。美国近期就业和通货膨胀等数据较差，后续低

利率的情况能否持续仍有较高不确定性。同时，拜登上任首日即签署了

17

项行政命令，其

中包括重新加入《巴黎气候协议》、取消

KeystoneXL输油管道，尤其是禁止在公共土地

和水域获得新的石油和天然气许可的政策，对于页岩气的开采有很大负面影响。我们根据旧井衰退速率可以算出每月旧井的减量，且由每月完井量的变化来推算新井

提供的增量；并假设旧井衰减率保持增长，同时完井数量在

2021

年有所上升之后，因资本

支出收缩导致新开钻井数量减少而持续下行。据此对

2021-2023

年美国天然气的产量情况

进行测算，得出

2021

年和

2022

年美国天然气产量分别为

9379

和

8828

亿立方米，同比

分别变化+2.55%和-5.88%。而2023

年假设完井数量恢复到2019

时期水平，中性情况下美国天然气产量约为

8639

亿立方米，而在乐观情况下如果油气企业投资和勘探增加，产量将达到

9071

亿立方米水平。（2）中东和独联体地区：短期天然气产量增长有限中东地区作为全球天然气储量最为丰富的地区，主要来源于伊朗和卡塔尔。2020

年二

者储量的全球占比分别为

17.1%和

13.1%，此外沙特和阿联酋占比均为

3.2%。伊朗的天然气产量在中东地区位居第一，但受到政治因素影响，目前新的天然气项目

开发进展并不如预期。由于美国在

2018

年退出伊核协议并对伊朗实施制裁，原开发公司道

达尔和中石油分别于

2018

年

6

月和

2019

年

10

月正式宣布退出该项目。这也导致近两年

伊朗天然气产量增速从

2018

年以前的

8%左右下降至

4%。预计后续受限于技术和资金，

增速将会维持在

3%左右。而卡塔尔和沙特的天然气开发进度则相对较为稳定，近年来没有明显增长。未来卡塔

尔和沙特的主要天然气项目包括北部气田扩建和

Jafurah等，预计增量分别为

424

和

224

亿立方米/年，但由于投产时间均在

2024

年以后，短期对于供给端的影响也较为有限。独联体地区的天然气供给主要来自于俄罗斯，但俄罗斯的天然气供给严重依赖于运输

管道。当前北溪

2

号油气管道已经于

2021

年

9

月

10

日建设完成，其年输气能力可达

550

亿立方米，但正式输运仍需得到德国联邦网络局的认证申请。该机构表示将在

4

个月内提

出“决定草案”，同时考虑到美国的阻挠及德国大选等政治因素，北溪

2

号管道的正式输

运时间仍有较高不确定性。受供给增量不足影响，目前各国天然气库存水平均处于较低水平。截止

2021

年

9

月

28

日，欧洲天然气库存为

824Twh，较去年同期

1057Twh下降了

22%；同时，美国作为

天然气产国情况略好于欧洲，目前库存为

3.08

万亿立方英尺，但同比降幅为

16.25%。因此，当前全球天然气产量增量有限，库存水平也显著低于往年同期，预计

2021

年

6

月以前供给紧张的情况或将持续。2021-2023

年全球天然气供给量分别为

39160、39666

和

40116

亿立方米，同比分别增长

1.62%、1.29%和

1.13%。3.2

全球天然气需求：欧美等发达国家高度依赖天然气天然气作为优质的一次性能源，长期以来受到下游消费领域的青睐，2000

年以来整体

消费量呈现稳定上升的趋势，仅在

2009

年和

2020

年因受到经济危机的影响出现下降。近

两年增速有所下降，2019

年和

2020

年的消费量分别为

3.9

万亿立方米和

3.8

万亿立方米，

同比分别为+1.7%和-2.1%。从地区情况来看，相较于全球的平均水平，发达国家的天然气消费占比相对要高。美

国自页岩气革命后受益于本国天然气供给量提升，天然气占比从

2005

年的

22%提升至

2020

年的

34%；同时，2000

年以来，欧洲地区的占比也始终保持在

22%-25%的区间内。由于在

2020

年受冷冬影响，叠加海外疫情有所好转，下游工业恢复速度较快，全球

天然气消费量快速恢复。同时，根据美国大气与海洋管理局

8

月

13

日发布的消息，2021

年冬季发生拉尼娜概率高达

70%，意味着今年冷冬的可能性较高，而一旦冬季气温处于低

位，全年天然气需求将继续上升。综合考虑以上因素，我们预计

2021-2023

年全球天然气需求将持续增加，分别达到

39338、40012

和

40563

亿立方米，同比分别增加

2.90%、1.71%和

1.38%。因此，预计

2021-2023

年全球天然气供需关系持续紧张，分别短缺

178、345

和

447

亿立方米。供需偏紧下，天然气价格也持续上升。天然气的价格目前并没有统一的定价，仍属于区域定价产品，不过在整体变化趋势上各

地区天然气价格存在一致性。2018-2020

年由于供给过剩，且下游需求也较为疲软，叠加

后续疫情影响，各地区天然气价格均呈现下降趋势。但进入

2021

年后，随着需求情况有所改善，各国天然气价格也开始逐渐回升。以美国

亨利港天然气价格为例，截止

8

月份，已经从

3

月的

2.56

美元/百万英热涨至

4.05

美元/

百万英热，涨幅高达

57.86%。与此同时，受国际天然气价格上升推动，国内天然气价格也持续走高：截至

2021

年

9

月，江苏LNG价格指数月平均值较2

月的2245

元/吨已经涨至6071

元/吨，涨幅高达170%；

截至

2021

年

8

月，进口

LNG的平均价格也达到

3543

元/吨，较

4

月涨幅为

49%。4.基础能源价格高企，供电受限不利于短期经济平稳运行4.1

天然气紧缺价格上涨，对欧美经济产生不利影响当前天然气和煤炭仍然是发达国家的重要电力来源。2020

年，美国和欧洲总发电量中，

天然气占比分别为

40.56%和

19.61%，煤炭占比分别为

19.69%和

14.85%，二者合计占

比分别为

30.61%和

17.39%。因此天然气和煤炭在发达国家的供电体系中影响较高，其价

格的持续上升，将推升发电成本，不利于电力供给的稳定。电力供给不足和成本的持续提升，对于全球经济尤其是发达国家的工业生产会造成不

利影响。特别是对于日韩和欧盟等高度依赖天然气进口的国家，根据历史经验，在

2007-2008

年期间，能源价格飞速上涨，不断推高通胀率，对于当时工业发展造成了严重

影响。日本制造业

PMI一度降至

30%，而英国

PMI也下降到

35%。当前欧洲电价持续上行，以德国电力价格为例，截至

2021

年

10

月，现货价格从

2021

年

3

月的

47.2

欧元/兆瓦时涨至

129.4

欧元/兆瓦时，涨幅高达

174%；一个月远期价格更

是达到

191

欧元/兆瓦时的高位。受此影响，欧洲制造业

PMI指数已经出现不同程度回落。英国、法国和德国

9

月

PMI较今年峰值分别降低

9.3、4.2

和

7.4pct，目前处于

56.3%、55.2%和

58.5%的水平，若情

况进一步恶化，疫情后的经济复苏局势或将受到严重影响。除了工业开工率下行，制造业增速放缓以外，天然气价格的飙升也已迫使欧洲一些化

肥生产商减产，若后续减产预期增加，这有可能增加农民的成本，进而加剧全球食品价格

上涨。4.2

天然气紧缺使得国内煤炭供给进一步紧缺，供电开始受限对于我国来说，煤炭一直在能源消费中占有极为重要的地位，即使在

2011

年以后占

比逐渐下降，目前占比仍然高达

57%。同时在近几年煤改气的政策推动下，我国天然气的消费占比一直在持续提高，2020

年

约占

8.2%。不过由于受到国内天然气资源较高开采难度的限制，国内天然气供给难以充分

满足需求增长，因而国内进口天然气的比重一直偏高，近三年占天然气消费总量的比值一

直在

42%以上。在全球天然气供给紧张的大背景下，天然气进口价格持续走高，势必将对后续进口量

产生一定压制。目前来看，我国天然气的月进口量增速已经在持续下降，尤其是

LNG的长

协单比例较低，降幅显著高于管道气，8

月当月同比已经从

5

月份的

36.5%降至

12.7%。

截止

8

月底，LNG进口量累计为

5181

万吨，同比增长

23.3%，较

5

月份的

31%降低了

7.7pct。根据目前天然气进口情况，保守预计全年同比增速为

12%，对应年天然气进口量为

1558

亿立方米。中性情况下，假设未来因天然气价格高企造成进口量减少

5%，则将造成

280.41EJ的能源缺口，对应原煤消费量为

1.35

亿吨，占我国

2020

年煤炭总产量的

3.5%。如若天然气进口增速不及预期，这对于我国碳中和政策下的能源结构调整将是一个重

大挑战。在碳达峰、碳中和政策下，我国提出到

2030

年，国内单位生产总值的二氧化碳排

放将比

2005

年下降

65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到

25%左右的目标，

这意味着

2030

年我国化石能源的占比需要从当前的

84%下降约

9pct。根据欧美等发达国家经验，由于光伏、风电等新能源发电均存在发电量不稳定的问题，

天然气往往作为备用能源，通过地下储气库和

LNG接收站两种方式来进行调峰。如果我国

天然气进口下降，很可能会增加新能源发电的调峰压力，进而影响风电光伏占比的进一步

提升。因此，在天然气供给持续偏紧的情况下，我国“煤转气”进程或将受到干扰，进而

影响我国能源消费结构的转型过程。综上所述，全球天然气供给偏紧格局将会造成我国天然气进口存在下降可能，造成国

内天然气供给同样逐步紧张，而天然气的供给偏紧，将会导致我国能源需求更加依赖于煤

炭，进而加剧我国煤炭供给紧张状态。煤炭供给紧张，且短期供需错配的矛盾难以调和，致使煤炭价格持续上涨。以

5500

大卡动力煤为