煤炭行业研究及2022年度策略

煤炭行业研究及2022年度策略1

2021

年回顾：缺煤现象普遍，煤价经历史无前例的行情回顾过去的

2021

年，对于煤炭行业来说，是极不平凡的一年，疫情后

国内经济快速恢复，出口需求旺盛，对煤炭的需求大幅增长，而经历持

续去产能政策后供应端缺乏如此之大的弹性，供需严重错配，缺口明显。

供需矛盾下，推动价格持续上涨，并在

9

月-10

月迎来近乎疯狂的上涨，

动力煤和焦煤价格不断刷新历史新高。随后在政策强力调控之下快速下

跌，并于

11

月底逐步企稳，煤价剧烈波动至此画上句号。这一轮波澜壮

阔的行情是历史上从未出现过的，将对整个行业的格局和未来中枢产生

深远的影响，注定将载入史册。从煤炭股的表现来看，板块整体涨幅位

于中信

30

个一级行业前列，多支个股一度涨超

100%，甚至

200%，市

场煤占比高的个股业绩弹性更大，涨幅领先，与我们

2021

年持续推荐

的逻辑一致。动力煤：供应增速不及需求，煤价大幅波动，触发政策强力干预动力煤经历一波先扬后抑、波澜壮阔的大行情。进口受限冲击叠加用电

高峰，煤价在

2021

年初冲高，春节后产量增加，煤价回落并在在

3

月

初触底，随后国内工业生产恢复，下游企业开工率快速回升，煤价开始

上涨；5

月中秦港

5500

大卡煤价达到

950

元/吨左右，此时叠加“迎峰

度夏”需求旺季，但由于煤价上涨，电厂采购积极性差，维持一段时间

低库存运行；随后建党百年大庆，多地出现大范围停产限产，叠加用电

旺季，而前期电厂库存低位，价格正式突破

1000

元/吨；大庆之后需求

持续攀升，强补库需求支撑煤价继续上行，9

月-10

月各地能源问题凸显，

出现停电限电的现象，价格在

10

月达到最高点

2592

元/吨；此后发改

委对煤炭价格做出强力干预，从产地到港口多环节实施限价政策，并查

处囤煤炒作行为，价格开始快速下跌，同时增产煤矿开始放量，产量有

了较为明显的增长，供应端的紧张局面有所缓解，在政策密集落地之后，

下游及港口库存开始回升；11

月-12

月，各环节呈现累库局面，价格随

下游采购情况有小幅下跌。国际能源价格在

2021

年同样经历大幅波动，英国天然气期货结算价、纽卡斯尔动力煤现货价、布伦特原油期货结算

价最高分别达到

451.72

便士/色姆、253.55

美元/吨、86.40

美元/桶，较

年初涨幅达到

660%、208%、69%。动力煤的供需紧张主要源于三个方面：1）国内疫情控制较好，复工较

快，用电需求增速快，而水电发力不足，导致对煤炭的需求大幅增加；2）

国内煤炭生产在安全、环保、反腐等多重约束下，增长较为缓慢；3）由

于疫情、天气以及政策等因素影响，印尼、澳洲等地的生产受限，中国

的进口增量少。国内电力需求增速快，水电发力不足。国内经济复苏较快，前

11

个月

累计发电量

73826.7

亿千瓦时，同比增长

9.2%，其中火电累计达到

52227

亿千瓦时，同比增长

9.9%，水电累计为

11134

亿千瓦时，同比

下降

2.2%。火电占比达到

70.74%，尽管在新能源快速发展，风电、光

伏、核电贡献不断提升的情况下，火电占比逐年下降，但仍保持在

70%

以上，占据主体地位；而水电（历年占比

16-17%）今年发力不足，在

电力需求大幅增加的情况下增速贡献为负，在总发电量占比中下降至

15%，这也是造成“电荒”一个重要原因。用电大省中有

15

个省份前

10

个月累计用电量增速超过

10%，工业用

电量是主要增长点。国内复工速度快于国外，越南、印度等国家生产受

到明显影响，而国内制造业

PMI持续处于扩张区间，出口也快速增长，

前

11

个月出口金额累计同比增长

21.8%，海外订单带动生产从而带动

用电需求增长，煤炭的需求也大幅提升。2021

年

1-11

月全社会用电量

达到

74972

亿千瓦时，同比增长

11.4%。根据各省市统计局已公布的数

据，在全国用电量前

20

位的省（市）中，1-10

月份累计增速超过

10%

的有

15

个省份，增速最快为湖北省（18.78%），其工业用电量达到

1223亿千瓦时（占比为

59%），累计同比增速达到

20.01%；用电量最高的广

东省达到

6669

亿千瓦时，同比增长

15.84%，而其工业用电量（占比

58%）增速也达到

14.6%。在下半年出台能耗双控政策后，多地限制高

耗能企业用电的情况下，用电量增速逐渐得到控制，若仅考虑上半年，

则各地用电量增速更为明显，前

20

的用电大省中，仅内蒙古增速低于

10%，多省累计用电增速超过

20%。生产端，国内煤炭生产在多重因素扰动下增长缓慢。2021

年

1-11

月全

国实现原煤产量

36.7

亿吨，同比增长

4.2%，远低于电力需求的增长速

度。分省来看，三西地区

1-11

月总产量约占全国产量的

72%，其中山

西仍为产量第一大省，累计产量为

10.9

亿吨，同比增长

11%，增产保

供推动下，前

11

月产量已经超过

2020

年全年；而内蒙古在“倒查

20

年”以及环保等政策的影响下，2020

年产量负增长（-7.8%），2021

年

1-11

月累计产量

9.3

亿吨，同比增长

2%，内蒙古增量并不明显，这也

是煤炭紧缺的一大原因；陕西省

1-11

月累计产量为

6.3

亿吨，同比增长

2.7%，增量同样有限。主产地产量增速低，造成了供应端偏紧的局面。进口端，全球性的能源紧张格局下，前期进口增量小。全球在疫情复工

的背景之下，整体出现能源短缺的现象，而主要出口国在疫情、天气等因素扰动下，供应较为紧张，根据统计，全球

2021

年煤炭产量

78.9

亿

吨，同比仅增长

4.5%（国际能源署

IEA）。中国进口量也由于限制澳洲

煤进口以及疫情原因而保持了较长时间的负增长，2020

年

5

月到

2021

年

5

月，13

个月共有

12

个月单月进口量同比负增长，从

2021

年

6

月

开始，国内煤炭紧缺，涨价趋势明显的情况下，进口量才开始恢复增长，

1-11

月累计进口量

2.9

亿吨，同比增长

10.6%，仍低于

2019

年同期，

而全国发电量较

2019

年同期增长

13.9%，其中火电发电量增长

12.3%。

综合来看，供应端增速不及需求端，供需缺口今年持续存在。供需缺口持续至

11

月才获得缓解。综合上述数据，我们测算

1-11

月份

国内煤炭供应量增速为+4.7%，1-11

月份国内煤炭需求量增速为+4.6%，

而

1-10

月供应量的增速仅为

3.8%，需求端增速达到

6.3%,前期持续存

在的供需缺口在

11

月需求放缓且国内增产及进口均有大幅增长的情况

下才获得缓解。政策密集，前期关注增产保供，后期注重价格调控。在国内煤炭短缺的

大背景下，关于煤炭的政策也密集落地，前期发力点主要落在供应端，

多地落实增产保供政策，全力保障能源安全，根据国家矿山安全部门统

计，自

9

月以来全国

153

处符合条件的煤矿列入应急保供名单，纳入产

能核增快速通道，共计核增产能

2.2

亿吨/年。10

月煤炭价格达到顶峰，

10

月

19

日后政策转向价格调控，关于煤炭价格密集发声，从产地到港

口多环节调控，查处囤煤炒作行为，引导煤炭价格回归合理区间，各大

煤炭集团相继做出稳价保供承诺，煤炭价格也应声下跌。炼焦煤及焦炭：焦煤进口受限，焦炭被成本端推升，双焦历史性波动自

2020

年末中澳贸易摩擦开始，澳煤进口量连续为零（不考虑前期在

港澳煤通关），国内炼焦煤几乎经历了长达一年的景气上行周期，京唐港

主焦煤库提价除

3

月由于下游环保限产等因素影响，有小幅回调外，几

乎单边上行，在

9

月中最高达到

4250

元/吨，并强势运行近一个月，随

后动力煤调控政策影响下快速下跌至

2350

元/吨，稳定运行至今。焦炭价格受成本端的推动，同样经历快速涨跌，连续多轮提涨和提降，

短时间剧烈波动，唐山二级冶金焦到厂价最高在

9

月中达到

4460

元/吨，

并在

11

月底回落至

2560

元/吨后稳定运行。炼焦煤大幅上涨，主要由于进口的大幅受限，而动力煤需求大幅增长，

增产保供措施也挤占了炼焦煤的生产，总体而言是由供应不足推动的价

格大幅上行。而焦炭一方面由于去产能、环保等政策影响，另一方面受

炼焦煤涨价带动，其价格也刷新历史新高。澳煤进口停止，主焦煤短缺现象凸显；疫情造成蒙古进口量大幅受限。

从总进口量来看，国内

1-10

月焦煤累计进口量为

3942

万吨，同比下降

40%。2020

年澳煤进口量为

3535

万吨，占国内炼焦煤总进口量近一半，

而今年（1-11

月）仅在

10-11

月有

345

万吨前期在港澳煤通关；自中澳

贸易摩擦以来，澳煤进口持续受限，澳洲进口的焦煤是国内较为稀缺的

高质量主焦煤，这对国内的炼焦煤市场造成了巨大的冲击，并且影响或

将持续。虽然加拿大、俄罗斯、美国等国家炼焦煤进口有大幅提升，进

口量分别增加至

804

万吨、954

万吨、925

万吨（截止

2021

年

11

月），

均远超

2020

年全年进口量，但仍难以弥补澳煤缺口。外蒙古方面，受

到疫情影响

1-11

月累计进口量为

1318

万吨，仅为去年同期的

59%。历

年来看，进口炼焦煤占国内炼焦煤总消费量的比例约为

13%，而今年

1-11

月仅为

9.44%，而澳煤停止进口带来的不仅是总量上的短缺，更明

显的是结构上的问题，澳煤主要是低硫优质的主焦煤，而国内从资源禀

赋上来说就是主焦煤资源短缺，且硫分偏高，蒙煤虽然在一定程度上可

以实现对澳煤的替代，但是由于进口不稳定，弥补能力有限。总体上，

进口量的大幅收缩是今年炼焦煤供应短缺的一个重要原因。动力煤保供政策下，部分跨界煤种用于保供，挤占炼焦煤生产。比如贫

瘦煤、瘦煤、气煤等，在

2021

年三季度全国原煤总产量同比增长近

1%，

而贫瘦煤、瘦煤、气肥煤、气煤等跨界煤种单月产量维持负增长，三季

度累计产量分别下降

3.9%、3.9%、6.3%、1.2%，动力煤保供对炼焦煤

生产的挤占，对其价格上涨也有一定的助推作用。焦炭持续存在限产，且成本大幅上涨，推动价格上行。由于焦炭属于高

耗能、高污染行业，生产一直受到多方面限制。根据国家统计局公布的

数据，截止

2021

年

11

月，焦炭单月产量已连续

6

个月同比下降，且降

幅不断扩大，1-11

月累计生产焦炭

4.3

亿吨，同比下降

1.6%。供应端

的紧张是推动焦炭价格上涨的一个原因，此外焦煤价格的大幅上行也迫

使焦企连续提涨，全年来看，全国吨焦平均盈利为

477

元/吨（截止

12

月

30

日），呈现前高后低、阶段性反弹状态，其盈利性及稳定性无法与

焦煤相比，但与自身历史均值比较也处于比较高的水平。根据煤炭资源

网统计，2021

年全年累计新增产能

5228

万吨，淘汰

2644

万吨，净增

2584

万吨；截止

2021

年

12

月

31

日全国在产焦炉

5.38

亿吨，烘炉产

能

1751

万吨，在建焦炉产能

11817

万吨，拟建焦炉

15094

万吨。在生

产焦炉中，其中

4.3

米以下焦炉产能

10646

万吨，占全部在产焦炉

19.77%。5-5.5

米焦炉产能

17838

万吨，占全国比重

33.13%。6

米及

以上焦炉产能

24060

万吨，占全国比重

44.69%。热回收焦炉产能

1296

万吨，占全国比重

2.4%。随着产业结构升级，4.3

米以下焦炉之后将陆

续淘汰或产能臵换，未来焦炭行业持续化解落后产能，盈利能力有望维

持较高的水平。2

2022

年展望：供需紧平衡，价格中枢预计下移碳达峰碳中和大背景之下，

能源行业的转型是未来长期的主线，煤炭行

业将面临供给收紧、需求转向、价格趋稳的格局，煤企一方面将在价格

中枢整体上移中获得稳健的现金流和利润，另一方面将面临企业转型的

迫切需求，而其在资源、资金等方面的优势也将极大助力转型布局。供应端：前期缺乏投资规划，未来产能增长有限固定资产投资下降，未来新增产能有限。从行业固定资产投资情况来看，

自

2014

年开始逐年下降，2017

年仅有

2648

亿元，随后虽然有增加，

但仍远低于

2013

年的高点。考虑矿井建设周期约为

3-5

年，2020-2021

年的投资低点对应

2022-2025

年的较低的新建矿井投产增量。从负债端

来看，虽然今年煤企普遍盈利状况较好，多有债务偿还，但行业整体资

产负债率仍然处于较高的位臵，截止

2021

年

10

月，煤炭行业资产负债

率为

64.93%，考虑碳中和的政策背景，行业融资难有大规模提升并用

于新建矿井。国际煤企资本开支也欠缺，进口量难有大幅增长。未来全球疫情好转，

对能源的需求将大幅增长，各国新能源转型的建设过程也将提升对传统

能源的需求，而国外煤企资本开支持续降低，整体缺煤的情况下，国内

煤炭进口也难有大幅增长。政策倾向于提升矿井规模和效率，控制煤炭产量。根据2021

年能源工

作指导意见，煤炭行业将坚持“上大压小、增优汰劣”的原则，提升先

进产能；中煤协提出到“十四五”末，国内煤炭产量控制在

41

亿吨左

右，全国煤矿数量控制在

4000

处以内，大型煤矿产量占

85%以上，大

型煤炭基地产量占

97%以上，建成安全高效煤矿

1150

处左右（特级达

到

850

处以上），产能占全国煤炭总产能的

70%以上，产量占全国煤炭

总产量的

2/3

以上。采煤机械化程度平均达到

99%，掘进机械化程度平

均达到

90%，井工煤矿原煤生产工效力争达到

16

吨/工（2020

年为

13.92

吨/工），露天矿原煤生产工效力争达到

50

吨/工（2020

年为

44.51

吨/工）。整体上注重提升单井的产能和采用机械化智能化手段提升开采效

率，而总产量方面控制小幅增长，以

2020

年产量（39

亿吨）为基准计

算，2021-2025

年复合增长率仅

1.3%。整体来看，供应端未来仅有小幅增长，2022

年供应端增量主要来源于

国内核增煤矿放量。前期建设不足，未来常规新建增量有限；2021

年内

紧急核增的产能（2.2

亿吨/年）临时放量，若未在规定的时间内完成产

能臵换承诺，仍有部分将退出；露天煤矿接续用地获批（涉及总产能

1.5

亿吨），在手续办理齐全后可能会提升部分产能利用率；三西地区冬季保

供任务（共签订

1.45

亿吨）中临时超产的部分会退出。综合考虑以上因

素，叠加考虑

2022

年上半年冬奥会、下半年二十大等因素，煤矿安监

形势不容忽视，预计

2022

年产量增长有限，国内量增长需要关注产能

臵换承诺的完成情况、露天煤矿征地进展等，进口需要关注国外疫情控

制情况，特别是蒙古、印尼等。需求端：火电依赖度仍高，化工方面具有增长潜力能源结构转型的过程中，火电需求增速仍然乐观。双碳目标下能源结构

转型，需要建设大量的风电、光伏等新能源发电设施，而其对火电形成

替代效果需要较长的时间，当前风电、光伏在电力中占比仍然较低，火

电仍需要发挥压舱石和兜底的作用。根据国家能源局，截止

2021

年

10

月底，中国风电、光伏、水电的合计装机量达到

9.66

亿千瓦，占发电总

装机容量比例达到

42%，但发电量的占比仅为

24%，中短期电力需求的

增长，火电仍将是主要来源之一。“十四五”期间煤电新增装机规模约

1.5

亿千瓦，高效及灵活性改造将

提速。根据国网能源研究院，未来十年，中国电力和电量两方面的缺口

并存且逐步扩大，预计

2025

年煤装机量将达

12.3

亿千瓦（较

2020

年

底

10.8

亿千瓦增长

1.5

亿千瓦），同时按照“十四五”年均新增新能源

1

亿千瓦考虑，2025

年电力缺口约

6000

万千瓦，年均电量缺口约

500

亿千瓦时。“十四五”期间，煤炭的需求仍将维持一定的增长。而未来煤

电的一个重要方向就是高效及灵活性改造，根据全国煤电机组改造升级实施方案，到

2025

年全国煤电平均供电煤耗降至

300

克标准煤/千

瓦时以下（2020

年全国

6000

千瓦及以上火电厂供电耗煤为

305.5

克标

准煤/千瓦时），对供电煤耗在

300

克标准煤/千瓦时以上的煤电机组，应

加快创造条件实施节能改造，对无法改造的机组逐步淘汰关停，“十四五”

期间改造规模不低于

3.5

亿千瓦；完成

2

亿千瓦灵活性改造，增加系统

调节能力

3000-4000

万千瓦，促进清洁能源消纳。煤电机组强调效率以

及供电的灵活性，充分与清洁能源相配合，目前中国发电和供热行业二

氧化碳排放量占全国排放量的比重超过

40%，是全国二氧化碳排放的重

点行业，降低煤耗是双碳目标的一个重要措施。经济稳增长背景下，房地产及基建政策端预期会有改善。2021

年

1-11

月房地产开发投资完成额累计同比增长

6%，增速持续回落；基础设施

建设投资累计同比下降

0.17%。在需求弱势及限产等因素的影响下，国

内钢铁及水泥的产量均有下降，1-11

月生铁累计产量

7.96

亿吨，同比

下降

4.2%，水泥产量

21.73

亿吨，同比下降

0.2%，单月同比更是连续

7

个月下降。整体来看，在经济稳增长背景下，房地产及基建政策端预

期会有改善，其带动的需求预计也会改善。煤炭清洁高效利用是大方向，政策鼓励高端煤化工发展。9

月

13

日，国

家主席在榆林化工考察时强调，要推进煤炭消费转型升级，煤化工产业

潜力巨大、大有前途，要提高煤炭作为化工原料的综合利用效能，促进

煤化工产业高端化、多元化、低碳化发展，把加强科技创新作为最紧迫

任务，加快关键核心技术攻关，积极发展煤基特种燃料、煤基生物可降

解材料等。12

月中央经济工作会议再度强调，传统能源逐步退出要建立

在新能源安全可靠的替代基础上，要立足以煤为主的基本国情，抓好煤

炭清洁高效利用，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制。

中央多次强调煤炭清洁利用，推进煤化工发展，推动煤炭由燃料向原料

转变，煤化工用煤需求具备增长潜力。价格：供需紧平衡之下，煤价中枢预计下移根据上述分析，我们对煤炭供需做出如下表预测，煤炭供需未来仍有一

定缺口，但缺口会有收窄：供给端，国内原煤产量

1-11

月为

36.7

亿吨，考虑

12

月部分产地有停产

情况，预计产量环比

11

月小幅下降，若

12

月产量为

3.5

亿吨左右，则

全年产量将超过

40

亿吨，2022

年国内产能核增及在建矿井有一定增量，

2022-2023

年增速逐渐放缓，增速分别预测为

2%、1.2%。根据

2020

年原煤产量、商品煤消费量及社会库存变化，推算国内商品煤洗选率约

为

94%，2021-2023

年沿用此比例。1-11

月进口量为

2.92

亿吨，若

12

月进口量与

11

月持平，全年进口量约为

3.27

亿吨；2022-2023

年预计

进口量难有大幅增长，预计增速维持

1%。2021-2023

年，假设出口量

维持在

200

多万吨的低位水平。需求端，火电方面，1-11

月发电量累计同比增速为

9.9%，11

月沿海八

省电厂日耗同比增长

3.2%，全国火电发电量同比下降

2.5%，而

12

月

沿海日耗同比下降约

7.9%，预计火电发电量大幅下降

10-15%，12

月

发电量约占全年

1/12，则预测全年火电发电量增速约为

8.5%，未来高

耗能企业恢复生产以及新能源建设的推进，用电的需求仍将维持增长，

预计

2022-2023

年火电仍将有

3%左右的增速；根据煤耗降低的进度，

预测

2021-2023

年供电煤耗平均每年下降

0.05%。综上，2021-2023

年

火电耗煤增速分别为

8%、2.5%、2.5%。生铁

1-11

月累计产量

7.96

亿吨，若

12

月仍维持

15%左右的降幅，全

年产量达到

8.59

亿吨，考虑未来需求偏弱势，预测

2022-2023

年生铁

产量维持

2%的下降速度；而单吨生铁煤耗呈下降趋势，预计未来仍能

维持小幅度下降的趋势（-0.3%）。水泥产量

1-11

月累计同比减少

0.2%，若

12

月仍维持

15%左右的降幅，

预计全年下降约

1%，未来需求弱势下，预计维持约

2%的负增长；吨水

泥煤耗维持小幅下降趋势（-0.3%）。化工耗煤在政策鼓励之下具备持续增长的潜力，2021-2023

年平均每年

增长约

2000

万吨。其他行业煤耗（主要是散煤）整体呈下降趋势，预计

2021-2023

年维持

每年

1500

万吨的降低速度。长协基准价上调，行业整体盈利能力提升。根据2022

年煤炭中长期合

同签订履约的工作方案（征求意见稿），煤炭中长期合同要求覆盖

30

万吨/年及以上的煤炭生产企业，合同总量达到自有资源量的

80%以上，

3

年以上的长期合同量不少于合同总量的

50%，2021

年

9

月份以来核

增产能的保供煤矿核增部分按承诺要求全部签订中长期合同，发电供热

企业年度用煤应实现中长期合同全覆盖；价格方面，仍采用“基准价+

浮动价”的价格机制，实行月度定价，在

550-850

元/吨合理区间内上下

浮动，具体来说，基准价由

535

元/吨上调至

700

元/吨（+165

元/吨），

浮动价由全国煤炭交易中心综合价格指数（NCEI）、环渤海动力煤综合

价格指数（BSPI）、秦皇岛动力煤综合交易价格指数（CCTD）、中国沿

海电煤采购价格综合指数(CECI)共同决定，选取每月最后一期价格的平

均，基准价和浮动价各占

50%权重。根据当前已公布的各个指数估算

2022

年

1

月长协价为

738.5

元/吨，若该定价机制最终落地，将抬升动力煤长协价格中枢，稳定煤企的盈利。考虑煤炭供需紧平衡以及长协定价机制调整，预计

2022

年动力煤市场

价中枢为

700-900

元/吨，焦煤价格中枢也将有所下移；整体来看，煤炭

价格波动性减弱，2022

年价格可能低于

2021

年但会高于“十三五”期

间（2016-2020

年）各年份的平均值。3

投资策略：煤企转型将成热点话题，围绕三大方向掘金

2022我们认为，2022年煤炭行业的投资逻辑可能将与2021年有所不同，2021

年我们核心关注在煤价大幅波动下具备价格弹性的企业（市场煤占比

高），最终表现也验证了这一逻辑；而

2022

年在长协比例提升、煤价监

管相对严格的情况下，我们认为长协占比、产能弹性及转型力度将会是

行业主要的投资方向。对此我们提出

2022

年煤炭行业的三大投资关键

词，分别为年度长协占比高、产能增长弹性以及煤企转型。长协价中枢有望上移，长协占比高的煤企或将明显受益长协基准价格的上调将带动长协价格中枢的整体上移，长协占比较高的

公司受益更为明显，未来其业绩有望稳健释放。神华、中煤等动力煤行

业龙头，