1 市场回顾：价格表现超预期

2021年动力煤价格中枢大幅高于 2020 年。据 Wind 数据，2021 年秦皇岛动力煤 Q5500 市场价均价为 1031 元/吨，较 2020 年均价 577 元/吨上涨约 79%。2021年春节前动力煤价格 快速走高，春节期间由于保供任务，煤矿大多正常生产，但下游工业企业放假，需求下滑库存累 积，煤价下跌，春节过后需求恢复，煤管票趋严格，煤价重回上涨通道，随后由于安全事故频发， 导致价格上涨速度加快，于10月下旬达到年内最高点 2592.5 元/吨。进入 2021 年四季度以后， 在保障人民温暖过冬的背景下，政策端不断发布政策促进煤价合理回落。随着增产保供的持续推进，产地供给逐步宽松，此外，政府限价等政策不断推进，价格出现回落。年底由于下游进行春节前补库存，采购节奏加快，煤价重回上涨通道。

炼焦煤价格风险持续释放。据 Wind 数据，2021 年京唐港主焦煤价格均价为 2515 元/吨， 较 2020 年均价 1496 元/吨上涨约 68%。2021 年三季度以来，焦煤价格走势与需求背离，一季 度焦煤价格基本处于稳中有降格局，二季度价格基本随着下游钢铁产量增加而增长。进入 2021 年 6 月以后焦煤价格上涨速度加快，而生铁产量则呈现持续下滑趋势，其走势与实际需求背离。 10 月下旬起，炼焦煤价格进入下降通道，一方面进入冬季以后焦化、钢铁企业进入限产周期， 焦化、钢铁企业开工率持续下滑，需求呈现下滑趋势，同时，增产保供持续落实，供给端持续增长；另一方面，动力煤的限价也对焦煤价格造成了一定影响，焦煤价格高位回调。进入年底，生 铁产量回升，同时春节前，主产地放假矿井增加，同时下游采购积极性提升，焦煤价格开始反弹。

2 供给端产能瓶颈持续

2.1 增产保供见效，Q4 产量持续释放

2021 年 1-9月原煤产量增长主要由于 2021年年初保供和春节不放假，10 月起增产保供 见效。据统计局数据，1-9 月原煤产量 29.31 亿吨，同比增长 3.7%，其中增量主要来自于 1-2月的保供政策，2020 年春节期间由于疫情停产的低基数背景下产量增速偏高。3-9 月原煤产量 同比增速分别为-0.2%、-1.8%、0.8%、-5%、-3.3%、0.8%与-0.9%，产量实际释放有限。10 月起保供逐步见效，10 月、11 月、12月原煤产量同比增速分别为 4%、4.6%与 7.2%。

2021 年 7 月以来政策端不断发文促进增产保供工作落实，具体分析如下：

9 月以前保供措施聚焦加快产能释放。2021 年 7 月 30 日，据发改委网站，内蒙古自治区对鄂尔多斯市 38 处前期因用地手续不全停产的露天煤矿批复了用地手续，涉及产能 6670 万吨/年。目前这部分煤矿已全部复产，正在加快进行剥离作业，预计 8 月初即可 形成实际产量，达产后日可稳定增加产量 20 万吨。8 月 4 日，发改委称，内蒙、山西、 陕西、宁夏、新疆五省 15 座联合试运转矿获延期手续，释放产能 4350 万吨/年，日增产 15 万吨。8 月 13日，发改委批复了山西、陕西、黑龙江产能核增方案涉及产能 1265 万 吨。9 月 30 日，发改委表示要保障电煤供应，1）确保安全的前提下全力增产增供；2） 进一步核增和投产优质产能；3）适当增加进口；4）着力提升存煤水平。

9 月以后政策重点转变为保证电力用煤充足。如，据煤炭资源网 10 月 13 日消息，在国 家上层的要求下，山西、内蒙古、陕西等三大煤炭主产地持续加大保供力度，陆续公布了 相应的保供任务量及分配情况。其中，山西已安排5300 万吨保供 14 个省四季度煤炭中 长期合同对接；内蒙古将 18 个省 5300 万吨煤源任务已全部分解到 29 户重点煤炭生产 企业；陕西省编制了国家下达给陕西省保障湖南、湖北等 14 省 3900 万吨煤炭的任务分 解表，并协调落实省内火电企业四季度保障发电供热用煤 926 万吨需求。上述包括保供 任务累计新增长协量近 1.8 亿吨，涉及山西省国家保供煤炭中长期合同实际签约量 5500 万吨，内蒙古国家保供 5300 万吨，陕西省国家保供 3900 万吨；此外还有内蒙古区内 6 个盟市 1565 万吨煤炭保供任务，鄂尔多斯市内相关旗区 777 万吨保供任务，陕西省内 火电企业四季度保障发电供热用煤 926 万吨的保供任务，合计保供量为 17968 万吨。

10 月起政策开始对价格进行管控。发改委 10 月 19 日明确，将充分应用价格法规定的 一切必要手段，研究对煤炭价格进行干预的具体措施，促进煤炭价格回归合理区间，促进 煤炭市场回归理性，确保能源安全稳定供应，确保人民群众温暖过冬。10 月 21 日，国 家能源集团、中煤集团、晋能控股集团、伊泰集团四大煤炭集团均表示，今冬明春供暖季 期间，环渤海港口下水的发热量为 5500 大卡的动力煤平仓价在 1800 元/吨以下，5000 大卡动力煤平仓价在 1500 元/吨以下，4500 大卡动力煤平仓价在 1200 元/吨以下，上 述煤种之外的高卡动力煤价格不超过 2000 元/吨。11 月 8 日，山西省要求国有大矿对 Q5500 动力煤限价 900 元/吨，陕西省也开始逐步限价。

在上述政策的驱动下，煤炭产量持续释放，库存不断累积。从鄂尔多斯日度产量数据来看， 2021 年 11 月平均日产量 256 万吨，较 10 月的 223 万吨增长 15 %，12 月平均日产量 262 万 吨，较 11 月增长 2.3%。同时，中下游库存不断回升，Wind 数据显示，截至 12 月末北方港库 存较去年同时期高 944 万吨，沿海八省电厂库存较去年同时期高 1086 万吨。

保供状态下的高强度生产预计难以持续。随着保供进入尾声，鄂尔多斯地区的煤炭产量已经 较高点开始下滑，产能核增的矿井在“保供”后若不能及时办理相关手续，或只能按照原产能生 产，此外还有部分矿井为了保供将停产检修延后进行，保供结束后检修或增多，保供期间的高产 量水平预计难以持续。

2.2 进口煤调控减弱

今年以来，进口煤对国内煤炭市场的调控作用减弱。主要原因有二，一方面澳煤进口禁令持 续严格执行，由于澳煤具备高热值、低灰低硫等特点，其缺口难以弥补，而印尼与蒙古受到天然 及疫情的干扰，进口量并不稳定。另一方面，随着海外疫情得到有效控制，海外煤炭需求修复， 进而促使海外煤价走高，同时海运费大幅上涨，进口煤在价格方面不具优势。

预计 2022 年煤炭进口量可能出现锐减。继国内实行限价后，进口煤价先同步下跌，随后在 2021 年 11 月中下旬与国内煤价出现分化，海外煤价率先反弹。到 1 月末澳洲动力煤价格达到 263 美元/吨，创历史新高。反映出海外煤炭市场需求旺盛，因此我们预计 2022 年海外煤价预 计仍处于高位，日益减弱的价格优势将使得进口量难有大幅增加。国外价格高于国内价格，预计 进口量将锐减。

印尼进口或存在变化。为保障本国用煤需求，印尼在 2022 年 1 月初颁布出口禁令，禁止 1 月煤炭出口，印尼为世界煤炭主要出口国，占我国煤炭进口总量的 60%以上。据 Wind 数据， 2020 年印尼煤炭总产量为 5.637 亿吨，其中出口量为 4.05 亿吨，占国际煤炭出口总量 12.85 亿吨的 31%，印尼对华煤炭出口量为 1.278 亿吨，占 2020 年我国进口量的 42%。本次出口禁 令虽然较快解除，但却为国际煤炭市场增加了不确定性，一旦印尼暂停煤炭对外出口，意味着不 仅我国进口煤或收紧，也将导致日韩等国家进口资源缺乏，不得不转向其他市场，同时澳洲煤进 口仍然受限，短期印尼煤的缺口难以通过其他手段弥补，另外，国内保供任务也在逐步结束，国 内煤炭生产恢复至正常水平，终端电厂的去库存或将加速，国内煤炭的供给有望缓解，促使国内 煤价企稳回升。

2.3 产能弹性或将持续减弱

行业固定资产投资呈现持续下降趋势。2012 年后行业固定资产投资持续下行，2018 年下半 年起才转正，2020 年小幅下滑，预计 2021 年绝对量依然少于 2015 年。煤矿产能建设周期至 少 5-6 年时间。18、19 年投产项目为均“四万亿”时期建设矿井的投产，2014 年后固定资产投 资锐减，因此 2019 年后投产产能将开始锐减。Wind 数据显示，2021 年月煤炭行业固定资产 投资完成额小幅回升，但从绝对量来看仍大幅低于 2011-2015 年时期，同理，上市公司购建固 定资产的现金流也处于相对低位水平。

“碳达峰、碳中和”背景下行业投资新建产能的意愿减弱。预计在 2030 年碳达峰后的 30 年时间里，煤炭消费总量下降趋势基本确定。受此影响行业新建产能的意愿进一步减弱。此外， 资金问题成为制约行业新建产能的重要因素之一。目前行业负债率仍高，外部融资成本仍偏高。

在上述背景下，考虑 5 年左右的建设周期，假设产业端在当下转变心态开始新建产能，这批 产能可以贡献产量也在 5 年以后，因此预计未来 5 年以内煤炭行业供给端的增速将始终维持低速。

新建产能供给量有限。据不完全统计，我们预计 2021 年-2023 年新投产产能的供给增量分别 为 7811 万吨，8451 万吨与 10283 万吨，以 2020 年全国原煤产量为基数，对应产量增速分别为 2.03%，2.20%与 2.68%。从区域来看，三成左右的增量来自于新疆地区，疆煤外运难度 较高，难以对煤炭市场形成有效补充。近一半的新建产能增量来自于内蒙，但多为煤化工项目的配 套煤矿，最后多以化工品形式流通，参与市场交易较少。综上，新投产产能的产量增量带来的实际影响或低于测算值。

非主产地产能持续退出。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，这些矿井大多源濒临枯竭，水害、瓦斯等风险突出，经济效益差，因此非 主产地产能持续退出，据不完全统计，2021 年煤炭产能退出 118 处，涉及产能 2968 万吨/年， 平均单井规模约 25 万吨/年。

由于落后产能矿因资源枯竭，产能利用率均远低于 100%水平，我们假设落后产能的产能利用 率为 60%。抵消掉产能的退出后，我们预计 2021 年-2023 年新投产产能的供给增量分别为 6048 万吨，6891 万吨与 8903 万吨，以 2021 年全国原煤产量为基数，对应产量增速分别为 1.48%， 1.69%与 2.19%。

存量产能方面，产能核增的潜力减弱。首先，存量产能超产积极性大幅降低。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，导致存量产能弹性大幅收缩。其次，安监层面对产能核增持有谨慎态度，据 国家矿山安全监察局新闻发布会表示，发改委累积提供 976 处具备增产潜力的煤矿名单，经审核 后仅批复 153 处符合安全增产保供条件的煤矿（合计产能 2.2 亿吨/年）列入应急保供名单，纳入 产能核增快速通道。然后，宽松的政策环境结束，核增产能释放时间延长。本轮产能核增释放速度 快，主要由于增产保供的政策影响，在后续能源供应恢复稳定后，预计类似当前宽松的政策难以持 续，后续的核增产能或许需要较长的准备建设期才能释放产能。最后，本轮保供已经挖掘了部分增 产潜力，在新建产能并不充沛的背景下，未来存量产能释放的增量同样有限。（报告来源：未来智库）

3 需求持续稳健

3.1 火电需求或平稳增长

3.1.1 2021 年火电需求超预期

疫情得到有效控制，用电量显著增长。在我国率先控制疫情的背景下，经济需求迎来较快增长， 2021 年 PMI 持续保持 50%的荣枯线以上（仅 8-9 月略低于 50%），社会发电量保持高增速，2021 年社会用电量同比增速达到 10.3%。

水电出力不足，火电承担高负荷。2021 年电力短缺的核心原因在于需求端制造业/居民部门 的用电需求增长超出了历史趋势，同时遇上水电发电大幅下滑，因此给火电以及其他可再生能源发 电带来了较大的压力。统计局数据显示，受气候影响，水电出力减少，2021 年水电发电量同比下 降 2.5%，受此影响火电发电量大幅增加，2021 年火电发电量增速为 8.4%。

展望 2022 年，从用电需求端来看，如果同时考虑到单位 GDP 能耗下降、实际 GDP 增速以 及电力消费占比的因素，则 2022 年中性情形假设下全社会用电量的同比增速为 7.49%，略低于 2021 年，但增速仍为相对较高水平。。

3.1.2 2022 年火电需求或平稳增长

预计 2022 年水电负荷有望回升。首先从来水角度来看，水电具有比较明显的大小年特征， 2021 年来水偏枯，因此预计 2022 年来水偏丰，带动水电负荷攀升。其次，从装机角度来看，继 2021 年金沙江下游乌东德、白鹤滩和雅砻江中游两河口、杨房沟这四大电站陆续投产，合计装机 1970 万千瓦（白鹤滩 2021 年投产 600 万千瓦），预计将在 2022 年贡献发电负荷，此外，合计 装机容量 625 万千瓦的金沙江上游川藏段苏洼龙、叶巴滩、巴塘、拉哇四个梯级电站中，苏洼龙 已下闸蓄水，预计年内实现首机投产；叶巴滩和巴塘已实现大江截流、处于主体施工阶段；拉哇已 进行隧道爆破，处于土建施工阶段。

核电方面，投产高峰已过，未来增量有限。2021 年核电发电量 4075.2 亿千瓦时，同比增长 11.3%，主要由于利用小时数的增加以及装机容量的消费增长，2021 年 1-10 月有 3 台机组投产 商运，新增装机容量 340 万千瓦；截至 10 月底，全国在运核电 51 台，合计装机容量 5329 万千 瓦（计入秦山核电 1 号机组增容），同比增长 6.8%。考虑到上一轮核电机组的批复进本在 2019 年 左右，核电机组的建设周期一般需要5年左右，因此预计下一轮核电机组的投产高峰在2024~2025 年左右。

限电基本结束，电力需求或合理释放。从 2021 年三季度开始，能耗双控政策监管趋严，多个 地区在发改委发布的能耗双控晴雨表中列为一、二级预警，全国大范围内实行有序用电，并且部分 高耗能产业受到严格限制，抑制了电力消费。2022 年预计工业企业用电恢复常态，进一步带动电 力消费。

能耗总量放开，煤炭下游需求持续性提升。2022 年 1 月 24 日，国务院印发《“十四五”节能 减排综合工作方案》（下文中将简称“《方案》”），《方案》中三条途径放开了能耗总量，1）经济增 速超过预期目标的地区可相应增加能源消费总量目标，将使得能源消费总量控制不再是制约经济 的因素。2）能耗强度低于国家下达激励标准的地区，免于考核能耗双控。3）原料用能不纳入国家 及地方双控考核。在煤炭行业的下游中，煤化工行业、建材行业的原料用能占比较高，未来这部分 用能限制也将被放开，也意味着煤炭行业需求受到“能耗双控”的影响在逐步减弱。

3.2 建筑用煤需求增速放缓

3.2.1 地产开工回落，基建投资预期有望好转

2021 年地产投资走弱，影响钢铁水泥需求。受前期房住不炒、重点房地产企业资金监测和融 资管理规则、房地产贷款集中度管理等政策影响，地产销售、开工、竣工增速逐步走弱，对水泥以 及钢铁需求产生一定影响。Wind 数据显示，2021 年以来房屋新开工面积累计同比和房地产开发 投资完成额累计同比同步向下，基建投资完成额增速持续放缓。中共中央政治局 12 月 6 日召开会 议，分析研究 2022 年经济工作，会议强调，明年经济工作要稳字当头、稳中求进。宏观政策要稳 健有效，继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策。积极的财政政策要提升效能，更加注重精准、 可持续。稳健的货币政策要灵活适度，保持流动性合理充裕。实施好扩大内需战略，促进消费持续 恢复，积极扩大有效投资，增强发展内生动力。微观政策要激发市场主体活力。结构政策要着力畅 通国民经济循环，提升制造业核心竞争力，增强供应链韧性。要推进保障性住房建设，支持商品房 市场更好满足购房者的合理住房需求，促进房地产业健康发展和良性循环。

资金方面，两项财政资金保障基建投资年初上行。近期已经提前下达 1.46 万亿专项债，这是 提前下达额度历史最高规模，甚至高于疫情期间 2020 年提前下达额度（1.29 万亿），今年初基建 投资扩容已有第一道资金保障。2021 年预计有 1.4 万亿专项债在建项目结转至 2022 年继续建设， 在 2022 年年初形成实务工作量。结转项目资金同样达到历史最高值，高于 2020 年结转的 1 万 亿。

3.2.2 2022 年钢铁、水泥需求端或边际改善

回顾 2021 年，在“双碳”（2030 年碳达峰，2060 年碳中和）目标下，政府对能耗管控的收 紧幅度大于以往，高耗能行业的产量受到限制，同时，以地产为代表的下游需求不振，尤其 9 月以 来部分房企违约、加大地产投资开工压力，导致钢铁、水泥产量出现小幅下滑：

钢铁方面，考虑到 2020 年上半年的低基数影响，2021 年以来钢铁行业固定资产投资实际增 速大幅放缓，对应行业资本开支下行，即新建产能下滑。此外，钢铁行业碳排放量占全国碳排放量 的 18%左右，“双碳”背景下高耗能行业倍严格管控，叠加环保限产的影响，钢铁行业的供给或持 续收缩。Wind 数据显示，2021 年粗钢产量 810.33 亿吨，同比下降 3%，生铁产量 8.69 亿吨， 同比下降 4.3%。生铁产量增速弱于粗钢，电弧炉产量占比提升。

水泥方面，国内水泥产量于 2014 年达到 24.8 亿吨的高峰，此后总产量进入平台期，2020 年 国内总产量约为 23.77 亿吨，2021 年水泥产量 23.63 亿吨，同比下降 1.2%，增速放缓。

受益基建投资复苏，钢铁、水泥需求端或边际改善。下游地产随着政策持续改善，基本面已处 于筑底阶段，随着“十四五”规划重点项目陆续启动、交通水利领域重大工程加速建设、今年新增 地方政府专项债券加快发行，投资将继续稳定增长，都将对钢材、水泥需求产生明显的支撑作用， 因此预计 2022 年钢铁、水泥需求有望边际改善，我们预计 2022 年钢铁、水泥产量增速均为 1%。

3.3 煤化工：现代煤化工有望持续快速发展

内循环战略下，煤化工重要性提升。内循环背景下，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，而推动新型煤化工产业和石油代替战略，已经成为保障国家能源安全和维持经济稳健 发展的重要抓手。

目前油价水平下，现代煤化工成本优势明显。2021 年来，受海外经济复苏影响，国际油价持 续升高，在当前油价水平下，现代煤化工成本优势明显，从开工率可以看出，能耗双控严格执行以 前，烯烃开工率持续高于去年同期，限电放松以后烯烃开工率快速反弹。

料用能不纳入能源消费总量控制，利好煤化工产业发展。2021 年 12 月 8 日-10 日召开的 中央经济工作会议提出：新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制。在 2022 年 1 月 24 日国务院印发《“十四五”节能减排综合工作方案》中提出，原料用能不纳入国家及地方双控考核。意味着原料用能从能耗强度以及能耗用量方面被全面解放，煤化工用煤中，原料占比高于燃料 占比，从能耗双控中解放有助于煤化工产业发展，对煤化工用煤需求形成利好。

“十四五”规划发展空间仍然较大。近年来，现代煤化工产业快速发展，据新能源网，截至 2020 年煤制油、气、烯烃、乙二醇等四大类投产项目累计完成投资约 6060 亿元，生产主要产品 2647 万吨，开工率分别达到 63.4%、91.7%、96.37%、55.8%，年转化煤炭约 9380 万吨(标煤)， 年营业收入 1212 亿元。煤(甲醇)路线乙烯和丙烯产能分别占比 20.1%和 21.5%，煤制乙二醇产能 占全国乙二醇总产能的 38.1%。据《现代煤化工“十四五”发展指南》，“十四五”的发展目标是形成 3000 万吨/年煤制油、150 亿立方米/年煤制气、1000 万吨/年煤制乙二醇、100 万吨/年煤制芳烃、 2000 万吨/年煤(甲醇)制烯烃的产业规模，据此判断，煤化工仍有较大发展空间。

考虑到原料用能从能耗双控中解放，预计 2022 年新型煤化工开工率有望提升，同时“十四五” 期间煤化工建设空间仍较大，增量与存量将同时贡献耗煤需求，我们预计 2022 年煤化工耗煤增速 约为 15%。

4 需求持续稳健

4.1 动力煤价格中枢预计约 1100 元/吨

根据以上假设，我们依据供需平衡表测算 2022 年需求总量为 45.54 亿吨，同比增长 4%。供 给缺口仍然存在，我们预计 2022 秦皇岛港动力煤平仓价均价约 1100 元/吨，与 2021 年均价的 857 元/吨相比增长 28%，价格整体走势预计以季节性波动为主。

4.2 行业盈利中枢有望抬升

2021 年煤价表现超预期，但上市公司盈利增速弱于港口价格增速。受安全事故频发、建党 100 周年大庆影响，矿井产能释放较慢，在低库存的背景下，价格创历史以来的新高点，价格中枢大幅 提升。但由于价格上涨速度非常快，上市公司售价变化慢于市场价，尤其是十月价格暴涨阶段，上 市公司并没有像市场价一样大幅度上调价格，因此上市公司盈利增速弱于港口价格。

长协基准价提升，价格稳定性或同样提升。2022 年煤炭长协基准价定在了 700 元/吨，浮动 区间为 550-850 元/吨，但新长协的浮动价的指数引入了新的指数，即“全国煤炭交易中心综合价 格指数”，其余 BSPI，CCTD 以及 CECI 指数不变，若新指数波动较小，则或导致长协价格波动弱 于以前，价格稳定性或强于从前。

长协覆盖面变广。长协供应方原则上覆盖 30 万吨/年以上矿井，2021 年 9 月以来保供煤矿核 增部分 100%签订长协，下游则要求发电供热企业除进口煤以外的用煤 100%签订长协，长协的覆 盖面进一步变广，但由于动力煤龙头公司长协占比基本覆盖自产煤的 80%以上，因此长协覆盖面 增加对这些龙头公司影响有限。

动力煤长协基准抬升，盈利稳定性增强。长协价格基准价由 535 元/吨提升至 700 元/吨，2021 年长协均价为 648 元/吨，长协基准价提升意味着长协价格中枢上移，动力煤龙头公司长协占比普 遍在 70%以上，行业盈利中枢提升。且新的调价机制下，长协价格波动较以往减弱，盈利稳定性 增强。长协比例较高的中国神华、中煤能源等公司盈利有望充分受益于长协价格中枢上移，其盈利 中枢有望抬升，且由于价格稳定性增强，其公用事业属性同样有望被强化。

4.3 电价突破关口，利润传导障碍解除

2021 年 10 月 11 日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通 知》（发改价格〔2021〕1439 号），规定自 2021 年 10 月 15 日起，

有序放开全部燃煤发电电量上网电价：燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市 场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；现行燃煤发电基准价继续作为新能 源发电等价格形成的挂钩基准。

扩大市场交易电价上下浮动范围：将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超 过 10%、下浮原则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%，高耗能企业 市场交易电价不受上浮 20%限制、电力现货价格不受上述幅度限制。

推动工商业用户都进入市场：取消工商业目录销售电价，10 千伏及以上的用户要全部进 入；对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场 内集中竞价或竞争性招标方式形成；已参与市场交易、改为电网企业代理购电的用户，其 价格按电网企业代理其他用户购电价格的 1.5 倍执行。

保持居民、农业用电价格稳定：居民、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售 电价政策。

全面推进电力市场建设：进一步放开各类电源发电计划；丰富中长期交易品种，加快电力 现货市场建设，加强辅助服务市场建设，探索建立市场化容量补偿机制。

加强与分时电价政策衔接：各地要加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，引导用户 错峰用电、削峰填谷。

避免不合理行政干预：不得组织开展电力专场交易，对市场交易电价在规定范围内的合 理浮动不得进行干预。

交易电价上浮落地。2021 年 10 月 15 日，山东电力交易中心开展了深化煤电上网电价市场 化改革后的首次交易，成交均价较基准电价上浮 19.8%；同日江苏电力交易中心开展了 10 月中旬 月内挂牌交易，成交价较基准价上浮了 19.94%。10 月 31 日，广东省月度竞价成交电量 1.4 亿千 瓦时，统一出清价格 0.554 元/千瓦时（较基准价上浮 22.3%、较基准价+超低排放电价上浮 19.7%）； 11 月 1 日启动的现货交易，首日成交电量 9.39 亿千瓦时，成交均价 0.837 元/千瓦时。

煤-电产业链利润传导障碍解除。伴随着电力市场化的逐步推进，交易电价上浮来的落地将有 助于产业链利润传导的障碍解除，“市场煤、计划电”的矛盾有望逐步解除，利润可以沿着产业链 传导，电力企业对煤价上涨的敏感性有望减弱。

4.4 焦煤价格压力缓解

焦煤产量增长潜力有限。从炼焦煤产量来看，除 1-2 月疫情造成的低基数以外，2021 年焦煤 产量持续低于 2020 年。由于焦煤矿井产出含 50%以上的动力煤，因此保供背景下，焦煤矿井的 开工率也处于高位，从 2021 年四季度的产量数据来看，高开工率水平下产量仍略低于去年同期， 说明焦煤生产潜力增长有限。

进口焦煤缺口较难弥补。从目前来看，澳洲煤炭通关尚未有放松迹象，预计进口禁令仍将持续。 蒙古在疫情的影响下通关量不稳定，未能起到替代作用，同时受基础设施影响，蒙古的通关能力也 相对较弱，预计焦煤进口难有大幅增加。

综上，焦煤供给或难有明显增长，供给预计保持偏紧状态，焦煤价格的弱势主要源自于需求压 力，预计 2022 年对钢铁产量的压减有望边际改善，地产也进入了政策友好期，需求有望触底反弹， 焦煤价格有望保持高位。

5 投资分析

5.1 行业投资分析

根据上文分析，行业供给瓶颈仍在，需求持续保持稳健，再此背景下，煤价中枢有望上移。同 时长协基准价有望从 535 元/吨提升至 700 元/吨，行业上市公司的盈利中枢有望提升。

5.1.1 投资主线一：行业转型开启，有望迎来价值重估

煤炭企业转型新能源篇章开启。2021 年 12 月 15 日，兖矿能源公布长期发展规划，公司既要 扩张传统能源煤炭产量到 3 亿吨，又要投资新能源，规划 5-10 年内新能源装机达到 10GW，氢气 供应能力超过 10 万吨/年。此前电投能源早已布局光伏和风电，近年来不断有项目实现并网发电。 其他公司如陕西煤业、中国神华等也采取了产业基金的方式布局新能源领域。“碳达峰、碳中和” 的背景下，传统能源企业向新能源转型拉开序幕。

煤炭企业具备转型的经济实力。据上文，由于行业前期固定资产投资的缺乏，煤炭产能瓶颈或 持续，在经济稳健的背景下，预计未来煤炭价格不具备大幅下跌的基础，因此煤炭企业的利润普遍 较好。而资本开支普遍下滑，煤炭企业普遍具备较丰厚的经济实力，足以支撑他们去转型投资新能 源。目前板块估值基本处于历史底部，转型有助于公司估值提升。

基于较强的投资能力，行业公司有望迎来价值重估。目前还有很多公司并未公布明确的投资计 划或转型方向，但由于其本身无大的资本开支以及债务负担，现金流丰厚，其本身的“现金价值” (投资能力）并未被市场认可，但对于当前新能源领域，资金问题或成为进入市场的最大门槛，这 部分公司的现金价值有望迎来重估，因此我们认为高现金高分红的公司也同样值得关注。

5.1.2 投资主线二：高业绩弹性标的

随着长协签订量的增加，以及长协价格的稳定性增强，长协占比高的上市公司盈利弹性逐渐减 弱。因此，长协占比低，以及调价机制相对灵活的公司将在煤价上行周期中释放更高的业绩弹性， 有望充分享受煤价上涨红利。

5.2 重点公司分析

5.2.1 晋控煤业：业绩弹性强，资产注入可期

煤炭资源储备丰富，控股矿井产能 3210 万吨/年。公司具有良好的煤炭资源储备，所属煤炭 资源主要分布在中国产煤大省山西以及内蒙古，矿区处于内蒙古东胜煤田以及山西大同煤田。公司 下属 4 座在产矿井，其中 3 座控股矿井，1 座参股矿井。3 座控股矿井分别为塔山煤矿、忻州窑矿 及色连煤矿，核定产能总计达 3210 万吨/年，权益产能达 2223 万吨/年。参股矿井为同忻煤矿（产 能 1600 万吨/年），持股比例 32%，涉及权益产能 512 万吨/年。综合来看，公司合计权益产能 2735 万吨/年。

长协占比高，盈利稳定性强。公司长协占比偏高，长协波动大多数时候弱于港口价格波动，公 司盈利稳定性强。2022 年长协基准价由 535 元/吨提升至 750 元/吨，长协中枢有望上移，公司长 协占比较高，2022 年公司盈利中枢同样有望上移。

公司控股股东晋能控股煤业集团整体资源储备实力雄厚，有资产注入可能。据集团债券募集说 明书，截至 2020 年末，集团拥有 58 座矿井，年生产能力 1.58 亿吨，其中生产矿井 50 座，年生 产能力 15095 万吨；在建及筹建矿井 8 座，年生产能力 660 万吨。上市公司煤炭产能仅 4810 万 吨/年（含同忻矿），集团产能是是上市公司的 3.3 倍，资产注入空间大。

5.2.2 山煤国际：深耕矿贸一体化经营模式，业绩弹性强

深耕矿贸一体化经营模式，有望获得大股东支持。公司以煤炭贸易业务起家，并积极构建矿贸 一体化模式，目前主要业务包括煤炭生产、煤炭贸易等，其中煤炭生产为主要利润来源，2020 年 毛利贡献率 88%左右。公司主产动力煤、炼焦煤和无烟煤等。公司现有煤矿 15 座，合计产能为 3140 万吨/年，权益产能 1894 万吨/年。

现货销售，业绩弹性大。据公司互动平台介绍，公司自产煤定价机制为每月下旬根据最新的调 研数据进行价格基数计算，再根据不同类型客户确定最终价格，因此公司吨煤售价弹性大，能充分 享受煤价上行周期红利。同时，公司自产煤单位成本处于行业领先水平，盈利空间大。

严控贸易风险，毛利率有望提升。据公告，2021 年前三季度公司实现商品煤销量 5242.28 万 吨，同比下降 36.27%；生产商品煤 2937.85 万吨，同比下降 1.39%，销量下滑主要来自贸易煤 量的下滑，贸易煤毛利率较薄，贸易量的下降有助于提升公司煤炭业务毛利率。（报告来源：未来智库）

5.2.3 电投能源：盈利稳健，转型新能源运营商

煤炭区域市场需求旺盛，长协提价促业绩稳定增长。公司下属矿井产能 4600 万吨/年，均为 露天开采，生产成本在目前 A 股动力煤公司中优势显著。同时，公司地处内蒙古东部，煤炭产品 销往吉林以及辽宁，公司目标市场在去产能以及本身新建产能不足的背景下，供需缺口持续扩大，公司区位优势得天独厚。价格方面，2022 年秦皇岛长协基准价有望从 535 元/吨提升至 700 元/ 吨，公司长协占比较高，虽然涨幅不能完全相同，但售价中枢有望稳步提升。公司旗下霍煤鸿骏 （51%权益）拥有电解铝权益产能 86 万吨/年（对应公司权益产能 43.86 万吨/年），自备电厂， 盈利能力行业领先，中长期盈利稳定。

持续投资光伏与风电项目，新能源版图不断扩张。2014 年起，公司积极布局新能源发电，目 前主要投资在光伏与风电领域，目前公司在运、在建（含拟建）新能源项目装机容量合计达到 4797.78MW（权益装机容量 3817.72MW），且从 2014 年至今的投资节奏情形来看，未来预计 仍有扩张预期。目前公司布局的新能源发电项目装机总容量已经超过火电，并且项目正在陆续投 产，随着新能源发电项目的落地，公司发电量有望持续上升，发电成本有望下降，新能源发电上网 电价也高于火电，电力业务有望量价齐升，盈利能力有望持续好转。过去公司新能源项目主要集中 于内蒙古，尤其是蒙东地区，山西也略有布局，但近期在陕西、山东、天津以及吉林等地积极投建 项目，逐步从区域公司发展成为全国性公司。2021 年 10 月 26 日，公司公告将公司名称由“露天 煤业”变更为“电投能源”，标志着公司的未来发展方向由原有的煤炭主业向新能源领域转型，公 司由传统能源供应商逐步向综合能源供应商转变。未来公司煤炭行业产生的稳定现金流将持续投 入新能源电站建设。

5.2.4 中国神华：动力煤龙头，估值有望提升

动力煤龙头，电力业务进入密集投产期。公司国内投产运营煤矿产能合计 3.3 亿吨，是全国龙 头。公司煤矿产能主要分布在内蒙古自治区和陕西省，多以井工矿为主，2020 年公司煤炭产量 2.9 亿吨，销量 4.5 亿吨，销量占国内煤炭行业市占率达 11.6%。电力业务方面，锦界煤电一体化项目 三期工程 5、6 号机组（1320MW）2020 年投产，未来公司还有胜利电厂（2 660MW）等项目 在建，未来将不断释放产能增量。

受益于长协基准价上调，公司盈利有望更加稳健。2021 年年度长协均价约为 650 元/吨左右， 长协基准价上调至 700 元/吨，代表着长协价格中枢上移的概率较大，据三季报显示，公司年度长 协的销售比例占比 42.5%，月度长协占比 41%，合计占比 83.5%，公司长协煤占比较高，有望受 益于长协基准价的上涨。同时，新的长协价格波动或弱于以前，价格稳定性或强于从前，受此影响， 公司的盈利或更加稳健。

煤-电-运-化全产业链龙头，高分红有望助力估值提升。公司具备煤-电-运-化一体化经营模式， 具备优秀的抵御风险能力，同时，今年以来陆续有地方出台“煤电联动”机制等政策促进电价市场 化，行业利润有望实现合理传导，同时公司煤电一体化的经营模式有望更为受益。自上市以来，公 司坚持分红，曾于 2020 年 3 月 28 日公告将 2019-2021 年分红比例提升至 50%，实际 2019 年 现金股利支付率达到 57.94%，2020 年支付率达到 91.81%，公司现金充沛（2021Q3 账面货币 资金 1458 亿），资产负债率仅 25.6%，持续高分红有望助推公司估值提升。

加快发展新能源产业，碳捕集顺利投运。“十四五”期间，公司将采取建设生产运营和股权投 资并购的双轮驱动策略，基地集中式和分布式运营并举，加快发展新能源产业。公司规划“十四五” 期间每年增加新能源装机容量不低于 60 万千瓦（主要是风电和光伏发电）。截至 2021 年上半年， 公司以自有资金出资40亿元，参与设立国能新能源产业投资基金，上半年该基金已陆续投资山西、 安徽、江苏、江西等地的风电和光伏等新能源项目。本公司出资设立的国能（潍坊）能源有限责任 公司，完成 25 万千瓦光伏项目立项工作，远距离蒸汽输送项目已完成设计。2021 年上半年，锦 界能源 15 万吨/年燃煤电厂燃烧后二氧化碳捕集和封存全流程示范项目顺利投运，为我国燃煤电 站推进实现“近零排放”提供了技术支撑。

5.2.5 陕西煤业：低长协比例，价格带动业绩弹性释放

优质动力煤行业龙头，低成本优势明显。公司目前并表总产能 11905 万吨/年，权益产能 7552 万吨/年，其中千万吨级以上矿井 5 对，合计产能 7600 万吨/年，占总产能的 64%。公司 90%以 上的煤炭资源分布于陕北（神府、榆横）、彬黄（彬长、黄陵）两大优质采煤区，两大矿区煤种的 平均发热量分别高达 5500 大卡。高比例的优质煤炭资源，赋予陕西煤业强大的市场竞争力。此外， 公司享低成本经营优势，陕西煤业所属矿区煤层赋存条件好、地质构造简单，且大多数煤层瓦斯含 量低，适宜建设现代化大型矿井，可以在较短的时间内建设高产高效煤矿，因此陕西煤业享受低成 本的经营优势。

低长协比例，价格带动业绩弹性释放。公司长协煤占比较低，销售以地销为主，在煤价上行周 期中有望获取更高的盈利弹性。据上文，我们预计 2022 年价格中枢仍将保持高位，公司业绩弹性 有望持续释放。

现金流充裕，高分红奠定长期投资价值。据公告，公司近年来的资本开支主要集中在小保当二号矿井建设、神渭管道建设等项目，小保当二号矿已经建成投产，未来公司资本开支将减少。截至 2021Q3，公司账面货币资金 418.87 亿元。资产负债率仅 38%。公司 2020 年 9 月 19 日，公司 公告 2020-2022 年分红规划，公司承诺自 2020 年至 2022 年，公司将采取现金方式、股票方式 或二者相结合的方式分配股利。在满足公司正常的资金需求等前提条件下，优先采用现金方式分配 股利，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； 在有条件的情况下，公司会选择进行中期利润分配。2020 年公司分红 77.56 亿元，现金股利支付 率 52.11%，假设 2021 年的归母净利润为我们模型测算的约 213.52 亿元，假设按公司承诺的最 低 40%的比例分红，则预计分红约 85.41 亿元，股息率 6.75%（2022 年 2 月 7 日收盘价，后同）； 假设按 2020 年 52.11%的分红率，则预计分约 111.27 亿元，股息率约为 8.79%。股息率均为较 高水平，投资价值较高。

5.2.6 兖矿能源：转型规划明确

煤炭产能 1.3 亿吨，证照不全矿井有望贡献产量增量。截至 2020 年末，公司权益产能 1.36 亿吨/年，其中国内权益产能 8376 万吨/年（其中 2020 年完成未来能源收购，增加煤炭权益产能 1110 万吨/年，增幅 15%），海外权益产能 5206 万吨/年。石拉乌素及营盘壕煤矿由于手续办理 及证照问题生产时常受到干扰。目前石拉乌素煤矿手续办理取得实质性进展，营盘壕煤矿获得探矿 权证和项目核准批复，未来生产经营有望恢复正常。

公司发布长期发展规划，向新能源转型趋势明确。2021 年 12 月 15 日，公司发布《兖矿能源 集团股份有限公司董事会决议公告》，公告称，公司在现有产业布局的基础上，确定矿业、高端化 工新材料、新能源、高端装备制造、智慧物流五个产业发展方向。据公告，公司将推进风电、光伏 及配套储能等新能源产业项目开发建设；依托现有煤化工产业优势，有序发展下游制氢等产业。力 争 5-10 年新能源发电装机规模达到 1000 万千瓦以上，氢气供应能力超过 10 万吨/年。公司向新 能源转型发展趋势明确。此外，煤炭主业方面，公司力争 5-10 年煤炭产量规模达到 3 亿吨/年， 建成 8 座以上千万吨级绿色智能矿山。2020 年公司实现商品煤产量 1.2 亿吨，达到 3 亿吨的产量 目标意味着5-10年内公司产量增长149%，同年公司大股东山东能源集团实现煤炭产量2.7亿吨， 在解决同业竞争的背景下，我们预计公司实现产量目标的首选途径或许是大股东资产注入，除此以 外仍需投资或并购约 3000 万吨产能。同时，公司表示在现有多种非煤矿产资产的基础上，拓展钼、 金、铜、铁、钾等矿产领域，实现由单一煤炭开采向多矿种开发转型。

化工业务业绩有望持续释放。2020 年公司完成大股东兖矿集团煤化工资产的股权收购。公司 目前具备 744 万吨/年（权益口径）化工品生产能力，其甲醇权益产能 320 万吨/年，乙二醇权益 产能 40 万吨/年，醋酸权益产能 100 万吨/年、醋酸乙酯权益产能 38 万吨/年，丁醇权益产能 15 万吨/年、合成氨产能 24 万吨/年、聚甲醛权益产能 8 万吨/年以及 74 万吨煤制油和 5 万吨/年费 托蜡生产能力（权益口径）。公司化工品产能总规模已经跻身全国前列。在国际油价保持相对高位 的水平下，公司化工业务业绩有望释放。

5.2.7 淮北矿业：设立化工研究院，向新能源、新材料转型

煤炭主业具备增长潜力。据 2021 年 9 月 17 日公告，公司下属 300 万吨/年新湖煤矿正式投 产，公司在产权益产能增长约 204 万吨/年。此外，公司下属诚达矿业拟建的陶忽图煤矿项目（产 能 800 万吨/年），已购买了产能置换指标，同时据公司 2021 年 12 月 11 日公告，公司与诚达矿 业的其他股东签署了一揽子协议，淮矿投资（全资子公司）与奇瑞控股就成达矿业股权转让价款等 方面达成一致意见，有利于加快推进陶忽图井田项目建设，虽然“十四五”期间，公司朱庄煤矿或 面临关停，但陶忽图项目的建设有望进一步增加公司煤炭主业的潜力。

化工产业链进一步延伸。公司拟通过可转债形式募集 30 亿元，用以投资建设甲醇综合利用 项目(60 万吨乙醇项目)和偿还公司债务，项目投产后，公司可延伸现有的煤制甲醇产线，将终端 化产品由甲醇延伸至乙醇，公司化工产业链有望进一步延伸，实现高质发展。

“双碳”目标下，公司转型开启。2021 年 12 月 27 日，公司公告拟与关联方共同投资设立 淮北矿业绿色化工新材料研究院有限公司，主要用于开展新材料、新能源、绿色化工的技术开发； 氢能、碳捕集及转化、高分子材料、石墨烯材料技术研发及利用；煤化工、氯碱化工及其产业链延 伸领域的产品、工艺、催化剂研发及利用等。

（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】。