煤炭行業(yè)研究及2022年度策略

煤炭行業(yè)研究及2022年度策略1

2021

年回顧：缺煤現(xiàn)象普遍，煤價經(jīng)歷史無前例的行情回顧過去的

2021

年，對于煤炭行業(yè)來說，是極不平凡的一年，疫情后

國內經(jīng)濟快速恢復，出口需求旺盛，對煤炭的需求大幅增長，而經(jīng)歷持

續(xù)去產(chǎn)能政策后供應端缺乏如此之大的彈性，供需嚴重錯配，缺口明顯。

供需矛盾下，推動價格持續(xù)上漲，并在

9

月-10

月迎來近乎瘋狂的上漲，

動力煤和焦煤價格不斷刷新歷史新高。隨后在政策強力調控之下快速下

跌，并于

11

月底逐步企穩(wěn)，煤價劇烈波動至此畫上句號。這一輪波瀾壯

闊的行情是歷史上從未出現(xiàn)過的，將對整個行業(yè)的格局和未來中樞產(chǎn)生

深遠的影響，注定將載入史冊。從煤炭股的表現(xiàn)來看，板塊整體漲幅位

于中信

30

個一級行業(yè)前列，多支個股一度漲超

100%，甚至

200%，市

場煤占比高的個股業(yè)績彈性更大，漲幅領先，與我們

2021

年持續(xù)推薦

的邏輯一致。動力煤：供應增速不及需求，煤價大幅波動，觸發(fā)政策強力干預動力煤經(jīng)歷一波先揚后抑、波瀾壯闊的大行情。進口受限沖擊疊加用電

高峰，煤價在

2021

年初沖高，春節(jié)后產(chǎn)量增加，煤價回落并在在

3

月

初觸底，隨后國內工業(yè)生產(chǎn)恢復，下游企業(yè)開工率快速回升，煤價開始

上漲；5

月中秦港

5500

大卡煤價達到

950

元/噸左右，此時疊加“迎峰

度夏”需求旺季，但由于煤價上漲，電廠采購積極性差，維持一段時間

低庫存運行；隨后建黨百年大慶，多地出現(xiàn)大范圍停產(chǎn)限產(chǎn)，疊加用電

旺季，而前期電廠庫存低位，價格正式突破

1000

元/噸；大慶之后需求

持續(xù)攀升，強補庫需求支撐煤價繼續(xù)上行，9

月-10

月各地能源問題凸顯，

出現(xiàn)停電限電的現(xiàn)象，價格在

10

月達到最高點

2592

元/噸；此后發(fā)改

委對煤炭價格做出強力干預，從產(chǎn)地到港口多環(huán)節(jié)實施限價政策，并查

處囤煤炒作行為，價格開始快速下跌，同時增產(chǎn)煤礦開始放量，產(chǎn)量有

了較為明顯的增長，供應端的緊張局面有所緩解，在政策密集落地之后，

下游及港口庫存開始回升；11

月-12

月，各環(huán)節(jié)呈現(xiàn)累庫局面，價格隨

下游采購情況有小幅下跌。國際能源價格在

2021

年同樣經(jīng)歷大幅波動，英國天然氣期貨結算價、紐卡斯爾動力煤現(xiàn)貨價、布倫特原油期貨結算

價最高分別達到

451.72

便士/色姆、253.55

美元/噸、86.40

美元/桶，較

年初漲幅達到

660%、208%、69%。動力煤的供需緊張主要源于三個方面：1）國內疫情控制較好，復工較

快，用電需求增速快，而水電發(fā)力不足，導致對煤炭的需求大幅增加；2）

國內煤炭生產(chǎn)在安全、環(huán)保、反腐等多重約束下，增長較為緩慢；3）由

于疫情、天氣以及政策等因素影響，印尼、澳洲等地的生產(chǎn)受限，中國

的進口增量少。國內電力需求增速快，水電發(fā)力不足。國內經(jīng)濟復蘇較快，前

11

個月

累計發(fā)電量

73826.7

億千瓦時，同比增長

9.2%，其中火電累計達到

52227

億千瓦時，同比增長

9.9%，水電累計為

11134

億千瓦時，同比

下降

2.2%?；痣娬急冗_到

70.74%，盡管在新能源快速發(fā)展，風電、光

伏、核電貢獻不斷提升的情況下，火電占比逐年下降，但仍保持在

70%

以上，占據(jù)主體地位；而水電（歷年占比

16-17%）今年發(fā)力不足，在

電力需求大幅增加的情況下增速貢獻為負，在總發(fā)電量占比中下降至

15%，這也是造成“電荒”一個重要原因。用電大省中有

15

個省份前

10

個月累計用電量增速超過

10%，工業(yè)用

電量是主要增長點。國內復工速度快于國外，越南、印度等國家生產(chǎn)受

到明顯影響，而國內制造業(yè)

PMI持續(xù)處于擴張區(qū)間，出口也快速增長，

前

11

個月出口金額累計同比增長

21.8%，海外訂單帶動生產(chǎn)從而帶動

用電需求增長，煤炭的需求也大幅提升。2021

年

1-11

月全社會用電量

達到

74972

億千瓦時，同比增長

11.4%。根據(jù)各省市統(tǒng)計局已公布的數(shù)

據(jù)，在全國用電量前

20

位的?。ㄊ校┲校?-10

月份累計增速超過

10%

的有

15

個省份，增速最快為湖北?。?8.78%），其工業(yè)用電量達到

1223億千瓦時（占比為

59%），累計同比增速達到

20.01%；用電量最高的廣

東省達到

6669

億千瓦時，同比增長

15.84%，而其工業(yè)用電量（占比

58%）增速也達到

14.6%。在下半年出臺能耗雙控政策后，多地限制高

耗能企業(yè)用電的情況下，用電量增速逐漸得到控制，若僅考慮上半年，

則各地用電量增速更為明顯，前

20

的用電大省中，僅內蒙古增速低于

10%，多省累計用電增速超過

20%。生產(chǎn)端，國內煤炭生產(chǎn)在多重因素擾動下增長緩慢。2021

年

1-11

月全

國實現(xiàn)原煤產(chǎn)量

36.7

億噸，同比增長

4.2%，遠低于電力需求的增長速

度。分省來看，三西地區(qū)

1-11

月總產(chǎn)量約占全國產(chǎn)量的

72%，其中山

西仍為產(chǎn)量第一大省，累計產(chǎn)量為

10.9

億噸，同比增長

11%，增產(chǎn)保

供推動下，前

11

月產(chǎn)量已經(jīng)超過

2020

年全年；而內蒙古在“倒查

20

年”以及環(huán)保等政策的影響下，2020

年產(chǎn)量負增長（-7.8%），2021

年

1-11

月累計產(chǎn)量

9.3

億噸，同比增長

2%，內蒙古增量并不明顯，這也

是煤炭緊缺的一大原因；陜西省

1-11

月累計產(chǎn)量為

6.3

億噸，同比增長

2.7%，增量同樣有限。主產(chǎn)地產(chǎn)量增速低，造成了供應端偏緊的局面。進口端，全球性的能源緊張格局下，前期進口增量小。全球在疫情復工

的背景之下，整體出現(xiàn)能源短缺的現(xiàn)象，而主要出口國在疫情、天氣等因素擾動下，供應較為緊張，根據(jù)統(tǒng)計，全球

2021

年煤炭產(chǎn)量

78.9

億

噸，同比僅增長

4.5%（國際能源署

IEA）。中國進口量也由于限制澳洲

煤進口以及疫情原因而保持了較長時間的負增長，2020

年

5

月到

2021

年

5

月，13

個月共有

12

個月單月進口量同比負增長，從

2021

年

6

月

開始，國內煤炭緊缺，漲價趨勢明顯的情況下，進口量才開始恢復增長，

1-11

月累計進口量

2.9

億噸，同比增長

10.6%，仍低于

2019

年同期，

而全國發(fā)電量較

2019

年同期增長

13.9%，其中火電發(fā)電量增長

12.3%。

綜合來看，供應端增速不及需求端，供需缺口今年持續(xù)存在。供需缺口持續(xù)至

11

月才獲得緩解。綜合上述數(shù)據(jù)，我們測算

1-11

月份

國內煤炭供應量增速為+4.7%，1-11

月份國內煤炭需求量增速為+4.6%，

而

1-10

月供應量的增速僅為

3.8%，需求端增速達到

6.3%,前期持續(xù)存

在的供需缺口在

11

月需求放緩且國內增產(chǎn)及進口均有大幅增長的情況

下才獲得緩解。政策密集，前期關注增產(chǎn)保供，后期注重價格調控。在國內煤炭短缺的

大背景下，關于煤炭的政策也密集落地，前期發(fā)力點主要落在供應端，

多地落實增產(chǎn)保供政策，全力保障能源安全，根據(jù)國家礦山安全部門統(tǒng)

計，自

9

月以來全國

153

處符合條件的煤礦列入應急保供名單，納入產(chǎn)

能核增快速通道，共計核增產(chǎn)能

2.2

億噸/年。10

月煤炭價格達到頂峰，

10

月

19

日后政策轉向價格調控，關于煤炭價格密集發(fā)聲，從產(chǎn)地到港

口多環(huán)節(jié)調控，查處囤煤炒作行為，引導煤炭價格回歸合理區(qū)間，各大

煤炭集團相繼做出穩(wěn)價保供承諾，煤炭價格也應聲下跌。煉焦煤及焦炭：焦煤進口受限，焦炭被成本端推升，雙焦歷史性波動自

2020

年末中澳貿(mào)易摩擦開始，澳煤進口量連續(xù)為零（不考慮前期在

港澳煤通關），國內煉焦煤幾乎經(jīng)歷了長達一年的景氣上行周期，京唐港

主焦煤庫提價除

3

月由于下游環(huán)保限產(chǎn)等因素影響，有小幅回調外，幾

乎單邊上行，在

9

月中最高達到

4250

元/噸，并強勢運行近一個月，隨

后動力煤調控政策影響下快速下跌至

2350

元/噸，穩(wěn)定運行至今。焦炭價格受成本端的推動，同樣經(jīng)歷快速漲跌，連續(xù)多輪提漲和提降，

短時間劇烈波動，唐山二級冶金焦到廠價最高在

9

月中達到

4460

元/噸，

并在

11

月底回落至

2560

元/噸后穩(wěn)定運行。煉焦煤大幅上漲，主要由于進口的大幅受限，而動力煤需求大幅增長，

增產(chǎn)保供措施也擠占了煉焦煤的生產(chǎn)，總體而言是由供應不足推動的價

格大幅上行。而焦炭一方面由于去產(chǎn)能、環(huán)保等政策影響，另一方面受

煉焦煤漲價帶動，其價格也刷新歷史新高。澳煤進口停止，主焦煤短缺現(xiàn)象凸顯；疫情造成蒙古進口量大幅受限。

從總進口量來看，國內

1-10

月焦煤累計進口量為

3942

萬噸，同比下降

40%。2020

年澳煤進口量為

3535

萬噸，占國內煉焦煤總進口量近一半，

而今年（1-11

月）僅在

10-11

月有

345

萬噸前期在港澳煤通關；自中澳

貿(mào)易摩擦以來，澳煤進口持續(xù)受限，澳洲進口的焦煤是國內較為稀缺的

高質量主焦煤，這對國內的煉焦煤市場造成了巨大的沖擊，并且影響或

將持續(xù)。雖然加拿大、俄羅斯、美國等國家煉焦煤進口有大幅提升，進

口量分別增加至

804

萬噸、954

萬噸、925

萬噸（截止

2021

年

11

月），

均遠超

2020

年全年進口量，但仍難以彌補澳煤缺口。外蒙古方面，受

到疫情影響

1-11

月累計進口量為

1318

萬噸，僅為去年同期的

59%。歷

年來看，進口煉焦煤占國內煉焦煤總消費量的比例約為

13%，而今年

1-11

月僅為

9.44%，而澳煤停止進口帶來的不僅是總量上的短缺，更明

顯的是結構上的問題，澳煤主要是低硫優(yōu)質的主焦煤，而國內從資源稟

賦上來說就是主焦煤資源短缺，且硫分偏高，蒙煤雖然在一定程度上可

以實現(xiàn)對澳煤的替代，但是由于進口不穩(wěn)定，彌補能力有限。總體上，

進口量的大幅收縮是今年煉焦煤供應短缺的一個重要原因。動力煤保供政策下，部分跨界煤種用于保供，擠占煉焦煤生產(chǎn)。比如貧

瘦煤、瘦煤、氣煤等，在

2021

年三季度全國原煤總產(chǎn)量同比增長近

1%，

而貧瘦煤、瘦煤、氣肥煤、氣煤等跨界煤種單月產(chǎn)量維持負增長，三季

度累計產(chǎn)量分別下降

3.9%、3.9%、6.3%、1.2%，動力煤保供對煉焦煤

生產(chǎn)的擠占，對其價格上漲也有一定的助推作用。焦炭持續(xù)存在限產(chǎn)，且成本大幅上漲，推動價格上行。由于焦炭屬于高

耗能、高污染行業(yè)，生產(chǎn)一直受到多方面限制。根據(jù)國家統(tǒng)計局公布的

數(shù)據(jù)，截止

2021

年

11

月，焦炭單月產(chǎn)量已連續(xù)

6

個月同比下降，且降

幅不斷擴大，1-11

月累計生產(chǎn)焦炭

4.3

億噸，同比下降

1.6%。供應端

的緊張是推動焦炭價格上漲的一個原因，此外焦煤價格的大幅上行也迫

使焦企連續(xù)提漲，全年來看，全國噸焦平均盈利為

477

元/噸（截止

12

月

30

日），呈現(xiàn)前高后低、階段性反彈狀態(tài)，其盈利性及穩(wěn)定性無法與

焦煤相比，但與自身歷史均值比較也處于比較高的水平。根據(jù)煤炭資源

網(wǎng)統(tǒng)計，2021

年全年累計新增產(chǎn)能

5228

萬噸，淘汰

2644

萬噸，凈增

2584

萬噸；截止

2021

年

12

月

31

日全國在產(chǎn)焦爐

5.38

億噸，烘爐產(chǎn)

能

1751

萬噸，在建焦爐產(chǎn)能

11817

萬噸，擬建焦爐

15094

萬噸。在生

產(chǎn)焦爐中，其中

4.3

米以下焦爐產(chǎn)能

10646

萬噸，占全部在產(chǎn)焦爐

19.77%。5-5.5

米焦爐產(chǎn)能

17838

萬噸，占全國比重

33.13%。6

米及

以上焦爐產(chǎn)能

24060

萬噸，占全國比重

44.69%。熱回收焦爐產(chǎn)能

1296

萬噸，占全國比重

2.4%。隨著產(chǎn)業(yè)結構升級，4.3

米以下焦爐之后將陸

續(xù)淘汰或產(chǎn)能臵換，未來焦炭行業(yè)持續(xù)化解落后產(chǎn)能，盈利能力有望維

持較高的水平。2

2022

年展望：供需緊平衡，價格中樞預計下移碳達峰碳中和大背景之下，

能源行業(yè)的轉型是未來長期的主線，煤炭行

業(yè)將面臨供給收緊、需求轉向、價格趨穩(wěn)的格局，煤企一方面將在價格

中樞整體上移中獲得穩(wěn)健的現(xiàn)金流和利潤，另一方面將面臨企業(yè)轉型的

迫切需求，而其在資源、資金等方面的優(yōu)勢也將極大助力轉型布局。供應端：前期缺乏投資規(guī)劃，未來產(chǎn)能增長有限固定資產(chǎn)投資下降，未來新增產(chǎn)能有限。從行業(yè)固定資產(chǎn)投資情況來看，

自

2014

年開始逐年下降，2017

年僅有

2648

億元，隨后雖然有增加，

但仍遠低于

2013

年的高點?？紤]礦井建設周期約為

3-5

年，2020-2021

年的投資低點對應

2022-2025

年的較低的新建礦井投產(chǎn)增量。從負債端

來看，雖然今年煤企普遍盈利狀況較好，多有債務償還，但行業(yè)整體資

產(chǎn)負債率仍然處于較高的位臵，截止

2021

年

10

月，煤炭行業(yè)資產(chǎn)負債

率為

64.93%，考慮碳中和的政策背景，行業(yè)融資難有大規(guī)模提升并用

于新建礦井。國際煤企資本開支也欠缺，進口量難有大幅增長。未來全球疫情好轉，

對能源的需求將大幅增長，各國新能源轉型的建設過程也將提升對傳統(tǒng)

能源的需求，而國外煤企資本開支持續(xù)降低，整體缺煤的情況下，國內

煤炭進口也難有大幅增長。政策傾向于提升礦井規(guī)模和效率，控制煤炭產(chǎn)量。根據(jù)2021

年能源工

作指導意見，煤炭行業(yè)將堅持“上大壓小、增優(yōu)汰劣”的原則，提升先

進產(chǎn)能；中煤協(xié)提出到“十四五”末，國內煤炭產(chǎn)量控制在

41

億噸左

右，全國煤礦數(shù)量控制在

4000

處以內，大型煤礦產(chǎn)量占

85%以上，大

型煤炭基地產(chǎn)量占

97%以上，建成安全高效煤礦

1150

處左右（特級達

到

850

處以上），產(chǎn)能占全國煤炭總產(chǎn)能的

70%以上，產(chǎn)量占全國煤炭

總產(chǎn)量的

2/3

以上。采煤機械化程度平均達到

99%，掘進機械化程度平

均達到

90%，井工煤礦原煤生產(chǎn)工效力爭達到

16

噸/工（2020

年為

13.92

噸/工），露天礦原煤生產(chǎn)工效力爭達到

50

噸/工（2020

年為

44.51

噸/工）。整體上注重提升單井的產(chǎn)能和采用機械化智能化手段提升開采效

率，而總產(chǎn)量方面控制小幅增長，以

2020

年產(chǎn)量（39

億噸）為基準計

算，2021-2025

年復合增長率僅

1.3%。整體來看，供應端未來僅有小幅增長，2022

年供應端增量主要來源于

國內核增煤礦放量。前期建設不足，未來常規(guī)新建增量有限；2021

年內

緊急核增的產(chǎn)能（2.2

億噸/年）臨時放量，若未在規(guī)定的時間內完成產(chǎn)

能臵換承諾，仍有部分將退出；露天煤礦接續(xù)用地獲批（涉及總產(chǎn)能

1.5

億噸），在手續(xù)辦理齊全后可能會提升部分產(chǎn)能利用率；三西地區(qū)冬季保

供任務（共簽訂

1.45

億噸）中臨時超產(chǎn)的部分會退出。綜合考慮以上因

素，疊加考慮

2022

年上半年冬奧會、下半年二十大等因素，煤礦安監(jiān)

形勢不容忽視，預計

2022

年產(chǎn)量增長有限，國內量增長需要關注產(chǎn)能

臵換承諾的完成情況、露天煤礦征地進展等，進口需要關注國外疫情控

制情況，特別是蒙古、印尼等。需求端：火電依賴度仍高，化工方面具有增長潛力能源結構轉型的過程中，火電需求增速仍然樂觀。雙碳目標下能源結構

轉型，需要建設大量的風電、光伏等新能源發(fā)電設施，而其對火電形成

替代效果需要較長的時間，當前風電、光伏在電力中占比仍然較低，火

電仍需要發(fā)揮壓艙石和兜底的作用。根據(jù)國家能源局，截止

2021

年

10

月底，中國風電、光伏、水電的合計裝機量達到

9.66

億千瓦，占發(fā)電總

裝機容量比例達到

42%，但發(fā)電量的占比僅為

24%，中短期電力需求的

增長，火電仍將是主要來源之一。“十四五”期間煤電新增裝機規(guī)模約

1.5

億千瓦，高效及靈活性改造將

提速。根據(jù)國網(wǎng)能源研究院，未來十年，中國電力和電量兩方面的缺口

并存且逐步擴大，預計

2025

年煤裝機量將達

12.3

億千瓦（較

2020

年

底

10.8

億千瓦增長

1.5

億千瓦），同時按照“十四五”年均新增新能源

1

億千瓦考慮，2025

年電力缺口約

6000

萬千瓦，年均電量缺口約

500

億千瓦時?！笆奈濉逼陂g，煤炭的需求仍將維持一定的增長。而未來煤

電的一個重要方向就是高效及靈活性改造，根據(jù)全國煤電機組改造升級實施方案，到

2025

年全國煤電平均供電煤耗降至

300

克標準煤/千

瓦時以下（2020

年全國

6000

千瓦及以上火電廠供電耗煤為

305.5

克標

準煤/千瓦時），對供電煤耗在

300

克標準煤/千瓦時以上的煤電機組，應

加快創(chuàng)造條件實施節(jié)能改造，對無法改造的機組逐步淘汰關停，“十四五”

期間改造規(guī)模不低于

3.5

億千瓦；完成

2

億千瓦靈活性改造，增加系統(tǒng)

調節(jié)能力

3000-4000

萬千瓦，促進清潔能源消納。煤電機組強調效率以

及供電的靈活性，充分與清潔能源相配合，目前中國發(fā)電和供熱行業(yè)二

氧化碳排放量占全國排放量的比重超過

40%，是全國二氧化碳排放的重

點行業(yè)，降低煤耗是雙碳目標的一個重要措施。經(jīng)濟穩(wěn)增長背景下，房地產(chǎn)及基建政策端預期會有改善。2021

年

1-11

月房地產(chǎn)開發(fā)投資完成額累計同比增長

6%，增速持續(xù)回落；基礎設施

建設投資累計同比下降

0.17%。在需求弱勢及限產(chǎn)等因素的影響下，國

內鋼鐵及水泥的產(chǎn)量均有下降，1-11

月生鐵累計產(chǎn)量

7.96

億噸，同比

下降

4.2%，水泥產(chǎn)量

21.73

億噸，同比下降

0.2%，單月同比更是連續(xù)

7

個月下降。整體來看，在經(jīng)濟穩(wěn)增長背景下，房地產(chǎn)及基建政策端預

期會有改善，其帶動的需求預計也會改善。煤炭清潔高效利用是大方向，政策鼓勵高端煤化工發(fā)展。9

月

13

日，國

家主席在榆林化工考察時強調，要推進煤炭消費轉型升級，煤化工產(chǎn)業(yè)

潛力巨大、大有前途，要提高煤炭作為化工原料的綜合利用效能，促進

煤化工產(chǎn)業(yè)高端化、多元化、低碳化發(fā)展，把加強科技創(chuàng)新作為最緊迫

任務，加快關鍵核心技術攻關，積極發(fā)展煤基特種燃料、煤基生物可降

解材料等。12

月中央經(jīng)濟工作會議再度強調，傳統(tǒng)能源逐步退出要建立

在新能源安全可靠的替代基礎上，要立足以煤為主的基本國情，抓好煤

炭清潔高效利用，新增可再生能源和原料用能不納入能源消費總量控制。

中央多次強調煤炭清潔利用，推進煤化工發(fā)展，推動煤炭由燃料向原料

轉變，煤化工用煤需求具備增長潛力。價格：供需緊平衡之下，煤價中樞預計下移根據(jù)上述分析，我們對煤炭供需做出如下表預測，煤炭供需未來仍有一

定缺口，但缺口會有收窄：供給端，國內原煤產(chǎn)量

1-11

月為

36.7

億噸，考慮

12

月部分產(chǎn)地有停產(chǎn)

情況，預計產(chǎn)量環(huán)比

11

月小幅下降，若

12

月產(chǎn)量為

3.5

億噸左右，則

全年產(chǎn)量將超過

40

億噸，2022

年國內產(chǎn)能核增及在建礦井有一定增量，

2022-2023

年增速逐漸放緩，增速分別預測為

2%、1.2%。根據(jù)

2020

年原煤產(chǎn)量、商品煤消費量及社會庫存變化，推算國內商品煤洗選率約

為

94%，2021-2023

年沿用此比例。1-11

月進口量為

2.92

億噸，若

12

月進口量與

11

月持平，全年進口量約為

3.27

億噸；2022-2023

年預計

進口量難有大幅增長，預計增速維持

1%。2021-2023

年，假設出口量

維持在

200

多萬噸的低位水平。需求端，火電方面，1-11

月發(fā)電量累計同比增速為

9.9%，11

月沿海八

省電廠日耗同比增長

3.2%，全國火電發(fā)電量同比下降

2.5%，而

12

月

沿海日耗同比下降約

7.9%，預計火電發(fā)電量大幅下降

10-15%，12

月

發(fā)電量約占全年

1/12，則預測全年火電發(fā)電量增速約為

8.5%，未來高

耗能企業(yè)恢復生產(chǎn)以及新能源建設的推進，用電的需求仍將維持增長，

預計

2022-2023

年火電仍將有

3%左右的增速；根據(jù)煤耗降低的進度，

預測

2021-2023

年供電煤耗平均每年下降

0.05%。綜上，2021-2023

年

火電耗煤增速分別為

8%、2.5%、2.5%。生鐵

1-11

月累計產(chǎn)量

7.96

億噸，若

12

月仍維持

15%左右的降幅，全

年產(chǎn)量達到

8.59

億噸，考慮未來需求偏弱勢，預測

2022-2023

年生鐵

產(chǎn)量維持

2%的下降速度；而單噸生鐵煤耗呈下降趨勢，預計未來仍能

維持小幅度下降的趨勢（-0.3%）。水泥產(chǎn)量

1-11

月累計同比減少

0.2%，若

12

月仍維持

15%左右的降幅，

預計全年下降約

1%，未來需求弱勢下，預計維持約

2%的負增長；噸水

泥煤耗維持小幅下降趨勢（-0.3%）。化工耗煤在政策鼓勵之下具備持續(xù)增長的潛力，2021-2023

年平均每年

增長約

2000

萬噸。其他行業(yè)煤耗（主要是散煤）整體呈下降趨勢，預計

2021-2023

年維持

每年

1500

萬噸的降低速度。長協(xié)基準價上調，行業(yè)整體盈利能力提升。根據(jù)2022

年煤炭中長期合

同簽訂履約的工作方案（征求意見稿），煤炭中長期合同要求覆蓋

30

萬噸/年及以上的煤炭生產(chǎn)企業(yè)，合同總量達到自有資源量的

80%以上，

3

年以上的長期合同量不少于合同總量的

50%，2021

年

9

月份以來核

增產(chǎn)能的保供煤礦核增部分按承諾要求全部簽訂中長期合同，發(fā)電供熱

企業(yè)年度用煤應實現(xiàn)中長期合同全覆蓋；價格方面，仍采用“基準價+

浮動價”的價格機制，實行月度定價，在

550-850

元/噸合理區(qū)間內上下

浮動，具體來說，基準價由

535

元/噸上調至

700

元/噸（+165

元/噸），

浮動價由全國煤炭交易中心綜合價格指數(shù)（NCEI）、環(huán)渤海動力煤綜合

價格指數(shù)（BSPI）、秦皇島動力煤綜合交易價格指數(shù)（CCTD）、中國沿

海電煤采購價格綜合指數(shù)(CECI)共同決定，選取每月最后一期價格的平

均，基準價和浮動價各占

50%權重。根據(jù)當前已公布的各個指數(shù)估算

2022

年

1

月長協(xié)價為

738.5

元/噸，若該定價機制最終落地，將抬升動力煤長協(xié)價格中樞，穩(wěn)定煤企的盈利。考慮煤炭供需緊平衡以及長協(xié)定價機制調整，預計

2022

年動力煤市場

價中樞為

700-900

元/噸，焦煤價格中樞也將有所下移；整體來看，煤炭

價格波動性減弱，2022

年價格可能低于

2021

年但會高于“十三五”期

間（2016-2020

年）各年份的平均值。3

投資策略：煤企轉型將成熱點話題，圍繞三大方向掘金

2022我們認為，2022年煤炭行業(yè)的投資邏輯可能將與2021年有所不同，2021

年我們核心關注在煤價大幅波動下具備價格彈性的企業(yè)（市場煤占比

高），最終表現(xiàn)也驗證了這一邏輯；而

2022

年在長協(xié)比例提升、煤價監(jiān)

管相對嚴格的情況下，我們認為長協(xié)占比、產(chǎn)能彈性及轉型力度將會是

行業(yè)主要的投資方向。對此我們提出

2022

年煤炭行業(yè)的三大投資關鍵

詞，分別為年度長協(xié)占比高、產(chǎn)能增長彈性以及煤企轉型。長協(xié)價中樞有望上移，長協(xié)占比高的煤企或將明顯受益長協(xié)基準價格的上調將帶動長協(xié)價格中樞的整體上移，長協(xié)占比較高的

公司受益更為明顯，未來其業(yè)績有望穩(wěn)健釋放。神華、中煤等動力煤行

業(yè)龍頭，