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立足以煤为主国情 动煤均价中枢抬升
要点提示： 1、2022年煤炭供应端预计保持相对充足，纠偏式“减碳”难再现； 2、需求端存在托底，货币政策和财政政策双管齐下，稳定宏观经济，保证财政支出强度，适度超前开展基础设施投资，对于第二产业来说是较大的支撑力度；但22年预计以光伏为首的清洁能源将放量，对火电有一定替代效应； 3、进口煤平控或将延续，内外煤联动仍将继续； 4、新长协价落地决定下限，基准价上调也有助于长期煤价中枢提升。
市场展望与投资策略： 建立在国内经济平稳过渡的政策背景下，预计2022年动力煤均价中枢抬升，供需再平衡的趋势下工业用电及基建政策的效应对煤炭需求依然有支撑，行业或呈现供需双旺的格局，但动力煤绝对空间仍相对有限。2022年动力煤市场均价或回落至750～900元/吨的水平。年内关注政策变动落实情况以及引起港口库存变化决定切入点，同样对下游需求反馈和主产地供应情况重点关注。
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目录
立足以煤为主国情 动煤均价中枢抬升................................................. 1
一、动力煤期现货走势回顾.......................................................... 3
二、动力煤供需分析................................................................ 5
2.1宏观&供给分析.............................................................. 5
2.2进口&港口库存分析.......................................................... 8
2.3需求分析.................................................................. 10
三、2022年展望................................................................... 13
图表目录
图1：国内动力煤期现价格走势 .......................................................3
图2：国内动力煤期现价格走势 ........................................................4
图3：社融规模当月值及PMI季节图.....................................................4
图4：煤炭分类占比（分省） ...........................................................5
图5：煤炭产量趋势及产量占比（分省）...................................................6
图6：国际煤价格趋势及进口量（万吨）.................................................7
图7：港口吞吐量及预估到港量（万吨）................................................8
图8：汽车运输价格（包府路-黄骅港）及北方四港库存...................................9
图9：全社会用电量当月值 （万吨）..................................................10
图10：用电量分类同比....... .......................................................10
图11：火力、水力发电当月值（亿千瓦时）及累计同比 .................................11
图12：光伏电池月度产量 ...........................................................11
一、动力煤期现货走势回顾
2021年对于动力煤行情来说是波澜壮阔的一年，创造了多项绝对价格上的历史记录，同时伴随着波动率的大幅提升。从后疫情时代来看，去年（2020年）多数化工品多数先抑后扬，完成了基本面的下杀和估值的修复，动力煤也走出一波较为流畅的修复行情。进入2021年春节期间下游停工停产需求减弱，动力煤第一波价格修复结束，形成年内的第一次深度回调。
进入3月份各行各业节后开始常态化运转，电力需求逐步攀升。“碳达峰”“碳中和”国策的出台以及以陕西榆林地区等为代表的主产区因环保与安检等因素，煤矿坑出产受限，使得供给端受到较大影响，导致煤炭库存不断降低，煤价开始低位反弹，同时也由此拉开了长达半年煤炭供应错配的序幕。
图1：国内动力煤期现价格走势
数据来源：wind、华安期货投资咨询部
在进口煤方面由于澳洲煤停止入关，内蒙疫情导致通关口岸不畅，也进一步加剧了供需矛盾。及至年中，7月之前为百年庆祝加强了安全检查，煤炭生产遭遇较大范围停产、限产，叠加多处运输路线受到交通管制，造成煤炭产量持续收缩，特别是对动力煤产量影响较大。随着迎峰度夏来到，下游需求旺盛，库存不断下降。贸易商库存偏低，由于成本支撑，发运倒挂严重，因此贸易商报价不断提高。外加期货不断上涨，贸易商认为后期煤价依然有上涨可能性，电厂虽对高价煤接受度提高。10月初之前，能耗双控上半年未达标的两大经济省份广东、江苏等地多处限电，进一步点燃了市场情绪，进一步将动力煤价格推向高潮。秦皇岛Q5500平仓报价一度达到2000元/吨以上，期货价格也创造了接近1980元的历史最高位。
10月国庆结束后随着国内保供政策持续加码，国资委、发改委等多个国家部门共同推出重磅保供稳价政策，对不合理煤炭价格进行调控，全国煤炭日产量逐步超过1150万吨，其中晋陕蒙日均产量860万吨，创今年以来新高。随着煤矿核增产能进一步释放、建设煤矿逐步投产、临时停产煤矿复产，煤炭产量进一步增长，发电供热和民生用煤需求将得到有效保障。动力煤市场价格也从高位跌落再平衡，年底在900-1000元价格区间内企稳波动。
图2：国际动力煤价格走势
数据来源：wind、华安期货投资咨询部
国际动力煤价格在2021年同样呈现倒V形走势，海外疫情频发，印尼、内蒙、澳洲等地自身供应持续性不强；随着国内动煤现货持续高位，国外进口煤吸引力开始提升，国内终端补库需求使得询价积极性高，两大因素也引发了国际煤价格年内逐步走高。后市随着国内政策调控，内煤供给恢复进一步加快，目前国内供给充足，且后期政策持续力度预期较强，国内终端对进口煤大多持观望态度，国际煤价格也在年底逐步降低。
二、动力煤供需分析
2.1宏观&供给分析
财政货币齐发力 经济托底力度强
图3：社融规模当月值及PMI季节图
数据来源：wind、华安期货投资咨询部
随着年内第二次降准的落地，释放1.2万亿长期资金，应对中国经济新的下行压力。年底政治局会议对于未来货币政策的定调的表述为“稳健的货币政策要灵活适度”这对于今年承压较久的房地产行业以及实体经济领域提供了较大的支持力度。
同时在财政政策端，四季度和明年上半年大量新增专项债对于制造业和基建的投资增量有较强帮扶，整体来看22年上半年以维持稳中偏松的基调为主，“宽信用”政策推动下社融增速有望回升。
十四五新能源序幕拉开 预计煤炭占比逐步降低
回顾2020年“十三五”结束，超额完成的污染物排放总量使得我国生态环境明显改善。2021年作为十四五开官之年，随着“碳中和”“碳达峰”国策的颁布，降碳绿电成为生态文明建设的重点战略方向。这也是我国发展新型大国关系，构建人类命运共同体的关键举措。
图4：煤炭分类占比
数据来源：wind，华安期货投资咨询部
习总书记在十八届五中全会上，首次提出创新、协调、绿色、开放、共享的新发展理念，将绿色发展提升到更重要的位置。“十三五”期间，我国主要污染物排放总量减少目标超额完成，生态环境明显改善。“十四五”时期，降低碳排放成为我国生态文明建设的重点战略方向。全球范围来看欧洲、美国等地区和国家持续积极应对气候变化和绿色发展，所以绿色低碳发展是中国建立新型国际关系，构建人类命运共同体的关键。
注意到《能源发展“十三五”规划》要求到2020年中国煤炭消费总量控制在41亿吨以内，所占比重应减少到58%。这一强制性目标已经超额实现，但距离煤控研究项目提出的35亿吨和占比55%的煤控目标，还是有较大差距。那么从“十四五”能源规划来看，在未来国策重心应会加快构建清洁低碳绿色能源体系，大力推动风电、光伏等可再生能源的发展，以减少基础设施投资与高耗能产业所带来的显著煤炭消费增长。同时重点关注山东、山西、河南等用煤大省的落实情况，这决定着中国控煤的效果。总量目标到“十四五”末，国内煤炭产量控制在41亿吨左右，全国煤炭消费量控制在42亿吨左右，年均消费增长1%左右。
从2021年情况来看，煤炭产量先紧后松，总体产量预估在39亿吨左右，而以光伏为首的绿色能源装机量却大幅不及预期，2021年1-10月累计新增光伏发电设备29.31GW，与光伏行业协会全年的预测值有近一半的差距，预计全年在55GW附近。展望十四五之后的发展，可以看到煤炭火力发电依然承载着重要的战略地位和主要任务，一刀切式的减量必不可取。而推动煤炭科技创新发展、加强对煤炭绿色智能开采、优化煤炭资源开发布局、推动煤炭绿色低碳发展。贯彻落实碳达峰、碳中和战略，积极推动实施煤炭行业碳减排行动，是未来的煤炭行业发展重点。
年内供应先紧后松 未来产能进入稳定期
目前国内煤炭生产集中在华北和西北地区，其中山西、内蒙、陕西3个省份煤炭生产占比达到70%以上，集中化程度较深。科技化大型化优势化生产是未来产煤大省的发展方向，在“十四五”期间，晋陕蒙宁四省区60万吨以下煤矿及其他省份30万吨以下煤矿还将继续退出，从而带动煤炭行业总产能逐渐下降。
图5：煤炭产量趋势及产量占比（分省）
数据来源：WIND；华安期货投资咨询部
从今年3月份开始随着双碳政策的深入以及能耗双控、环保安全生产检查等因素，煤炭产能在上半年偏紧，导致煤价一路上涨；第三季度开始，恰逢迎峰度夏以及百年大庆，安全检查尤为严格，另外进口煤在外围需求不减情况下也多数惜售捂货，在此背景下供需错配进一步上演，供需缺口愈演愈烈进一步把动力煤价格推向高潮。从7月份开始，陆续有保供政策出台给煤价降温，然而短时间内产能恢复难以一蹴而就，增产增量是个逐步落实的过程。8-10月份，产地煤销售良好，长途拉运积极，煤矿排队现象普遍；少数批复的露天煤矿陆续出煤，供应有所增加，但煤炭增产不及预期，价格仍有支撑，同时江苏、广东等上半年能耗控制未达标大省出现限电停工等现象也加剧了动力煤市场最终炒作的情绪，市场价格进一步推向不合理区间。10月国庆后，更为严格的增产保供措施出台，10月份以来允许153座煤矿核增产能2.2亿吨/年，相关煤矿已陆续按核定产能生产，四季度可增产5000万吨以上。将具备安全生产条件的38座建设煤矿列入应急保供煤矿，允许阶段性释放产能，合计产能1亿吨/年。发改委为60余座煤矿办理接续用地手续，确保1.5亿吨/年以上产能稳定释放，积极推动符合条件的临时停产停工煤矿复工复产，加快恢复煤炭市场供应。四季度末国内煤炭供应充足，伴随着煤价的快速下滑，供需两旺的背景下动力煤价格迈向在平衡时代。
2021年预计国内煤炭总产能预计在48亿吨附近，由于四季度开始发力的产能增产，预估全年产量在39亿吨左右。回顾国内煤炭行业近十年的发展，经历了“产能过剩”“去产能”“优质产能整合提升”这三个阶段.截止十三五结束，目前我国煤炭总产能约为49.7亿吨，其中在产煤矿有效产能约38.2亿吨，在建煤矿建设产能约6.5亿吨。十四五期间将进一步加速落后产能出清，以集中化大型化趋势整合煤炭产业资源，中大型优质在产煤矿通过产能置换的方式不断核增有效产能，未来产能将进入相对稳定期。
2.2进口&港口库存分析
内外煤价格高度联动 进口平控政策预计延续
动力煤进口政策从18年开始偏重强调进口平控，也就是说下一个年度的进口量同比持平甚至小幅收缩。那么从21年的情况来看，首先在国内煤前三季度延续供给收缩的大背景下，价格水涨船高，国际煤价格开始逐渐变得吸引力增强。但是价差效应能否有效的增加外煤进口量，从年内观察的结果来看是否定的，以往我国每年都要进口煤炭3亿至4亿吨，约占我国煤炭消费总量十分之一。
图6：国际煤价格趋势及进口量（万吨）
数据来源：钢联；华安期货投资咨询部
如果北煤南运，运费价格很高，东南沿海城市就会选择从印尼等国进口煤炭，通过海运降低运输成本。但是今年前三季度累计进口煤炭同比下降3.6%，一方面由于前期中澳关系出现紧张，澳煤停止通关影响了一定固定进口存量；一方面以印尼煤、蒙古煤为主的进口替代国自身陷入疫情反复的困扰，出口国产地受疫情干扰难以持续放量，更多的是供应自身需求。2020年，印尼煤炭产量为5.63亿吨，较2019年实际产量6.16亿吨减少5320万吨，同比下降8.6%。去年受到新冠肺炎疫情蔓延影响，煤炭市场需求大幅缩水、煤炭产量持续下降，但在20年底期间在中国进口印尼煤需求大增的强劲支撑下，仍带动印尼煤炭出口增加、煤价飙涨同时拉动煤炭产量增加。尽管全年产量仍低于2019年实际产量，但仍超过了印尼政府年初设定的5.5亿吨产量目标。
印尼政府设定2021年煤炭产量目标仍为5.5亿吨，出口目标为3.95亿吨，大部分将售往中国市场，同时确定将煤炭销往印尼国内的国内市场义务(DMO)目标定为1.55亿吨。这一目标设定在21年遇到一定波折，DMO更多的成为主要任务。截止21年10月份，印尼煤炭出口总量为3931.79万吨，较上年同期的3210.66万吨增长22.46%，较前一月的3626.04万吨增长8.43%。分出口目的地来看，10月份，印尼煤炭前五大出口目的地为中国、印度、菲律宾、马来西亚和日本，合计占当月印尼煤炭出口总量的83.2%，明显高于前一月的77.8%，出口目的地进一步集中。
截至10月，印尼向中国出口煤炭2049.7万吨，同比大增231.9%，环比增长30.15%，占当月印尼煤炭出口总量的53.7%，远高于9月份占比43.4%，创至少2014年1月份以来最高。
另外从价格趋势角度来看，21年内外煤和国内煤联动性加大，也呈现了倒V的走势。随着国内三季度后调控政策加码，国内供给保供增量加强后外煤价格也呈现出较为猛烈的下滑，预计四季度外煤进口先增后减，全年整体进口量或略有缩量，预计为2.9亿吨。未来进口平控政策预计仍将延续，进口量不会出现过度的增减。
港口库存同比偏低 年末到港量激增
截止到21年12月12日，北方港煤炭总库存为1327万吨，距离下半年峰值减少65万吨；其中秦皇岛港煤炭库存 487 万吨，秦皇岛煤炭库存有所下降，随着入冬渐深耗煤量增加，北港总库存年末也缓慢去库。
图7：港口吞吐量及预估到港量（万吨）
数据来源：钢联；华安期货投资咨询部
纵观全年库存情况，以北方四港库存为代表可以观察到21年全年港口库存呈现两头重中间轻的幅度变化，且对比过去5年整体偏低，仅大于2017年同期。从3-4月份开始，随着节后工业复工复产，工业需求逐步攀升，下游存在补库需求，北方港库存也进行了一波下降调整；后由于大秦线春季检修影响入港量，4-6月份港库库存再度累积；从6月份开始，迎峰度夏背景下补库存趋势明显，叠加彼时供应端正处于收缩紧缺的开端，整体北方港库存开始下滑，并且延续到10月份，整体低于5年平均水平，维持在1100万吨以下的低值区域，创出年内新低。
从10月份以后，随着强力的保供措施出台，可以观察到北方四港库存呈现较为猛烈的上升，同时对应的煤价迅速回落回到合理区间。11月份北方四港库存达到1500万吨以上，侧面体现出全面恢复供应的基本面，维持半年的供需错配也由此终结。从预估到港量数据来看也较为明显，国庆之后港口到港量激增，迅速由15万吨的低位上涨至40万吨附近。
图8：汽车运输价格（包府路-黄骅港）及北方四港库存
数据来源：钢联；华安期货投资咨询部
动力煤市场价格的波动，容易造成发货量的波动，从而影响运费价格的波动，往往市场向好的时候，中间商和下游抢货货值涨价，运力需求增加也涨价，导致需求地的产品存在叠加涨价的局面。有时运力不足运费涨价而需求不旺的情况下，就会倒逼主产区主动降价去迎合市场。其中汽运费是决定贸易利润的重要环节：贸易商的心态影响以及对市场及运价的预判，导致运价的波动；汽柴油价格的波动，导致运送汽柴油运力的波动，从而影响回程车的数量而影响动力煤运费价格的波动；贸易商运输资源的不对等，容易引起价格的波动；天气因素的变化也会影响运费价格的波动，尤其雾雪天气导致运输不畅，运费增加。进入冬季动力煤物流面临雾雪天气的影响比较大，后期看年底前内地运费易涨难跌。
2.3需求分析
电厂库存前期偏低 年底完成大额补库
同期对比于往年，21年沿海电厂库存整体处于较低位置，前期供应偏紧，叠加部分GDP大省限电停工导致需求跟进受阻。电厂补库受供应紧缩影响，需求端受到能耗双控影响，双低局面维持到前三季度，电厂库存长期在2500万吨以下浮动。
从10月份开始，保供政策的有力举措使得电厂可以顺畅的进行冬储。在逐步完成大额补库存之后，整体的沿海电厂库存也形成了从低位向上迅速提升的过程。截止12月电厂库存已经达到19年常规水平，恢复到3300万吨左右，有效的承担了寒冬保供下游需求的作用。
从发电量角度来看，跟国内经济复苏的周期存在较为强的关联性。中国在防疫方面的成就有目共睹且在2021年继续保持，因此没有收到疫情太多干扰，各产业恢复良好。21年上半年我国经济增长强劲，但从三季度末开始面临一些压力。
21年前三季度，我国全社会用电量同比增长12.9%（两年平均7.4%），带动全国发电量同比增长10.7%。受来云南等地枯水期拉长，影响水力发（水力发电量同比下降0.9%）影响，全国火力发电量同比大幅增长11.9%。与此同时供给端收缩，预计仅火电生产，就可以拉动煤炭消费增加约2.5亿吨，煤炭供应未能同步跟上需求增长。前三季度，全国煤炭生产29.3亿吨，同比仅增长3.7%，远低于火力发电量两位数的同比增速。
图9：全社会用电量当月值 图10：用电量分类同比
数据来源：wind；华安期货投资咨询部
从10月份开始，随着我国经济复苏潜在动力逐步走向减弱周期，加上冬季整体气温偏高供暖需求并未如期大幅提升。两大因素影响下11月下旬开始发电量已经不及去年同期，21年冬季同比需求截至目前观察是偏弱的：11月下旬火电日均发电量156.80千瓦时，水电日均发电量31.20亿千瓦时，清洁电力日均发电量为30.30亿千瓦时，火电2020年同期口径大约在接近180亿千瓦时。同时也注意到电厂日耗增长不及预期，印证了发电端与经济周期的关联性。
立足以煤为主基本国情 火电仍承担重要任务
中央经济工作会议12月8日至10日在北京举行。会议要求要正确认识和把握碳达峰碳中和，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，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。要狠抓绿色低碳技术攻关。要科学考核，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变，加快形成减污降碳的激励约束机制，防止简单层层分解。要确保能源供应，大企业特别是国有企业要带头保供稳价。要深入推动能源革命，加快建设能源强国。
中央经济会议历来是对未来一年经济生产等工作等定下重要基调的会议，同时本次会议上确立了我国在通往碳中和的途中要“立足煤炭”的发展方向。发展清洁能源，深入推动能源革命，加快建设能源强国是2022年中央经济重点之一，大力发展清洁能源是未来国民经济最重要的发展方向。会议特别提出“新增可再生能源不纳入能耗总量考核”，为2022年新能源发展大方向定调。
图11：火力、水力发电当月值（亿千瓦时）及累计同比
数据来源：WIND；华安期货投资咨询部
同时会议也强调要统筹全局发展，减碳行为不可过于激进，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，今年的运动式减碳主要发生在中下游，接近消费侧，对经济发展造成了一定程度的影响。
22年清洁能源装机量预计提升 需求由政策托底
图12：光伏电池产量
数据来源：WIND；华安期货投资咨询部
在经济下行压力加大的背景下，中央要求22年经济工作稳字当头、稳中求进，要求政策发力适当靠前，要求跨周期和逆周期宏观调控政策有机结合，这就意味着稳增长将多措并举。稳定宏观经济，保证财政支出强度，适度超前开展基础设施投资，对于第二产业来说是较大的支撑力度，发电量需求有政策端托底，工业和制造业用电需求仍存在结构性上升预期。
同时在清洁能源替代方面，由于上半年硅料价格过高，组件成本居高不下，21年光伏总装机量不及乐观预期，全年预计在55GW左右。随着硅料价格和组件在21年四季度逐步下降，光伏存在需求后移装机量增长的预期。消息面，21年12月风光大基地规模落地：第二批风光大基地与10月份公布的第一批大基地总量接近，均为100GW，此次项目要求单体在1GW及以上。也就意味着十四五期间风光大基地项目总量至少在200GW以上。整体来看，十四五期间风光大基地项目总规模至少是200GW，其中光伏在100-120GW左右，对应2022-2024年均30-40GW规模，从而国内光伏与风电中期需求确定性很高。在此背景下预计光伏装机将在2022年达到3.4亿千瓦，全年发电量达4000亿千瓦时；风电累计装机将在2022年达到4.5亿千瓦，全年发电量达8000亿千瓦时。
三、2022年展望
长协煤定价机制确定 合理供需关系再平衡
《2022年煤炭长期合同签订履约方案（征求意见稿）》发布，2022年煤炭长协定价基准价为700元/吨，定价方式延续“基准价+浮动价”，价格波动区间限定在550～850元/吨。若后市落地，，这将是2017年煤炭长协机制确立后，五年来基准价首次上调，相较于原基准价（535元/吨）上调幅度超过30%。
新的定价机制，体现了煤价政策压力的缓解，有助于市场情绪的恢复；另一方面，基准价对长期煤价中枢有重要的引导作用，基准价上调也有助于长期煤价中枢提升。
综合来看由中央经济会议确定的22年财政和货币政策双发力，保证财政支出强度，适度超前开展基础设施投资托底了经济稳定发展的需求；而目前恢复较为良好的供应端也不会再度陷入纠偏式减碳的桎梏中。2022年或是煤价向新的均衡价格再平衡的一年，在经历了2021年上半年需求大幅增长后，预计2022年工业用电及地产政策放松的效应对煤炭需求依然有支撑，行业或呈现供需双旺的格局，合理供需关系再平衡将是2022年的主题。
展望与策略：1、2022年煤炭供应端预计保持相对充足，纠偏式“减碳”难再现；
2、需求端存在托底，货币政策和财政政策双管齐下，稳定宏观经济，保证财政支出强度，适度超前开展基础设施投资，对于第二产业来说是较大的支撑力度；但22年预计以光伏为首的清洁能源将放量，对火电有一定替代效应；
3、进口煤平控或将延续，内外煤联动仍将继续；
4、新长协价落地决定下限，基准价上调也有助于长期煤价中枢提升。
建立在国内经济平稳过渡的政策背景下，预计2022年动力煤均价中枢抬升，供需再平衡的趋势下工业用电及基建政策的效应对煤炭需求依然有支撑，行业或呈现供需双旺的格局，但动力煤绝对空间仍相对有限。2022年动力煤市场均价或回落至750～900元/吨的水平。年内关注政策变动落实情况以及引起港口库存变化决定切入点，同样对下游需求反馈和主产地供应情况重点关注。
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