2021年以来，我国能源需求持续快速增长，1-10月实现发电量同比增长10%；其中火电增长更为明显，1-10月火电发电量同比增长11.3%。
（1）我国率先控制疫情背景下，内外需增长带来强大动力。海外疫情的持续发展导致海外企业开工率难以恢复，为国内出口制造业带来了大量市场需求，大幅提振了国内工业企业的生产积极性。1-10月累计出口金额同比增长22.5%。
（2）水电、风电等清洁电力出力不足，火电兜底负荷高增。2021年1-10月发电量中火电占比70.8%，而水电由于来水情况偏弱导致出力情况相对较差，占比15.2%，低于往年同期17%，且水电发电量同比下滑2.3%。而风电、光伏等新能源发电量增速较快，但基数相对较低，2021年1-10月占比分别为6.7%、2.3%，并未对火电形成有效替代。
2021年1-10月全国原煤产量33亿吨，同比增长4%，增速远低于同期11.3%的火电发电量增速。
（1）产能释放受到制约，供给弹性收紧。2021年以来，受内蒙古涉煤反腐“倒查20年”，安监、环保力度增大以及超能力生产入刑等因素影响，大量表外煤炭产能被压缩，产地煤矿均严格按照核定产能安排生产，存量产能释放受到明显制约。5月起安检力度加大，“七一” 党庆前后大范围限产，均阶段性地加剧了供给收紧。
（2）进口调控效力弱化，进口动力煤未见较大增量。澳洲动力煤进口量占比在动力煤进口量中占比达19%，被禁后形成较大缺口；以印尼为主的动力煤进口国持续受到极端天气及疫情反复的扰动，进口量表现不稳定；国际煤价持续攀升，进口煤在价格方面不具优势。
2021年以来沿海六大电厂日均耗煤明显高于往年同期，而由于供给端未能与需求增长相匹配，导致全社会库存持续去化。截至9月末，沿海六大电厂存煤仅约1000万吨，远低于2020年同期1500万吨的存煤水平，处于历史低位。港口方面，北港煤炭库存大部分时间低于500万吨的安全存煤标准，且低于往年同期水平。一方面，终端电厂低库存压力下补库需求较强；另一方面，中游港口低库存加剧了港口市场价格的上涨。
（1）进口持续偏紧，澳煤缺口难以弥补。自2020年10月以来澳煤禁运持续。2021年5月发改委声明无限期暂停澳煤进口。而蒙古国炼焦煤通关频受本国疫情扰动。国内炼焦煤进口规模明显收紧。2021年1-9月累计进口炼焦煤同比下降41.1%。
（2）矿难频发安全形势严峻，产能释放频受扰动。5月以来，各地煤矿事故频发，安全生产形势严峻，安检力度持续加大，6~7月党庆时期煤矿大范围停产。9月，位于山西省乡宁县焦煤主产地的王家岭煤矿再度发生煤矿事故，致1人死亡，引发区域性停产。相较于埋藏较浅、开采规模较大的动力煤，炼焦煤矿安全风险更高，因此安检高压对炼焦煤供给收紧的影响更大。2021年6~9月全国炼焦煤单月产量均显著低于2020年同期，未能对进口煤缺口形成补充，进一步加剧了焦煤供给紧张。
2021年上半年来看，焦煤下游钢铁需求表现十分强劲，2021H1粗钢产量同比增长11.8%，焦炭产量同比增长4.1%，且下游焦钢企开工率均保持在相对高位。进入下半年以来，下游需求受到一定压制，主要因素在于钢铁产量平控以及焦化环保限产的政策压力。1-10月粗钢累计产量8.77亿吨，同比增速已回落至-0.7%，焦炭累计产量3.94亿吨，同比增速回落至0.1%，基本持平。四季度下游焦钢生产或在平控政策以及环保发力的背景下限产力度加大，累计焦钢产量增速或将进一步回落。
保供稳价取得阶段性成效
保供方面，伴随增产增供措施不断落地见效，产地端煤炭产能得到快速释放。10月单月煤炭产量3.57亿吨，同比增长4%，环比增长6.9%，创下历史单月产量新高。根据国家发改委数据，截至11月10日，全国煤炭日产量提升至1205万吨，突破1200万吨预期值，电厂存煤达到1.23亿吨，可用天数超过21天。北港存煤达到2400万吨，其中秦皇岛港存煤565万吨，累库效果明显。价格方面，10月至今，动力煤港口现货价格由2500元/吨以上高点快速回落至1100元/吨水平，晋陕蒙产地动力煤坑口价基本限制在1000元/吨以下。总体来看，动力煤紧供给逐渐缓解，煤价在基本面与政策限价压力下合理回归。
短期展望2021Q4与2022Q1：供需双强，基本面边际宽松但不改紧供给底色
需求方面，受拉尼娜现象影响，今冬再迎冷冬，多地提前进入供暖季，耗煤需求即将迎来快速攀升。类比来看，2020年末~2021年初冬季同受拉尼娜现象影响，动力煤在电力行业消费量在2020年10月至2021年1月期间大幅增长，2020年12月单月动力煤消费量相较于同年10月增长6915万吨，增幅达42.7%。
同时根据国家电网消息，全国性限电已基本结束，除部分高耗能产业外，工业用电需求恢复，终端补库需求或在整个旺季中持续强势；供给方面，伴随产能核增推进落实，产地将于11-12月加速释放增量，根据预测，四季度通过产能核增释放的增量或可达5500万吨，其中2021年10月单月产量达3.57亿吨，同环比增量均在2000万吨以上，预计2021年11月至2022年1月或将延续增量趋势，叠加终端电厂100%长协覆盖使供需双方有效衔接，迎峰度冬期间煤炭供应将获得较大补充，紧供给边际获得缓解。总体来看，考虑到迎峰度冬旺季需求有望高增，短期内动力煤基本面或仍以紧供给为主，当前动力煤煤价下行因素中政策压力占比较大，整体供给偏紧格局仍可在政策限制范围内支撑煤价高位，后期仍需关注增产进展及政策变动。
供给方面：长期增量有限
（1）展望未来2~3年，新建产能补充有限。2020年以来，政策对于新增煤矿项目持谨慎态度，新批建煤矿项目大幅减少，2021年1~11月批建产能仅1920万吨。2020年以来新批产能中54%位于新疆，对主要煤炭市场供给影响较小。同时双碳背景下煤企投建新矿井的意愿减弱，行业资本开支增速明显放缓。
（2）产能核增潜力或已最大限度挖掘，未来增量空间有限。2021年内保供阶段共计批准153处煤矿产能核增，合计增加产能约2.2亿吨。考虑到政策的延续性，该部分核增产能或将在未来持续释放产量。但考虑到本轮核增属于特殊时期特事特办，且监管从安全生产角度对扩能仍持有谨慎态度，未来可继续开展核增的空间或有限。同时，未来进一步核增将需要较长的准备建设期才能释放产能。
需求方面：仍有增长空间
（1）电力需求：二产仍具韧性，三产有望接力增长。尽管当前预期来看，国内经济在疫情后期的高增速或将放缓，但外需仍具有韧性，二产能源消费或将平稳增长。另一方面，第三产业电力需求增长表现十分亮眼，新能源汽车渗透率提升及5G基站发展贡献电力需求增长。
（2）火电需求或将平稳增长。伴随着经济发展及能源需求增长，煤炭作为支柱及兜底能源，或仍将在“十四五”期间平稳增长。2022年预期来看，在水电及新能源机组装机提升以及出力恢复稳定的假设预期下，火电增速或放缓。从发电机组来看，火电装机容量仍在提升，在各类发电设备中增量居前。综合而言，新能源装机增长及出力表现提升对于火电的替代作用仍需要较长期的渐进过程。
2022年动力煤价中枢或略有上移。自2021年10月以来，政策依据《价格法》执行的限价力度成为煤价主要决定因素之一。经过近一个月的限价政策频繁出台，当前动力煤限价标准已基本稳定，坑口价根据产地不同执行900或1000元/吨的限价标准，据此推测港口价上限或在1200元/吨左右。我们预计2022年动力煤供需基本面表现为紧平衡，煤价中枢或略有上移，或再难回归往年黄色区间上限600元以下水平。预计港口价或在1200元以内偏高位震荡运行。（报告来源：未来智库）
长协全覆盖仍将延续，年度长协价格或面临回调。2022年将继续执行电厂用煤100%长协覆盖，2021年11月最新年度长协价格为754元/吨，已是历史最高价格。后期判断，长协价格将面临回调，或再难突破当前高点。根据当前限价趋势，测算得未来年度长协价天花板或约726元/吨。
动力煤保供对炼焦煤供给双向影响，短期增量释放有限。一方面，动力煤保供力度加大的背景下，焦煤企业也同样开足马力生产，产量释放将趋于稳定。而另一方面，保供也促使部分配焦煤原煤直接用于动力煤保供，致使炼焦煤供给收紧；同时，焦煤运力受到挤占。另外，焦煤产能基本不存在产能核增。
山东去产能加剧焦煤产能收紧。2021年4月山东省印发文件计划淘汰煤炭产能3400万吨，主要为炼焦煤矿，经测算预计影响产量约2.4%。预计2022年限产力度将会延续。
澳煤禁运仍将持续，进口焦煤缺口较难弥补。澳煤禁运短期内未能见宽松迹象，蒙煤进口通关不稳定。2021年1-9月炼焦煤进口量同比下降41.1%。当前进口端未见好转迹象，预计该缺口仍将持续存在，是未来炼焦煤供给紧缩的主要因素。
2021Q4及2022年粗钢产量平控政策延续，炼焦煤终端需求增长受到压制。2021年9月京津冀开展错峰限产，将在2021Q4-2022Q1期间持续落实。2022Q1北京冬奥会的举办也将对钢铁生产带来限制。预计2021年全年粗钢产量将同比下滑，2022年在总产量同比持平预期下年内产量或呈前低后高趋势。短期内炼焦煤需求或将承压，但2022年全年总体需求或仍有望持平。
从库存角度来看，需求面支撑仍有韧性。当前下游焦钢厂焦煤库存均处于低位，对焦煤的补库刚需仍然存在。
十三五”期间去产能深化，焦化行业供给格局优化。按照2016年提出的《焦化行业“十三五”发展规划纲要》和2018年提出的《打赢蓝天保卫战三年行动》，十三五期间焦化行业产能淘汰升级。多地政府出台相应政策，推进焦化环保改造规划任务按期完成。各主产地省份均加大了去产能力度，压减产能目标也更加细化。总体来看，炉龄较长、炉况较差，产能规模小，炭化室高度4.3米及以下的小型焦炉是去产能的重点所在。2020年内，山西、山东、河南、河北等省份相继出台文件对2020年去产能目标提出具体要求，均加大力度淘汰落后焦化产能。
根据数据，“十三五”期间焦化行业合计去产能1.28亿吨，其中2020年作为供给侧改革的收关之年，实现去产能6522万吨，焦化行业供给格局实现优化，优质产能集中度提升。根据中国炼焦行业协会发布的《焦化行业“十四五”发展规划纲要》，截至“十三五”末，我国共有焦化企业500余家，共有常规焦炉产能5.5亿吨（不包含兰炭及热回收焦炉产能），其中碳化室高度大于5.5米产能占比达到70%以上。2020年全年焦炭产量为4.71万吨，据此测算，2020年焦化行业产能利用率约85%。
2021年下半年焦炭供给受到明显制约，基本面供需双弱。2021年下半年粗钢产量平控力度加大，压制焦炭需求；焦企原材料采购困难以及部分亏损停产；环保限产力度加大。焦企开工率大幅下滑，叠加下游冶金需求走弱，焦炭供需双弱。
短期来看，焦炭供给仍将偏弱。国内焦炭产能主要集中在华北地区，2021Q4-2022Q1期间将持续受到秋冬季环保限产、北京冬奥会等政策性限产影响，叠加下游需求偏弱，且焦化环节利润低位，焦企生产积极性不强，预计短期内焦化开工率仍将维持低位。
焦价主要受成本支撑，煤价下跌或利好焦企利润改善。2021年三季度在上游炼焦煤价格大涨的支撑下，焦价强势上探。但并未能缓解焦企利润收缩，部分焦化企业已基本处于盈亏平衡或已经亏损。进入11月后，焦煤价格高位大幅回调，煤焦价差趋势得到改善。预计短期内伴随焦煤价格回落，焦企成本压力减小，利润情况有望得到改善。
双碳纲领性文件发布，十五五煤炭消费减少写入主要目标。2021年10月，《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》、《2030年前碳达峰行动方案》两份纲领文件发布。根据《行动方案》，2030年前碳达峰阶段将加快煤炭减量步伐，十四五时期严格合理控制煤炭消费增长，十五五时期逐步减少。
煤炭需求或于2025年触顶，短期内能源支柱地位不会动摇。基于《行动方案》的政策目标，我们认为煤炭消费量或将呈先增后降趋势：短期内煤炭作为能源支柱仍有增长，但增速或持续放缓，预计于2025年前后触及需求天花板，经测算峰值煤炭消费量或约29.4亿吨标准煤，相较于2020年复合年均增速约0.8%。
中期维度内（5-10年）紧供给或将持续，煤炭行业无需悲观。结合前文对于未来煤炭产能供给的展望，我们认为在新增产能及存量挖潜空间有限的背景下，煤炭供给有望先于需求达峰。而在2025年-2030年期间煤炭消费下滑初期，由于需求减量幅度或有限，整体消费体量犹在，基本面或仍将表现为紧平衡。在不考虑进一步煤炭限价政策的预期下，煤价中枢将获得重塑，有望在偏高位达到平衡，利好煤企业绩的稳定释放。
龙头煤企中短期受益煤价重塑，长期具备防御优势
中短期内，在2030年之前，煤价或维持强势，作为供给端的主要存量，龙头煤企的定价能力将得到提升，有望在优势煤价作用下获益。长期来看，在2030年碳达峰之后，需求端的加速收缩将会对煤价形成打压，势必会引起煤炭行业的竞争与变革。在这个阶段，龙头煤企通过资源禀赋，优质的开采条件，规模效应，以及高度机械化、智能化、信息化装备，所打造出的低成本优势将更能对冲煤价下行所带来的影响，从而保障盈利能力的稳定性和持续性。同时，在煤价受益期内龙头煤企现金流状况将明显改善，更有利于在需求达峰下滑之前提前布局非煤转型，开辟新的增长曲线。
