一、供给端变动加剧

（一）双碳政策影响，产能增速放缓

自2020年下半年以来，“碳达峰”、“碳中和”被提高到国家级战略而引人注目，中央经济工作会部署八项重点任务，其中就包括做好碳达峰、碳中和工作；2021年两会，更是被首次写入政府工作报告；而后在中央财经委员会工作会议中提出要把碳达峰、碳中和纳入生态文明建设整体布局，如期实现2030年前碳达峰、2060年前碳中和的目标。这一战略的目标就是2030年二氧化碳排放量达到峰值，之后逐步降低，到2060年前通过植树造林、节能减排等措施，抵消碳排放，实现收放平衡。

通过CEADs中国碳核算数据库数据来看，煤炭占据了中国碳排放能源行业结构的70.5%，这说明对于中国来说，碳元素的来源主要是煤炭，而对碳排放的控制实际上就是对中国能源行业进行一次整体的调整，从高耗能型向清洁高效转型。能源结构的调整以及碳排放的控制实际上已经被很早提及，尤其是清洁发电装机的快速推进，为尽快实现碳达峰、降低碳排放总量峰值起到了基础作用。因此我们可以看到，可能在2030年前，中国碳排放的拐点就会到来，这也意味着煤炭消费需求总量的拐点也会提前到来。

从市场的角度来讲，工业产能的扩张在长期利润引导下得以实现，而如果未来市场面临大幅削减的情况，短期的利润优势便不足以诱发产能的投放，对于煤炭行业来说，正是如此。国内煤炭产能的投放周期一般在3-5年以上，这意味着在当前的利润引导下如果进行资本开支的增加，新产能的成型释放已经到2025年之后，而届时煤炭消费峰值可能已经临近拐点，因此本轮的商品通胀带动的利润增长很难引发对新煤矿开发的大量资本开支，煤炭核定生产产能的峰值可能已经临近，双碳政策在实际影响下游结构前已经提前影响到供应端。

图表1：碳排放能源来源结构（单位：%）

资料来源：Wind CEADs 中信期货研究部

图表2：煤炭有效生产产能（单位：亿吨）

资料来源：Wind CCTD 中信期货研究部

（二）坑口行业整顿，增量不容乐观

据国家统计局数据，2021年1-5月份，全国原煤累计产量16.2亿吨，同比2020年大幅增长8.8%，同比增加1.5亿吨。从分地区煤炭产量来看，晋陕蒙地区原煤生产11.7亿吨，同比2020年大幅增长13%，同比增加1.4亿吨，集中度提高到72.4%，主产区的地位更加牢固。2021年上半年煤炭生产数据增长极其明显，其原因是2021年中国后疫情时期经济复苏强劲，而欧美经济体消费端与生产端出现错位，导致对中国产品的贸易需求量大增，从而带动火电增量和燃煤消费量大幅超出市场预期，社会库存大幅去化。

前文我们提到“碳中和、碳达峰”的战略对主产地的主要影响，煤炭工业协会的在年度报告中提出到2025年国内产量稳定在41亿吨以内，这意味着国内产出同比2020年的增量稳定在2亿吨以内，而作为“十四五规划”第一年的2021年大概率更要将增量控制在2亿吨以内，甚至增量可能更低，如此方可保证到2025年的整体产量水平。但我们通过已有数据可以看到，因为旺季的保供政策，导致国内产量同比增加量已经达到1.5亿吨，这意味着未来只有维持基本持平甚至降产量才能完成这一任务。

2020年以来，影响主产地生产的另一个重大问题可能就是能源反腐，在两会期间，总书记参加内蒙古代表团审议会，特别提到“煤炭领域”反腐败永远在路上，为20年以来“倒查20年”的反腐败举措作出重要点评。众所周知，近年以来，晋陕蒙地区能源反腐不断强化，各种类似于超产、黑煤等非法问题得到整顿，而且力度在不断加大，由此可见，主产地的能源行业整顿可能呈现常态化的特点，加之双碳政策的环保要求，主产地的生产很难回到前几年那种无序化的超产横行的状态。

图表3：晋陕蒙煤炭生产集中度（单位：%）

资料来源：Wind CCTD 中信期货研究部

图表4：全国煤炭产量（单位：万吨）

资料来源：Wind CCTD 中信期货研究部

（三）进口管控严格，总量通关受限

关乎供给端的另外一个重要节点就是进口，2019年总体进口量较2018年继续增加，但基本维持在平控的状态，尤其是2019年11月之后的大幅收紧，使得12月份进口通关量大幅缩减到277万吨左右，不过这也导致了2020年1月份的集中通关，使得1月进口量可能超过4500万吨之高。这一情况基本与2019年初的问题类似，尽管前一年度维持了总量控制的指标要求，但下一年的年初进口平均回去后，进口量依旧较大，这种周而复始的操作也使得国内用煤企业可以借用时间差来透支进口额度，保持优势价格煤源的供应稳定。

但随着国内产能逐步增加，内产供应量逐步增大，原来起到补充作用的进口煤炭继续放量通关，将对国内市场产生巨大的冲击，尤其是在国际公共危机影响之下，不利于国内就业的稳定。因此，我们看到从2020年5月份开始，进口量大幅减少，原有的通关政策均有所收紧。

通过2020年的进口通关政策可以看到，2021年进口煤“寅吃卯粮”、总量放量的通关政策可能性大幅下降，转而可能是延续2018年定下的总量控制、全年季节性规律均匀分布的特点，这样尽管导致2020年冬季的供应出现阶段性短缺，但可以保证2021年的海运煤补充有效稳定，从而达到保供稳价的作用。通过上半年的数据我们可以看到，能源保供应并没有通过大幅增加进口的方式，1-5月份进口1.11亿吨的数据基本回到了2017年时的水平，那么接下来的下半年，同样很难出现放量的可能。

另外一个问题可能就是分国别进口结构的变化导致进口煤源的结构分化，由于澳洲煤通关数量的大幅减少，导致沿海优质动力煤货源减量明显，可供工业企业直接使用的优质燃料煤供应数量下降，转而只能增加采购国内生产的优质动力煤，从而导致沿海可供交割资源相对整体情况而言会更加稀缺，从而进一步加剧市场的矛盾与分化。

图表5：全国煤炭进口量（单位：万吨）

资料来源：Wind CCTD 中信期货研究部

图表6：煤炭进口分国别结构

资料来源：Wind CCTD 中信期货研究部

二、消费端稳定回升

（一）能源结构调整，清洁装机增加

实现“碳达峰、碳中和”战略目标的首要任务就是节能减排，根据中国碳排放数据库的数据显示，当前碳排放量占比最大的部门是热电燃料部门，占比达到近45%，而火力发电又是目前社会发电的主力承担部门，火力发电占全社会发电的70%，煤电装机量更是达到49%的比例。因此为实现这一目标，中国2060年前碳中和研究报告》提出到2060年前煤电装机全部退出，而以中国的目前的自然禀赋与技术发展现状来看，能够实现取代煤电装机的就是大面积铺设光伏装机与风电装机。

根据国家统计局数据来看，我国目前煤电机组装机量大约11亿千瓦，风电与光伏装机量在5.5亿千瓦，数量上基本达到煤电机组的一半，清洁发电装机增速一直保持较高的水平。但关乎发电总量的影响因素中，有一个自然禀赋决定的不可抗要素，那就是风电与光伏的综合可利用小时数不足煤电的三分之一，因此只有总机组达到煤电机组的3倍以上，才能实现完全替代。而按照目前的发电机组建设规划来看，2030年之前，风电机组与光伏机组总量就可与煤电机组装机量持平，随着建设进度的加快以及煤电机组的陆续退出，我们测算到2050年就可以基本实现煤电机组的完全替代。

图表7：碳排放行业结构（单位：%）

资料来源：Wind CEADs 中信期货研究部

图表8：发电装机结构（单位：%）

资料来源：Wind CCTD 中信期货研究部

图表9：“十四五”期间光伏装机量（单位：GW）

资料来源：Wind CCTD 中信期货研究部

图表10：全口径发电效率（单位：小时）

资料来源：Wind CCTD 中信期货研究部

（二）经济复苏背景，用电稳步增长

根据国家统计局数据，2020年1-4月份，全社会用电量约2.56万亿千瓦时，同比2020年增长19.1%，增量达4300亿千瓦时；同比2019年增长14.6%，增量3200亿千瓦时。分结构来看，各分项基本都是同比2020年大幅增长，同比2019年增幅也非常明显，经济复苏的拉动效应与补偿效应仍在延续。

作为煤炭消费第一大终端，电力数据在2020年初的疫情影响之下降幅明显，在2020年8月份之前，用电数据持续处于负增长状态，而随着国内经济的逐步恢复，制造业及进出口贸易逐步好转，第二产业用电快速增长，到2020年10月份二产用电增速达到7.7%的高速，完全修复了二产用电在上半年的缺口。而随着疫苗的不断研发推进，以及欧美经济刺激政策的落地，各大经济体开始逐步恢复，市场拉动效应仍在延续，1-6月份中国制造业采购经理指数（PMI）均在荣枯线以上，即便是2月份春节假期效应也没有抵消制造业扩张的进度，因此带动第二产业用电量达到1.7万亿千瓦时，同比增长23%。

另外，随着城市化程度与居民生活水平的提高，城乡居民用电继续维持快速增长的态势，1-4月份居民用电3850亿千瓦时，同比增长3%。由此可见，居民用电的季节性因素依旧存有韧性，尤其是近几年以来，家用空调的销量一直保持较高的增速，且每百户空调保有量每年保持3%-5%的增速，民用电高需求几乎存在刚需的韧性增长。

但同时我们也要看到，去年下半年之后，中国经济复苏迅猛，单月用电量同比前几年都是大幅增长，21年上半年的高基数若环比20年四季度实际负值，也就意味着21年下半年的用电量同比的基数要比之前任何一年都要高得多，在欧美及其他经济体逐渐从疫情走出来之后，中国要继续维持如此高的增速难度相对较大，因此上半年的高基数不能线性推导认为下半年增速也很高，但综合来看，全年用电增速仍能够维持6%以上的增速。

图表11：全社会用电量（单位：亿千瓦时）

资料来源：Wind CCTD 中信期货研究部

图表12：第二产业用电量（单位：亿千瓦时）

资料来源：Wind CCTD 中信期货研究部

（三）工业基数稳定，燃煤仍有增长

随着全球各经济体的保障政策有效推行，国际国内经济不断向好发展，中国第二产业与第三产业用电在上半年维持相对比较高的增量，从而带动总发电量的恢复性增长。另外上半年有一个明显的特点，就是清洁能源尤其是水电处于淡季，对火电的挤出效应相对较低，从而导致火电增速超过全口径增速达到16%。从增量绝对值数据来看，新增发电量4450亿千瓦时，火力发电增量就达到3400亿千瓦时，增量结构中占比达到76%。

而随着居民用电在全社会用电量的占比逐渐增大，居民生活影响因素对于发电燃煤的影响尤为关键，在冬季和夏季两个用电高峰，发电用电量季节性与煤炭消耗的季节性都特别明显。因此我们可以看到，下半年工业拉动效应仍会明显，刚性需求强劲，同时由于两个旺季因素的影响，终端电力消费基数仍然会较高。

在火力发电增量大幅扩张的同时，带来的也是电煤消费量以及动力煤整体消费量的大幅增长，1-5月份电煤累计消费量超过9.1亿吨，同比2020年增加超过1.3亿吨，比2019年也增加将近1.3亿吨。另外由于制造业的开工率增加，工业燃煤消耗量也水涨船高，火电燃煤消耗叠加全社会其他行业直接燃料用煤量，动力煤全部消费量同比2020年增加近2亿吨，消费总量突破15亿吨，从而带动全年动力煤消费量有望达到37亿吨，同比增速达到7%。

图表13：全口径发电量（单位：亿千瓦时）

资料来源：Wind CCTD 中信期货研究部

图表14：动力煤消费量（单位：万吨）

资料来源：Wind CCTD 中信期货研究部

三、库存端继续去化

通过前文的分析，我们可以看到供需环境由2020年时期的宽松向紧平衡转化是当前现货市场的主要特征，其直接导致的结果就是终端库存的累积缓慢以及社会库存的逐渐去化，鉴于坑口环保措施的要求，产地很难进行堆存，那么我们的观察点就是中转港口与终端电厂的库存。

鉴于2021年煤炭市场主要矛盾点在于供给端的多方面收紧，因此对于各环节的库存变化，我们按照自上而下的方式进行分析。首先是国内产量的下降以及进口通关政策的持续收紧，导致中转港口可流通货物调入量持续低位，港口库存将得以在上半年不断消耗，原有高基数库存下降到历年均值水平，库存压力大幅缓解，转而可能成为强力的市场支撑。而由于港口库存量与可流通货源量的下降，导致应对终端采购略显乏力，下游高发运量难以持续，市场价格继续走高。另外二港库存的持续低位同样是个隐患，曾经为规避风险而选择主动低库存的二港贸易商可能会进入库存屯储的序列，从而进一步加剧北港库存的紧张，推升市场情绪。

但是煤炭价格绝对高位的持续存在对于终端采购的积极性是一个很大的压制，市场成交活跃度在经历5月份的短暂爆发后被明显管制，供需环境的紧张与政策管控的交叉影响导致电厂采购效率下降，对库存总量与可用天数的低基数容忍度提升，从而造成市场流通环节的交易情绪低迷。而随着迎峰度夏的到来，燃煤量季节性提升，终端库存的超低基数导致被动采购提升，库存下降速度虽慢但进程持续，从而对市场的支撑驱动增强。

图表15：动力煤社会库存（单位：万吨）

资料来源：Wind CCTD 中信期货研究部

图表16：环渤海港口库存（单位：万吨）

资料来源：Wind CCTD 中信期货研究部

四、总结与展望：供需环境紧张，市场高位震荡

上半年市场总结：回顾上半年的市场，一季度由于强劲的保供应与春节假期阶段性的消费淡季之间的错配，导致节后市场情绪受到压制，直到价格跌破长协后企稳回升。此时一度被压制的需求得以快速释放，推升市场回归正常，因此一季度的反弹属于修复性上涨。二季度工商业市场完全恢复，但欧美经济体由于疫情影响，消费端与生产端恢复进度无法达到同步，对中国的需求增长较快，拉动工业制造超预期增长，叠加拜登刺激法案的推波助澜，大宗商品进入快速涨价阶段，从而引发“5.19”国常会后的强力干预。

下半年市场展望：海外经济体在疫情影响下就业恢复仍旧不及预期，美联储对收紧的决心无法有效兑现，流动性宽松局面可能继续维持；而海外就业的低迷继续导致对中国需求的维持，工业制造的韧性仍然存在。能源消耗高基数与双碳政策对产能扩张的压制相互影响，煤炭市场供需环境持续紧张，市场支撑动能依旧较强。但值得提醒的是，煤炭作为大宗资源品，在实体经济中起到最为基础的作用，因此对于该品种国家会持续严格的政策监控，政策顶可能已经出现。

风险提示：

7月份产区保供超预期：从产能角度而言，国内核定产能仍旧具备应对市场需求的能力，如果保供应政策再次出台，则主产地可能再次超能力扩大生产。

国际经济恢复不及预期：2021年随着疫苗的研发推进，国际主旋律逐渐扭转为经济恢复，但仍旧存在疫苗效果与防控不及预期，经济难以有效恢复的可能。