一、供给端逐渐增加

（一）保供政策加码，产能释放加速

我国的煤炭行业投资规模在“十二五”期间持续加速，产能不断扩张，至2015年底全国煤炭总产能达到57亿吨，产能过剩状况愈演愈烈。为应对煤炭行业产能严重过剩问题，2016年2月1日《国务院关于化解煤炭行业过剩产能实现脱困发展意见》发布，煤炭行业去产能工作全面展开。随着“十三五”期间各地区的不断努力，全国煤炭行业在5年内退出淘汰过剩及落后产能9.6亿吨 ，并置换释放优质产能近3亿吨。根据能源局公布数据，截止到2018年底，全国煤炭行业有效生产产能35.3亿吨 ，在建煤矿产能10.4亿吨；而根据我们的推算，截止到2020年底，全国煤炭总产能约49.9亿吨，其中在产煤矿有效产能约38.5亿吨，在建煤矿建设产能约6.5亿吨。

煤炭行业大幅去产能的时代基本告一段落，未来的产能将逐渐进入相对稳定的时期。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，预计到2025年，煤炭行业总产能有望下降到47亿吨；而在小型煤矿不断退出的同时，中大型优质在产煤矿也会通过产能置换的方式不断核增有效产能，从而带动有效生产产能增加，预计到2025年，全国煤矿有效在产产能达到43.5亿吨左右。

因此我们可以看到，中国煤炭有效产能的释放仍有空间，随着21年市场供需严重错配导致的煤价上涨影响日趋严重，保供应政策也在不断推出，产能承诺兑现制及煤矿产能核增不断审批，有效生产产能将逐渐增加。从而使得四季度到年底，有望再次投放超过近2亿吨产能，预计到2021年底煤炭有效生产产能同比增加超过3亿吨，总生产产能超过41.5亿。

（二）有效产能增加，生产逐渐充足

据国家统计局数据，2021年1-10月份，全国原煤累计产量33亿吨，同比2020年大幅增长4%，同比增加1.7亿吨。从分地区煤炭产量来看，晋陕蒙地区原煤生产集中度提高到72.4%，主产区的地位更加牢固。2021年前期煤炭生产数据增长明显，其原因是2020年中国后疫情时期经济复苏强劲，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。

2020年以来，影响主产地生产的一个重大问题可能就是能源反腐，在21年两会期间，习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。近年以来，晋陕蒙地区各种类似于超产、黑煤等非法问题得到整顿，而且力度在不断加大。主产地的行业整顿不断加码，加之双碳政策的环保要求，主产地的煤炭生产受到较大程度的干扰，尤其是7月份百年大庆期间，煤矿安全生产督察严格，产能释放进度暂缓，国内原煤产量大幅下降到不足3.15亿吨，远低于正常的淡季时期的水平，属于异常情况，在能源需求远超预期的阶段，造成了市场缺口的快速扩大。

动力煤作为中国主要能源品种，煤价的大幅暴涨，严重挤压了下游各个行业的利润，尤其是多年未曾调整的电价也在严重亏损下被迫调整浮动比例，由此进一步加剧了下游工商业的成本开支，能源危机呼之即出，调控手段自然不断加码。7月份中下旬开始，政策端的不断发力，煤矿生产开始逐步恢复正常，供应量提升，尤其是发改委与能源局推动煤矿建设产能加速投放以及核增产能实行产能承诺兑现制，产能核增不断审批。按照我们调研了解的情况，生产供应量或者说供应增量主要来自三个部分，原有产能的稳定生产、永久性核增产能的释放、保供期临时产能额度的使用。尤其需要注意的一个问题就是临时核增产能虽然原则上要求是年化数量、有效期仅在四季度的三个月，但实际产量惊人，因为部分煤矿是拿加总的总产能额度来进行生产，即煤矿全年产量就等于原有核定产能＋临时核增产能，四季度的月均产量远高于全年月均产量。 

但长期来看，我们确实要看到中国煤矿有效产能存量已经接近总产能，边际增量的空间已经有限，继续大幅扩张的可能性降低。2023年之后，随着煤炭需求逐渐达峰回落，对供应构成的压力也逐渐减轻，煤炭行业原先的中小产能退出政策可能继续推行，目前我国90万吨以下的中小型在产煤矿产能超过5亿吨，其中一部分储量丰富、技术先进的可以通过核增的方式进一步扩大到100万吨以上，但大部分仍旧会进入退出置换的行列。我们预计2022-2025年我国的动力煤供给将从37.2亿吨下降到36.4亿吨，供需状况基本维持在紧平衡的区间。

（三）进口通关管控，总量补充平稳

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。通过前期的数据我们可以看到，1-10月份进口煤炭总量2.57亿吨，且在旺季保供推动下季节性增长明显。

二、消费端相对平稳

（一）工业制造复苏，社会用电平稳

根据国家统计局数据，2021年1-10月份，全社会用电量约6.83万亿千瓦时，同比增加12.2%，增量近14000亿千瓦时；同比2019年增长15.2%，增量近9000亿千瓦时。分结构来看，三次产业用电量均保持高速增长，同比2019年增幅也非常明显，制造业中高技术及装备制造业增速领先，疫情后经济复苏的拉动效应与补偿效应仍存韧性。

电力行业占动力煤消费需求约60%，2021年上半年，疫情后国内经济复苏延续，叠加各经济体经济复苏的错配，拉动中国出口同比高位且保持韧性，工业和制造业高速增长，用电需求结构性上升。从7月开始，年初PMI出口新订单拐点下降效应显现，同时“双碳”政策总路径下，工业制造业生产超预期压减，电力消费稳中回落，根据国家统计局数据，四大高耗能行业从9月起当月用电同比连续两月负增长，经济复苏的拉动效应与补偿效应将逐渐削弱。

鉴于2021年上半年用电量高基数，10月用电量仍维持5%以上的增速韧性，今年年末用电量将呈现历史同期仍处高位，预计2021年全年用电量同比增速约8%-10%。2022年出口的变化对用电量增长至关重要，当前我国经济增速主要是出口量的贡献，可见海外对国内产品需求的韧性仍存，但随着全球复工复产推进，明年出口对电力消费的红利将有所回落。综合来看，2022年消费有所恢复、用电量增速仍存韧性，但“双碳”政策将持续影响高耗能行业的生产，我们预计 2022年全年用电量同比增速约3%-5%左右。

（二）清洁装机增加，需求结构存变

减碳降碳是贯彻 “十四五”规划和2035年远景目标纲要的重要手段，根据中国碳排放数据库显示，热电燃料部门是我国碳排放最大的行业，占比约45%，同时按照能源供应角度，煤炭排放占比约70%。结合煤炭最主要下游电力行业和资源禀赋现状分析，通过发展光电和风电，大面积铺设光伏装机与风电装机，是促进经济社会发展全面绿色转型的有效途径。

根据国家统计局数据，截至2021年9月，全国风电、光电累计装机5.8亿千瓦时，CAGR=23.09%（2014年9月至2021年9月），清洁发电装机增速一直保持较高的水平，且数量基本达到煤电机组的一半。但由于风电与光电的综合可利用小时数不足煤电的三分之一，2020年风、光发电量仅占全社会发电量10%左右，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。根据能源局规划，2025年全国风电、光电发电量占全社会发电量的比重达到16.5%左右的预期，叠加目前的发电机组建设规划，我们预计中性条件下光伏装机将在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）宏观经济平稳，能耗小幅增加

随着全球各经济体的保障政策有效推行，经济刺激对短期消费需求的抬升一定程度上牵引了总供给增量，同时疫情带来的就业下降和停工对总产出的牵制也随着全球疫情缓解逐渐改善，总供给增量的背后是三次产业生产总值均维持历史相对高位，进而带动总发电量的恢复性增长。同时，今年清洁能源尤其是水电相对低迷，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11%。从增量绝对值数据来看，新增发电量6880亿千瓦时，其中火力发电增量5220亿千瓦时，增量结构中占比达到76%。

火力发电的增量扩张推升电煤消费量以及动力煤整体消费量的大幅增长，2021年1-9月电煤累计消费量16.9亿吨，同比增长11.5%，同比增量1.7亿吨；动力煤全部累计消费量27亿吨，同比增长9.2%，同比增量2.2亿吨。但2021前三季度的高增量，一定程度上存在出口红利和经济复苏的透支，叠加“能耗双控”、“产量平控”等政策压力，高耗能行业生产顶部或已出现，同时高耗能行业带来的煤炭消费或也呈现峰值拐点，故我们预计2022年冶金、建材行业耗煤同比-5%，且在电力增速下降不变的预期下，2022年全年动力煤总消费增量将回落至历史正常水平，同比增长2%-4%，约37.5亿吨左右。

三、库存端快速攀升

通过前文的分析，我们可以看到供需环境由紧缺向平衡转化是未来现货市场的主要特征，其直接导致的结果就是终端库存的快速累积以及社会库存的逐渐增加，鉴于2021年煤炭市场主要矛盾点在于供给端的释放不足与需求端的超预期表现，因此对于各环节的库存变化，我们按照自下而上的方式进行分析。

首先是海外需求下滑叠加能耗双控，终端工业能源消耗以及电力消耗下滑，市场刚需基数不断下降。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，同时叠加供暖季政策强制推动的煤矿-电厂的保供制度，从而导致电厂进厂供应量居高不下。在冬季季节性影响下，终端库存得以先大幅累积再小幅去化，但最终库存仍然居于历年均值水平之上。

然后我们再看港口及上游环节的库存量，随着供应端的产能释放，持续的政策推动，供应量将逐渐增加，而下游刚性采购的策略与基数下滑的影响，供需环境逐渐改善，港口库存及上游流通环节库存开始明显累积。而随着2021年核增产能逐步达产，2022年供应量基数提升，库存增速明显提升，届时社会各环节库存增量明显，各环节库存以及总库存绝对值基数可能居于历年较高水平，“煤荒”问题可能得以彻底扭转。

四、总结与展望：缺口逐渐修复，煤价中枢下移

2021年市场总结：回顾2021年的市场，随着中国工商业市场完全恢复，而欧美经济体仍受到疫情影响，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。三季度旺季期间主产区受到环保管制、安全生产、超能力检查等多种强有力政策的监管，煤矿煤管票相对紧张，市场供应增量有限，尤其是七月份重要会议的影响，导致单月产量出现大幅下降，市场缺口再次扩大。随着国庆前后能源保供政策的强力推动，市场供应大幅增加，增速远超市场预期，社会库存快速补充，“煤荒”得以彻底扭转，煤炭市场也逐步回归正常轨道。

2022年市场展望：2022年的市场，可能会呈现与今年相反的状况，2021年在经济复苏与出口拉动的情况下，能源需求达到历史天量，社会库存快速大幅去化，能源储备安全垫下降。由于前期需求的提前透支与高基数效应，2022年的需求可能会出现增速下降甚至某个时点负增长的状况，市场情绪或将受到影响；而由于2021年“煤荒”后核增的永久产能在2022年将逐步全面达产，届时市场供应量将出现较大的增速，有效产能的高基数也会带来实际产量的高基数。因此在供应增加、消费下降的情况下，2022年将会呈现缺口逐渐修复、库存逐渐攀升而价格中枢下移的趋势。

风险提示：

经济增长超预期：对于工业品尤其是能源资源品，消费需求仍旧是影响市场的主旋律，后期政策端刺激加码、经济复苏强劲，可能需求仍旧会超预期。

煤矿减产超预期：由于21年底供应的超预期增长，市场可能呈现超预期下跌情况，甚至不排除出现煤矿亏损的情况，则可能导致部分煤矿停产减产。