2021年以来表外产能的清退，使得市场供应一度出现较大缺口。但随着保供政策在下半年落实，供需逐渐平衡。2022年将进入保供增产实质收效的阶段，预计产地供应增速将维持在5%，原煤产量总量将达42.5亿吨。但由于当前市场供需渐趋宽松，保供退出只是时间问题，后期主产地仍将受到安检、环保及反腐等多重因素的影响，不排除出现阶段性供应紧张的局面。进口方面，2021年平控政策并未提及，煤及褐煤进口总量同比增量超10%以上，预计2022年平控政策下进口总量持平2021年。当前澳煤部分通关，全球煤炭市场供需亦将逐渐宽松。
库存方面，当前产地保供落实情况良好，港口库存同比走高，下游前期被动补库完成，电厂库存高位波动。国家煤炭储备能力逐步建设，总目标形成约6亿吨的煤炭储备能力。考虑到2022年供需整体宽松，国家储备调控介入，或对市场形成托底作用。
需求方面，2021年在积极经济政策及外需刺激下，动力煤消费增速大幅提高，预计2022年外需走弱，制造业用电增速下降；煤化工企业产能投放，需求边际上升；建材端整体进入衰退周期，阶段性需求回暖难掩整体颓势，总体需求增速将明显放缓。替代能源方面，水电供应发力需等待拉尼娜气候的结束。不过风电、光伏等清洁能源进入发力期，并网预计维持较高增速，预计将有效分流用电需求增量。
2021年12月初煤炭交易会上调下水煤长协基准价至700元/吨，预计将成为2022年动力煤价格中枢。近期动力煤需求处于高峰，但电厂库存偏高，采购减少，叠加年关将近，煤耗回落，对煤价形成较大压力。年后预计保供政策将择时退出，之后供需维持宽平衡态势。煤价波动范围在600-800元/吨之间，而产地各类驱动下阶段性的停检产将对煤炭供需形成扰动。
一、2021年度行情走势回顾
回顾2021年以来的动力煤走势，由于2020年以来的供不应求问题延续，年初煤价高位徘徊，随着发改委再度提及并深化保供政策，产地持续生产，缓解下游冬季用煤紧张情况，带动煤价持续下行，并一度回归至红色区间以下。
但进入3月后，相关保供政策退出，各地严查超产问题，产能释放缓慢，叠加外矿方面，澳煤进口受阻、印尼煤受到斋月、疫情等影响，进口骤减，供需矛盾不断激化，至5月中旬，动力煤09合约一度涨至944.2元/吨的高位，港口现货成交也徘徊在900元左右，各动力煤指数纷纷停止报价。
此后，国常会多次召开并对大宗商品价格问题做出指示，各地相关部门积极部署保供增产工作，同时要求部分地区下游错峰生产，一度带动煤价再次回落。但7月初党庆的召开以及煤炭事故的影响，保供增产并未真正落实，同时夏季迎峰度夏补库需求依然较强，故煤价在基差修复驱动下，再度上涨。
9月，发改委要求推动签订煤炭中长期合同对发电供热企业直保并全覆盖，同时发改委要求电厂提前完成补库则又加剧了短期市场的紧张程度，市场煤价格持续飙升并带动动力煤期货价格走高，至10月中旬，动力煤主力合约一度涨至1982元的高位，一举走出历史新高。
10月18日起，发改委连续发文30余篇文章旨在抑制煤价上涨，以多种手段并行的方式，对保供、控价、长协、打击投机等煤炭运行的多角度进行干预。同时交易所亦出台多项措施，限制动力煤过度投机行为，受此影响，动力煤价应声下跌，目前2005合约回到700元/吨左右，港口煤价回到千元水平后一度走平，年末价格松动向下。
图1 动力煤指数走势
二、政策端脱虚向实推进增产
自2020年煤价快速上涨以来，政府主管部门多次调整煤炭行业相关政策。
3月初政府主导的煤炭保供工作结束。三西地区随即组织开展煤矿安全生产大排查。同时内蒙地区倒查煤炭反腐20年工作仍未结束，而新一轮的反腐工作又陆续在陕西地区展开，极大限制了煤矿的超产，带动煤价大幅反弹。
5月，动力煤期现货价格一度冲高至900元/吨以上的高位，国常会四次表示要保障大宗商品供应，遏制不合理上涨。政策层面开始从三个方面对煤价过高问题进行宏观调控。包括价格层面加强期现货市场联动监管，排查异常交易和恶意炒作；要求在安全生产的前提下，合法合规释放优质煤炭产能，加大铁路发运力度，增加市场供应；另外，发改委也对下游召开会议，要求如广东等相关区域提前开启错峰用电，从需求终端缓解电煤供应紧张的问题。一系列的组合手段介入后，煤价高位回调。
然而，这类举措在一定程度上打击了市场上的投机情绪，对市场紧张局面有一定的缓解，但并无助于逆转实际的供需结构。上半年制造业增长迅速，少数地区错峰限电对需求抑制有限，同时，下游电厂前期寄希望于政策出台快速压低煤价，故前期并未进行大幅补库，因此在迎峰度夏阶段，库存始终处于低位徘徊。而随着7月1日百年党庆的临近，叠加河南等地发生煤矿安全事故，各地环保及安全检查的程度大幅提升，煤炭生产反而再度降至低位。
期间发改委一度发文呼吁动力煤下跌回归合理价格，但政策端仍以控价为主，增产的呼吁仍受到地方环保、安检、反腐等多重因素的阻碍。而脱虚向实，切实核增产能成为了解决供需问题的唯一解。
故自8月起，发改委陆续推动内蒙古、山西等地核增产能超过4.6亿吨。不过由于保供政策见效周期较长，短期内影响有限，进入9月，发改委要求推动签订煤炭中长期合同对发电供热企业直保并全覆盖，并要求将发电供热企业中长期合同占年度用煤量的比重提高到100%，此举在一定程度上将电力需求同市场煤采购剥离，市场煤价与电价实现脱钩。而在此影响下，一方面市场煤缺少行政控价约束，另一方面发改委要求电厂提前补库则使得市场煤供求失衡加剧。这也成为9月动力煤大幅上涨，偏离正常价格区间的主要原因。
10月中旬，发改委连续发文，协同其他部门密集出台各项政策，以多种手段并行的方式，对保供、控价、长协、打击投机等煤炭运行的多角度进行干预。同时，能耗双控的需求侧约束则在一定程度上抑制了动力煤的消耗。动力煤期现价格共振下跌，期货价格跌至700元附近，港口现货价格目前已跌回千元以下。此时，前期保供增产落实下，实际产量提升明显，供需关系显著修复，或将引导后市煤价继续向下回归。
三、表外产量下降向保供增产生效转变
2021年最新数据显示，11月份全国原煤产量37084万吨，同比增长4.6%，增速下半年以来持续走高，2019年以来累计增长6.1%，日均产量上升到1236万吨。1-11月份，全国共生产原煤367427万吨，同比增长4.2%，同比增量达到19246万吨，增速较2020年有所上涨。总体节奏来看，年初在保供增产的要求下，产量恢复较好，但3月初随着两会召开，发改委宣布提前退出保供，则使得市场供需平衡逐渐被打破。地方政府在安检、反腐、环保等方面开展大量工作，在客观上使得表内产量大幅收缩，二季度前后原煤产量呈现负增长态势，而7月开始，发改委保供政策逐步脱虚向实，产量开始逐步回升。
除了表内产量外，以往煤炭供应有很大一部分属于表外产量。这部分从2020年起，由于内蒙、陕西等地开展反腐调查，并对超产现象重点清理打击，内蒙地区又对煤管票进行严格限制，导致表外产量大幅下降。从供需关系角度来看，表外产量的收缩使得前期总体供应难以匹配需求，这也是前期煤价上涨的主要动因。目前，随着发改委从各个层面推进核增产能，并在一定程度上延缓老旧产能，保供增产真正产生的成效有望在2022年得以体现，同时当前在利润驱动下，部分地区超产、盗采等违法行为亦有抬头，供应有进一步宽松的趋势。
据估计，2021年原煤产量在40.5亿吨左右。而通过2020年公布的产能数据估算，加上2021年以来的保供新增产能，在产产能已超44亿吨，剔除掉2021年临时核增的产能，2022年原煤的在产产能也已超过43亿吨。这也意味着，保供政策将大概率在2022年春季退出，但保供政策下扩大的产能将进入实质收效阶段。参照当前产能总量，以5%的增速计算，则2022年原煤产量大约在42.5亿吨左右。
图2 原煤产量及进口数量
四、煤炭进口量创新高但高增长难持续
2021年年初，进口煤价格优势不在。由于海外各国逐渐从疫情当中恢复，故动力煤外需持续火热；同时，受疫情隔离影响，海运市场运力持续紧张，叠加原油价格反弹，进口煤运价较2020年明显增加；同时，印尼、蒙古等主产地，2021年持续受到疫情的影响，生产、运输及通关皆有反复，这也导致进口煤供需结构同样面临偏紧的问题。受此影响，国内进口煤数量偏低，同比衰退幅度较大，年中累计同比衰退幅度一度在15%以上。但随着6月份进口管控措施的放松，下半年以来，除澳煤外，其他地区煤炭进口均全面开放，进口总量稳步提升，据海关总署数据：2021年1-11月份，我国累计进口煤炭29272.8万吨，同比增长10.5%。11月煤炭进口总量达3505.2万吨，环比增幅30.1%，同比增幅198.03%。其中，11月我国动力煤进口2619万吨，同比增长252%，环比增长20%，在保供增产期间一定程度上填补了市场空缺。
分国别来看，印度尼西亚是我国当前动力煤进口的主要进口国，其在我国进口总量中占比75%，2021年1-11月我国从印尼进口1.76亿吨动力煤，同比增长54%，增加6200万吨，填补了澳煤受限后的空白。俄罗斯目前是我国第二大进口国，进口占我国进口总量15%。除此以外，自9月以来，澳煤进口有所松动，部分积压在港口的煤炭得以放行，目前并无官方信号证实澳煤禁令解除，但若中澳关系缓和，则澳煤进口放松有望持续。同时，我国继续加大了从不同国家进口煤炭的力度，从南非、美国、莫桑比克等国家进口数量显著增加。
往年进入下半年，进口煤平控政策的执行就将提上日程，但由于2021年煤炭供应缺口较大，2021年下半年以来煤炭进口并未设限，全年呈现10%以上的高增长。平控政策被暂时搁置。但从2022年的供需来看，工业需求增速放缓，保供增量逐渐落实，增加进口煤的迫切性预计有限，进口平控政策预计仍将执行，则2022年进口总量继续增长的空间有限，平控后的总量预计与2021年持平。
五、下游消费高增长趋缓
根据统计局数据，2021年1-11月全社会用电量累计达74972亿千瓦时，同比增长11.4%，增速同比大幅增长，主要因素是因为国内外宽松经济政策下，工业生产向好，尤其是外需部分增速加快。从产业分项来看第一产业用电量为919亿千瓦时，同比增长18.1%，增幅进一步提升；第二产业用电量达50255亿千瓦时，同比增幅10.2%，9月能耗双控以来，增速稍显回落，用电占比67%，回落0.4%。第三产业用电13008亿千瓦时，同比增速为三产最高，达到19%，疫情后同样迎来较强劲的反弹。
工业用电方面，2021年1-11月份，全国工业用电量达到49320亿千瓦时，累计同比增10.2%，但从当月数据来看，下半年由于受到能耗双控的影响，以及未来外需走弱的预期，工业生产增速大幅放缓，2022年这部分需求预计将以承压为主。
图3 社会用电量&工业用电量
除电力需求，非电耗煤行业，如粗钢水泥等2021年在政策指引下，同样呈现高开低走的格局。2021年1-11月全国粗钢产量为达94635.9万吨，累计同比下降2.6%。而上半年该项数据累计同比为增长11.8%，这主要是因为疫情后国内外普遍采取积极的经济政策，导致上半年整体需求过热，下半年以来，随着政策端“碳达峰”具体落实，以及能耗双控的影响，钢材生产明显收缩，同时房地产新开工陷入低谷，秋季以来衰退幅度在20%以上，则进一步拖累钢厂开工。
图5 高耗能产业增速累计同比
目前，“房住不炒”的政策是由我国国家意志决定，房地产2022年拿地及新开工仍将呈现同比衰退，预计下半年同比数据才有好转。而一般房屋施工数据滞后房屋新开工半年左右，则2022年房屋施工同样将呈现同比负增长，建材消费预计将下降10%-15%。而作为动力煤的下游制品，水泥和玻璃的需求一般在房屋施工阶段体现，当前水泥累计同比数据已经转负，累计衰退0.2%，预计2022年仍将维持弱势运行。玻璃方面，1-11月产量同比增长8.4%，但随着前期竣工高峰已过，当前单月产量同样落入负增长，2022年需求承压。总体而言，建材端对于2022年动力煤的消费将形成负反馈，预计需求衰退在10%以上。
六、替代能源增速良好
从替代能源方面来看，其他能源发电的产能同样实现稳定增长，导致火电占比略有下降至70.79%，前值为71.27%。水电方面，2021年白鹤滩水电站投入使用，上旬，最后一组发电机组吊装完成，总装机容量达16GW。全社会装机总量稳步提升。但由于拉尼娜现象的影响，2021年南方降雨资源偏少，水电发力相对有限，1-11月累计发电共11134亿千瓦时，累计增速自下半年以来持续为负。2022年仍需观察拉尼娜现象的持续时间以及对水电供应造成的扰动。
光伏方面2021年制造端增长势头强劲，技术持续发展升级，2021年1-9月，全国光伏累计发电量2486亿千瓦时，比2020年和2019年分别同比增长24%、45%，两年平均增长20.4%。2022年预计新增装机容量在60-75GW，当前太阳能(000591)发电装机总量约290GW。
核电方面，目前我国核电装机容量已突破50GW，国产四代核电技术稳步推进，山东荣成石岛湾高温气冷堆核电站示范工程送电成功，第四代核电首次并网，核电建设有望向内陆推进。截至11月数据，我国核电发电量累计值3702.4亿千瓦时，累计同比增速为11.9%。目前核电占我国的发电比重为5.01%，较国际水平的10%仍有较大距离，未来仍有较大的发展潜力。
风电方面，据悉，目前风电投资在电源投资中占比已超50%。目前，风电并网装机容量已达300GW时，较2016年实现翻倍。2021年风电发电量1-11月份累计5066.1亿千瓦时，同比增速扩大至29.2%。陆上风电方面，已全面实施“平价上网”。而2022年新核准的海上风电项目不再补贴，则其度电成本较高，后期也将面临抢装退潮的压力。则风电发电量的增速有望放缓。不过考虑到当前双碳政策加持，火电占比下行仍是重要目标，则在成本倒逼和技术改革后，风电仍将迎来加速扩张期。而据估计，2021年国内新增风电装机40GW，预计2021-2025年间，年均新增风电装机容量为55GW，2025年后，新增装机容量年均将不少于60GW，风电占比仍将逐年提高。
七、长协价占比进一步提高
2021年12月3日全国煤炭交易会公布2022年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿，其中明确2022年煤炭长协的签订范围进一步扩大，核定产能在30万吨以上的煤炭生产企业原则上均被纳入签订范围，且签订资源量达到自由资源量的80%，同时要求发电供热企业除进口煤以外的用煤100%长协覆盖。同时征求意见稿明确了“基准价+浮动价”的定价机制不变，并设置5500大卡动力煤价格调整区间为550-850元之间，其中下水煤长协基准价由535元/吨上调至700元/吨，”；其次明确了“浮动价由“环渤海煤炭价格指数、CCTD秦皇岛港煤炭价格指数、中国沿海电煤采购价格指数”等三个价格指数确定，调整为“增加了全国煤炭交易中心综合价格指数”，选取四大指数每月最后一期价格，各按25%权重确定指数综合价格，指数综合价格比基准价每升降1元/吨，下月中长期合同价格相应同向上下浮动0.5元/吨。
图6 动力煤活跃合约收盘价&动力煤年度长协价
长协煤覆盖范围的进一步扩大，使得电厂基本退出市场煤交易，优化了上下游主要受众的匹配机制，长协机制将强化其托底作用，进一步优化调节市场价格，平衡煤电企业之间的利润分配。但从另一方面，市场煤的交易规模则将大幅收缩，其价格弹性走高，煤价波动预计将更为活跃。
煤电机制方面，2021年“基准价+上下浮动”定价机制全面实行，而由于煤价三季度大幅走高，自10月8日，国常会将上下浮动的上下限调整为20%，则征求意见稿中850元的价格区间上限，基本对应此前的绿色区间上沿。
八、国家煤炭储备或为淡季托底
2021年年中，由于煤价高企且供需结构失衡状况难以逆转，发改委根据形势释放煤炭储备，缓和供需矛盾，当时已建成超过1亿吨的政府可调度煤炭储备能力。国家正在推进煤炭储备能力建设，总的目标是在全国形成相当于年煤炭消费量15%、约6亿吨的煤炭储备能力，其中政府可调度煤炭储备不少于2亿吨，接受国家和地方政府直接调度，另外4亿吨是企业库存，通过最低最高库存制度进行调节。此举当时旨在通过增加煤炭的有效供给抑制动力煤的快速上涨，但库存储备的建立反而在一定程度上加剧了市场供应的紧张局势。而随着当前煤炭供应在保供政策的指导下明显恢复，未来将大概率进入宽平衡甚至过剩阶段，而届时，若国家储备调控介入，或对市场形成托底作用。
九、结论与建议
2021年以来表外产能清退，市场供应一度出现较大缺口。但随着保供政策在下半年落实，供需逐渐平衡。2022年将进入保供增产实质收效的阶段，预计产地供应增速将维持在5%，原煤产量总量将达42.5亿吨。但由于当前市场供需渐趋宽松，保供退出只是时间问题，后期主产地仍将受到安检、环保及反腐等多重因素的影响，不排除出现阶段性供应紧张的局面。进口方面，2021年平控政策并未提及，煤及褐煤进口总量同比增量超10%以上，预计2022年平控政策下进口总量持平2021年。当前澳煤部分通关，全球煤炭市场供需亦将逐渐宽松。
库存方面，当前产地保供落实情况良好，港口库存同比走高，下游前期被动补库完成，电厂库存高位波动。国家煤炭储备能力逐步建设，总目标形成约6亿吨的煤炭储备能力。考虑到2022年供需整体宽松，国家储备调控介入，或对市场形成托底作用。
需求方面，2021年在积极经济政策及外需刺激下，动力煤消费增速大幅提高，预计2022年外需走弱，制造业用电增速下降；煤化工企业产能投放，需求边际上升；建材端整体进入衰退周期，阶段性需求回暖难掩整体颓势，总体需求增速将明显放缓。替代能源方面，水电供应发力需等待拉尼娜气候的结束。不过风电、光伏等清洁能源进入发力期，并网预计维持较高增速，预计将有效分流用电需求增量。
2021年12月初煤炭交易会上调下水煤长协基准价至700元/吨，预计将成为2022年动力煤价格中枢。近期动力煤需求处于高峰，但电厂库存偏高，采购减少，叠加年关将近，煤耗回落，对煤价形成较大压力。年后预计保供政策将择时退出，之后供需维持宽平衡态势。煤价波动范围在600-800元/吨之间，而产地各类驱动下阶段性的停检产将对煤炭供需形成扰动。
