动力煤供需趋宽松 逢高空

　　2021年煤炭行业的变化可以分三句话总结：一是供给端从去产能转为高质量发展；二是需求端坚持新能源替代旧能源，但短期旧能源不会快速退出；三是价格调控区间上移。

　　从“十三五”到“十四五”，煤炭行业的关键词从“去产能”变为“高质量发展”。2016年2月15日，国务院发布《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》。《意见》指出，从2016年开始，用3至5年的时间，再退出产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右。根据中国煤炭工业协会2021年6月3日发布的《煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见》，“十三五”期间我国累计退出煤炭产能10亿吨，顺利完成任务。该文件还指出“十四五”期间，煤炭行业的主要趋势是实现高质量发展，树立新发展理念，准确把握新发展阶段的新特征新要求，加快向生产智能化、管理信息化、产业分工专业化、煤炭利用洁净化转变。也就是说，煤炭行业总量上的产能去化已经基本完成，接下来更多的是调整结构。

　　调整结构一方面体现在生产集中度的提高上，另一方面则是体现在生产行为的规范化上。我们可以看到，煤炭的生产集中度在过去的“十三五”期间得到了一定程度的提高，晋陕蒙新的煤炭产量占比从2016年的67%上升到2020年的77%，上升了10个百分点。生产行为方面，自2020年4月28日起，国务院安委会开展全国安全生产专项整治三年行动计划。随后2020年年底，全国通过《刑法修正案（十一）》，该修正案第一次对未发生重大伤亡事故或者未造成严重后果，但有现实危险的违法行为提出追究刑事责任。对安全问题的重视抑制了煤矿的不规范生产行为，表外产量急速下降。

　　在双碳政策的导向下，加快新能源对化石能源的替代是不可逆转的时代潮流，但在新旧能源转换的过程中旧能源的消费不会出现快速的下滑。2021年10月24日，中央国务院发布《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》。文件指出，到2025年单位国内生产总值能耗比2020年下降13.5%，这一比例刚好与“十三五”期间的降幅一致。这说明，高层对于降低能耗强度的态度没有因阶段性的能源供应紧张而发生松动。12月8日至10日在京召开的中央经济工作会议对未来能源领域的发展做出了定性。会议指出，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。一方面，虽然大方向上以煤炭为代表的传统能源的消费会下降，但在新旧能源转换的过程中，不会出现快速退出的现象。另一方面，对能耗双控的考核会逐步过渡到碳排放总量和强度的考核，这说明煤炭行业只要能够实现清洁高效利用，煤炭的消费并非不行。

　　除了供需方面的变化之外，煤炭行业2021年另一个重大的变化就是定价机制的调整。根据我国煤炭价格发展历史，可以将煤炭价格形成机制划分为四个阶段，即1953-1984年的完全计划经济定价阶段，1985-2012年的价格双轨制阶段，2013-2016年的完全市场化阶段和2017年至今的“基准价+浮动价”的中长协与市场价并行的价格双轨制阶段。虽然2017年至今都执行“基准价+浮动价”的定价机制，但基准价一直定格在535元/吨的位置上。上下浮动幅度超过12%时（即600以上或470以下），煤价由市场供需内生调节，只有在煤价波动幅度超过12%时政府才会进行调控。但2021年煤炭的供需格局严重失衡，叠加市场炒作因素，现货价格一度冲上2500元/吨，严重超出原定正常波动区间。在这种情况下，2021年的全国煤炭交易将基准价上调为700元/吨，波动区间也调整为550-850元/吨。

　　2021年动力煤走出了史诗级别的行情，背后则是史诗级别的供需缺口。国内经济复苏、全球供需错配对我国进口需求增加，导致国内电力行业、化工行业用煤需求激增。电力行业用煤需求激增除了源于总量上的变化之外，发电结构的变化也是一个不可忽视的因素。2021年水电等新能源出力不足，整个电力系统对火电的依赖度上升，使得电煤的需求进一步上升。需求高增长，但供给却并未出现同等程度的增加。究其原因，国内安全生产入刑法、内蒙古能源反腐制约了国内煤矿的供给弹性。7月之后，随着保供政策出台，供给开始放量，但一开始效果并不显著。保长协煤反而打破了市场煤和长协煤之间的平衡关系，市场煤供给快速压缩。市场煤市场上一煤难求，使得9月之后港口的市场煤价格一飞冲天，创下2500元/吨的历史新高。这一局面直到10月19日发改委重拳出击加快核增产能释放，打击非法囤煤才得以改变。随后动力煤现货价格一落千丈，回到1000元/吨附近。

　　第一阶段（1-2月）：受就地煤矿过年的影响，2021年煤矿开工较早，供给同比大增。使得动力煤价格在1-2月走势偏弱。

　　第二阶段（3月-5月中旬）：此阶段国内经济复苏，海外对我国的进口需求也受全球供需错配的影响大增。需求火爆使得电力行业、化工行业的耗煤量大幅上升。反观供给端，在3月1日起，《刑法修正案（十一）》正式生效，煤矿的超产行为减少。供需持续偏紧之下，动力煤价格出现了一波长达两个月的上涨。

　　第三阶段（5月中旬-8月底）：受5月19日国常会保供稳价打击大宗商品恶意炒作的影响，煤炭价格在5月下半月开始了一波快速杀跌。但随后，7-8月的用电旺季使得煤价呈现一个震荡上行的走势。

　　第四阶段（9月-10月中旬）：此时部分地区受新能源出力不足的影响，已经开始出现拉闸限电的情况。除了需求的持续增加之外，供给的结构性失衡也是这波暴涨行情的推手之一。为了保障全社会的用电安全，产地煤矿优先供应电厂的长协煤，从而使得原本就紧张的市场煤供应弹性急剧下降。另外，部分贸易商为了博取高额收益囤积煤炭，也加剧了煤炭的供需紧张形势。多重因素叠加之下，港口动力煤现货价格冲破2500元/吨，期货价格最高也达到近2000元/吨。

　　第五阶段（10月下旬-年底）：10月19日，为应对煤价的快速上涨，发改委推出保供组合拳，加快产地核增产能释放严厉查处非法囤积煤炭行为，并且对港口煤价进行最高限价。受此影响，动力煤期现价格腰斩，半个月降幅达50%。11月之后，全国日均产量超1200万吨，创历史新高。国内动力煤供需缺口逐步收窄，价格也呈低位震荡走势。

　　2021年年初开始我国原煤产量就处于一个较低的增速，6月7月甚至一度出现负增长，直至10月保供核增的产能释放，供给才出现明显的增加。鉴于2021年动力煤现货价格处于历史高位，煤矿的生产意愿不大可能是抑制供给的原因。我们认为，在价格如此火爆的前提下，动力煤供给依然不及预期的原因主要分三个方面，一是安全生产问题入刑法，各地超产行为大幅减少；二是内蒙古地区“倒查二十年”行动对煤矿非法审批形成震慑，大量非法产能被截断；三是保长协煤挤压市场煤供给。

　　2020年底的全国通过的《刑法修正案（十一）》明确表示，对未发生重大伤亡事故或者未造成严重后果，但有现实危险的违法行为提出追究刑事责任。如此一来，原先存在的煤矿超产行为大幅减少，对于安全生产的监管措施也更加严厉。6月以来，黑龙江、河南、山东、山西各地均发生煤矿安全事故。“七一”大庆期间，大量煤矿为避免发生安全事故，采取减产甚至停产的措施。从全国原煤产量的走势也可以看出来，自5月之后全国原煤产量一路下滑，直到8月份才开始回升。

　　“倒查二十年”从2020年开始，对内蒙古的煤矿违规审批行为有极大的震慑作用，导致很多违规生产的煤矿关闭。我们可以看到，2021年3-7月，内蒙古的原煤产量一直是同比下降的。

　　如果说安全和倒查二十年是上半年供给受限的主要原因，那么9月份开始的疯狂上涨则更多来源于市场煤和长协煤之间畸形的关系。9月13日，为保证民生用电，相关部门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%。我国自2017年开始实行“基准价+浮动价”的中长协与市场价并行的价格双轨制，长协煤和市场煤相互影响的情况一直存在。根据中国神华601088)2020年年报，公司销售煤炭的比例是年度长协占42.5%，月度长协36.6%，市场煤20.9%；煤炭资源网调研数据也显示，年度长协占35%，月度长协40%，市场煤25%，二者基本接近。在发电和供热企业补签长协煤合同之后，市场煤的供给受到挤压，这就进一步加大了市场煤的价格波动幅度。

　　除了国内供给的总量和结构性问题，2021年的进口也处于一个偏低的位置。虽然我国对动力煤的进口依赖程度不高，在4%左右。但进口煤作为供需失衡的一个调节器，在国内供需存在缺口的时候，进口煤的短缺无疑会对价格的波动幅度起到推波助澜的作用。2021年由于欧洲、美国均出现了能源危机，天然气、原油价格大幅上涨。煤炭作为一种主要的传统能源，和其他能源之间存在一定的替代性。煤炭需求的增加使得煤炭单位热值价格一度超过原油。海外煤炭需求增加，导致国内的一部分进口资源被分流到其他国家。因此，可以看到，2021年9月之前，我国煤及褐煤的累计同比仍为负值。

　　2021年供给弹性的下降是多个因素共同作用的结果。国内方面，安全生产入刑法、内蒙古能源反腐挤出了大量的表外产能。进口虽然占比不大，不过作为国内供需的调节器，在供需失衡时仍能起到稳定价格的作用。但2021年全球供需错配叠加一些偶发的环境扰动因素，使得发达国家均出现了能源紧张的局面，如此反而使得国内的煤炭进口下降了。

　　虽然2021年供给增加不及预期是客观事实，但主要的矛盾依然集中在需求端。动力煤的下游需求主要分布在电力、供热、冶金、化工和建材五个行业中，其中电力行业占比在60%左右，对动力煤总体需求的影响尤为关键。2021年电力、供热和化工行业均出现了高速增长，截至2021年10月，动力煤总消费量增幅达10%，两年复合增速达4.9%。

　　电力行业对动力煤的需求主要表现在火电上，火电厂的燃煤机组以动力煤为原料，将煤炭的化学能转为电能。2021年需求端最大的变量来自于电力行业，电力行业的变化主要分为两个方面：一是总量上全社会用电量超预期增长，二是结构上新能源出力不足，火电占比上升。

　　由于电力没有库存的概念，所以发电量基本由用电量决定。2021年1-7月，基本每月的同比增速均在10%以上。8月份之后，各地限电叠加能耗双控减少用电需求，发电量增速回归至5%左右。

　　从用电量结构来看，2020年第二产业用电量占全社会用电量的68%，是全社会用电量的主力军。2021年上半年受疫情后经济复苏、海外进口需求火爆的双重影响，第二产业、第三产业用电量大增。从图中可以看到，第二产业和第三产业对增量的贡献占比均超过其2020年全年用电量的占比。

　　除了总量上的高增长，发电量的结构也显著不同于往年。截至2021年10月，火电装机容量占比仅为55.7%，却贡献了新增发电量的75.8%。相较之下，水电装机容量为16.7%，发电量却下降了3%。若将各个电源的装机容量占比减去其相应的发电量占比，以此来衡量各电源的发力程度，可以发现，火电的发力程度一直在上升，除了核电之外，其他新能源的发电量占比均小于其电源装机占比。观察水电的出力程度可以发现2021年有一个明显的变化，那就是过去几年水电的容量占比虽然一直小于发电量占比，但一直在改善，不过2021年却出现了恶化。

　　2021年需求的高增长主要由电力行业的需求增加引起，而电力行业需求增加主要表现在发电量和发电结构上。经济复苏和海外进口需求增加使得总发电量增加。水电出力不足，新能源不稳定增加了整个电力系统对火电的依赖程度。总量增加是先发条件，结构改变则进一步强化了这种趋势。但我们也可以看到，建设新型电力系统是一个过程，火电的依赖度长期会趋于下行。因此，2021年的这种情形以后可能会阶段性再现，但持续时间和程度都会逐渐消弱。

　　2021年，动力煤矛盾主要由需求端引起，供给端的变化则进一步强化了这一矛盾。需求端主要变化集中在电力行业。首先，国内经济复苏导致全社会用电量大幅上升；其次，新能源出力不足使得原本就捉襟见肘的火电压力剧增，对动力煤的需求也就水涨船高。供给端的变化则在安全生产入刑和长协煤市场煤的结构性问题上。安全生产入刑使得煤矿的超产行为大大减少，供给弹性下降。长协煤多供应电厂，为保障用电安全，煤矿产区优先发运长协煤。如此，就进一步加剧了市场煤的紧缺。

　　如果说2021年动力煤的主要矛盾在需求端，那么2022年的主要矛盾则集中在供给端。一方面，2022年承接了2021年保供政策下核增的部分永久产能，它们大部分会在2022年释放，从而增加了动力煤的供给弹性。因此，2022年煤矿产能的投放节奏是接下来需要重点关注的点。另一方面，需求端难以再出现2021年这样大幅上升的局面。首先，随着国外生产能力的复苏，我国的出口在2022年难以继续维持2021年的火爆景象；其次，2022年国内的经济增速会趋于稳定，各行业对动力煤的需求也会回归到正常水平；最后，新能源对传统能源的替代依然会继续进行，随着新型电力系统的建立健全火电占比将趋于下降。

　　保供政策是2021年煤炭产能变化的关键因素。根据发改委消息，保供政策增加产能的方式主要包括在建煤矿投产、在产煤矿产能核增、煤矿智能化改造扩产、煤矿产能衰减接续项目达产这几种方式。其中，在建煤矿投产、煤矿智能化改造扩产、煤矿产能衰减接续项目达产对煤矿产能的影响均是中长期的，其对煤炭产能的影响将延续到2022年，不会随保供政策的退出而退出。相反，在产煤矿产能核增则相当于临时性的产能，通过增加煤矿全年的生产额度来达到增产的目的，如果保供政策结束，这部分产能也就随着消逝。从2021年各省发布的消息来看，山西主要通过临时核增煤矿产能的方式，而内蒙古增加的产能则是永久性的。因此，在分析2022年煤炭的供给时需要区别对待这两种不同的产能。

　　由上表可以看出，2021年保供涉及的产能达6亿吨左右，其中山西的9940万吨产能为超产产能，对实际产能没有影响，更多的体现在产量上。因此，2021年实际增加的产能为5亿吨。根据国家能源局数据，2020年我国煤炭产能达38.5亿吨。由此我们可以算出2021年底我国的在产产能为43.5亿吨。根据发改委消息，我国11月煤炭日均产量维持在1200万吨/日左右，折算下来，我国在产产能达43.8亿吨。对比可以发现，根据上表整理的产能和发改委公布的数据，二者基本吻合。但是43.5亿吨的产能中，山西核增的5500万吨是临时性的，四季度之后就会退出。因此，截至2021年底，我国在产产能为43亿吨左右。

　　观察过去几年我国煤炭产能和产量的增速，可以发现，产量的增速和上一年产能的增速正相关。2021年年底的43亿吨产能较2020年底的38.5亿吨产能增加了12%左右。考虑到2021年保供政策使得煤矿的产能利用率上升，导致2021年的产量偏高，我们预测2022年的产量同比增加6%左右。结合过去几年煤炭产量在每月的分布，得到2022年原煤的月度产量分布。

　　原煤除了会转为动力煤使用，还有一小部分会作为炼焦用煤。观察近几年动力煤占原煤产量的比重，大致以85%为中枢。因此，我们取85%作为原煤与动力煤之间的转化比例。最终得到2022年动力煤产量如下表所示。

　　2022年我国动力煤进口将会恢复正常，但考虑到国内供需趋宽松，对进口的需求下降，预期每月进口量将维持1000万吨的水平。

　　GDP增速和用电量增速走势基本一致，而且随着整社会电气化程度的加深，二者之间的相关性会变高。由于电力没有库存的概念，发电量和用电量基本相等。根据12月中央经济工作会议对于2022年经济形式的定调，预计2022年经济增速目标在5%-5.5%之间。由此可以预判2022年发电量的增速也在5%左右。鉴于2021年和2020年发电量受疫情和疫情后经济复苏影响，每月发电量占全年的比重异于往年。我们以2017-2019三年的平均值作为2022年的预测占比，结合前述对总量的预测得到2022年每月发电量的预测值。

　　测算电力行业对动力煤的需求除了需要考虑发电量之外，还需要考虑发电结构的变化。在双碳政策的导向下，新能源占比上升是不可逆转的时代潮流。不过，当下新型电力系统建设过程出现的问题也需要引起重视。一个是电力系统对新能源的消纳能力，另一个则是新能源出力的不稳定性。这一点我们从12月中央经济工作会议对能源的表述可以看出，以上问题已经引起了高层的关注。会议指出，实现碳达峰碳中和要坚定不移推进，但不可能毕其功于一役；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。

　　从上图可以看出，近两年，风电和光伏的装机容量一直维持25%-35%的增速，预计2022年依然会维持该增速。火电装机目前基本处于减量置换的阶段，预期2022年增速为0%。总发电装机容量近两年维持较高增速在10%左右，2022年可能会有所下滑，取一个中性的水平8%的增速。在以上假设条件下，2022年风电和光伏的装机容量占比将会达到14%和16%，火电装机容量占比降至51%。依据以上预测得出2022年各类型电源的月度发电量占比如下。可以看到，火电的占比在各个月份均会出现一定程度的下滑。

　　根据上述关于火电发电量占比和月度发电量，可以得到2022年火电的发电量预测值。结合火电耗煤量就可以得到电力行业用煤的情况。根据每年国家统计局公布的电力行业用煤量和火电产量数据，可以计算出供电煤耗。1-10月份数据显示，我国供电煤耗为390克/千瓦时。鉴于我国正在进行火电机组的升级改造，预期2022年供电煤耗降幅为1%，对应供电煤耗为386克/千瓦时。供电煤耗乘以火电发电量就可得到电力行业的用煤量。

　　动力煤在化工领域的使用主要分为原料和燃料两种情况，以原料为主，大约占化工行业耗煤量的80%左右。化工用煤分为传统煤化工和现代煤化工。传统煤化工主要使用无烟块煤生产合成氨。现代煤化工则包括包括煤制甲醇、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制油、电石等。贫油富煤的国情使得我国PVC生产工艺中，电石法占据绝对优势，占比超过80%。自2019年以来，化工行业耗煤处于一个高速增长的状态。预期2022年化工用煤仍将维持一个较高的增速大约在10%左右。

　　动力煤在冶金行业中主要用过燃料，电解铝在其中占90%左右。一吨电解铝需要消耗13500千瓦时电力，折算成标准煤大约就是4吨的煤耗。由于大部分电解铝厂都是用自备电厂发电，冶金行业耗煤基本和电解铝耗煤走势一致。

　　2022年供应端仍受到能耗双控的强力扰动，新疆、云南、山东等产铝大省均出台政策要求2022年实施限产或电价管控政策，电解铝产能仍然受限，但是相比2020年有所缓解。我们预计2022年电解铝产量为3859万吨，同比增长4%左右。

　　供热用煤主要用于北方采暖季居民采暖。根据《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）》，我国北方地区取暖用能源以燃煤为主，燃煤取暖面积占总取暖面积的83%。后续随着煤改气的执行，采暖用煤的需求将会趋于下行。供热用煤一方面和采暖面积和结构相关，另一方面也和采暖季气温相关。2020年、2021年两年都出现了拉尼娜现象，导致2021年冬季气温偏低。2022年再次出现拉尼娜现象的概率极小，也就是说2022年气温有望回升。基于此我们预期2022年采暖用煤增速为5%。

　　动力煤在建材行业的应用主要是作为燃料，建材行业中水泥和玻璃两个行业对动力煤的需求最大，其中水泥的需求占比达到70%左右。水泥和玻璃的需求与房地产行业息息相关。水泥主要用于施工阶段，水泥产量累计同比与房屋施工面积走势相近。玻璃主要用在房屋竣工阶段，因此，平板玻璃的产量与房屋竣工面积走势相近。

　　一般来说，房屋施工面积滞后于新开工面积半年左右，而新开工面积又主要由房屋销售面积决定。商品房的销售数据可作为预估地产需求强弱的前瞻性指标。若商品房销售数据表现较好，则企业拿地意愿将相应提高，从而传导到拿地-新开工-施工-竣工面积这一主线。

　　此外，房地产开发资金可作为评估地产投资的能力。资金的充沛与否，一定程度上决定后续房企拿地、施工的能力。但从国家统计局公布数据同样观测到，房地产开发资金呈现累计同比增速持续下滑，且自6月份起国内部分的增速为负增长。最新10月同比增速达到-10.00%。

　　基于对房地产销售和房地产资金面情况的观察，预期2022年房地产行业新开工面积增速-10%左右。水泥的库存较小，其产量基本和下游需求一致。所以，我们判断，建材行业的用煤需求2022年将下降10%。

　　对动力煤下游各个行业的需求进行汇总，可以发现，2022年动力煤总需求将下降0.4%，基本与2021年持平。其中，火电用煤和建材用煤出现负增长，供热、化工、冶金仍将维持一定的增速。从节奏上来看，上半年需求减少，下半年需求略增。

　　作为动力煤最大的下游，电厂采购行为历来对动力煤的价格起决定性作用，而电价则是影响电厂采购行为的关键因素。从我国电价定价机制的发展历程来看，大致可以分成四个阶段：计划管理阶段（1949-1985年）、电价政策改革和调整阶段（1985-2002年）、电力市场化改革过渡阶段（2002-2015年）和全面深化电力改革阶段（2015年至今）。其中，2005-2019年以煤电联动的形式来定价，2020年开始执行“基准价+上下浮动”的机制定价。

　　2019年9月26日的国务院常务会议决定，从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化定价机制。同年10月21日，国家发改委印发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》并宣布，我国不再实行固定的煤电标杆上网电价制度，改为“基准+上下浮动”制度。从2020年开始，每个省市自治区的基准价等于原来的煤电标杆，上浮不超过10%，或下浮不超过15%。2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。所以，理论上从2021年“基准价+上下浮动”的定价机制才开始全面实施。2021年10月8日国常会将浮动上下限调整为20%，电价市场化改革进一步推进。而且，制定能涨能跌的电价定价机制一直出现在此后的多次会议中。

　　根据我国煤炭价格发展历史，可以将煤炭价格形成机制划分为四个阶段，即1953-1984年的完全计划经济定价阶段、1985-2012年的价格双轨制阶段、2013-2016年的完全市场化阶段和2017年至今的“基准价+浮动价”的中长协与市场价并行的价格双轨制阶段。

　　我们可以看到，煤价的定价机制和电价的定价机制自2020年之后趋于同步，采取的都是“基准+浮动”的形式。如此一来，二者的价格可以在一定区间内相互影响，上下游之间的传导机制也更为通畅。预期后续煤电之间的矛盾将更多的通过市场化手段加以消化，行政调控的目标也会变为供需而非价格。因此，后续煤和电之间供需关系的联系将更加紧密。

　　2021年12月3日，郑商所发布公告，对动力煤期货合于的交割细则进行调整，并决定该细则自ZC2212合约开始执行。通过比较修改前后的交割细则，可以发现，郑商所放宽了基准交割品和替代品的部分质量指标。放宽交割标准一方面可以鼓励更多的产业资本参与交割，平抑期货价格的异常波动；另一方面交割范围扩大，期货价格对现货市场的指导能力更强，期现联动性加强。

　　全国煤炭交易会2021年12月3日公布了2022年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿。该意见稿由国家发改委制定，其中明确2022年的煤炭长协签订范围进一步扩大，核定能力在30万吨及以上的煤炭生产企业原则上均被纳入签订范围；需求一侧，要求发电供热企业除进口煤以外的用煤100%签订长协。价格方面，“基准价+浮动价”的定价机制不变，但意见提出，新一年的动力煤长协将每月一调。5500大卡动力煤调整区间在550-850元之间，其中下水煤长协基准价为700元/吨，较此前的535元上调约31%。

　　本次长协合同履约方案将发电供热企业长协合同的占比从2021年的80%上调为100%，如此，动力煤主要的下游将完全退出市场煤交易。以往，当长协煤供给受限时，发供热企业就会去买市场煤，进而推高了市场煤的价格。此次调整，使得长协煤价格变动更加灵活，也更能客观的反映煤炭供需情况。因此，本文认为，今后长协价格对市场煤的指导意义将得到提升。

　　2021年7月16日，国家发改委发布消息，正在推进煤炭储备能力建设。总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。我国十四五期间一年煤炭的消费量将稳定在40亿吨左右。2亿吨存煤相当于18天的用量，如果算上企业存煤，则煤炭储备可用天数近两个月。增大煤炭储备能力可以有效平抑市场煤价的波动，在淡季收储，旺季放储，避免煤价大幅波动伤害下游实体企业。

　　根据上文对动力煤供给、需求的分析，我们可以得出动力煤2022年的供需平衡表。由平衡表我们可以看到，2022年全年动力煤供给-需求为4500万吨，整体处于供过于求的局面。具体到各个月份，2022年1-3月动力煤依然存在供需缺口。但到了3月之后，动力煤开始转为供需宽松格局，除了8月和12月之外，基本处于供给大于需求的状态。

　　现货价格由成本和利润构成，在对价格中枢进行测算时，需要对二者分别进行考察。成本的计算相对比较简单，港口煤炭的成本主要包含生产成本和运费，二者在短期内基本处于一个相对稳定的状态。

　　根据2020年各煤炭上市公司的年报，2020年煤炭的生产成本大约在200-300元/吨左右。鉴于上市公司的成本控制能力较好，高于行业平均水平，而且随着安全支出的增加，煤炭单吨成本呈现上升的趋势。因此，我们取300元/吨为煤炭的生产成本。

　　我国北方下水港煤炭调入的运输方式主要分为汽运和火运，调入的省份主要是晋陕蒙三省。根据三省的汽运费和火运费，我们大致可以取运费为250元/吨。

　　商品利润主要由上下游的博弈决定，而决定博弈走向的主要因素就是供需关系。供给大于需求时，处于买方市场，此时产业链利润向下游倾斜；供给小于需求时，处于卖方市场，下游利润则被上游侵蚀。动力煤主要下游是电厂，根据我们的测算，当电价较基准价上涨20%时，电厂的盈亏平衡点对应的煤炭价格为1200/吨。目前，大部分省份已经将电价上调20%，短期内预期难以下调。因此，我们将1200元/吨作为煤炭价格的上限。根据此价格和煤炭的成本550元/吨（300+250）可以算出一吨煤炭总的产业链利润为650元。

　　根据上一节中的2022年动力煤供需平衡表可知，2022年动力煤整体趋于宽松。而根据前几年煤炭的生产利润和供需缺口的走势来看，在供需宽松的年份，煤炭的生产利润最高200元/吨，最低接近于0。因此，我们认为2022年煤炭的生产利润在100元/吨左右。基于550元/吨的成本，可以得出2022年煤炭运行区间为550元/吨至750元/吨，中枢为650元/吨。

　　展望2022年，动力煤的主要矛盾从需求端转向供给端，供需趋于宽松。2021年保供核增了近5亿吨的生产产能，其中有4亿吨产能属于中长期产能，这将大大改善2022年的供给弹性。需求方面，国内经济回归正常增速，国外进口需求下滑。2021年存在的发电结构问题也将随着新能源装机的快速推进，水电出力恢复而不复存在。因此，我们判断，2022年供需格局将趋于宽松。

　　市场煤的运行区间在550元/吨至750元/吨，中枢为650元/吨。根据2022年全国煤炭交易会出台的规定，2022年港口下水煤基准价上调为700元/吨，浮动区间相应上调为550元/吨至850元/吨。另一个值得关注的点是，供电供热企业将按照全年用煤量签订中长期合同。如此一来，供电供热企业将完全退出市场煤市场。在一个供需宽松的大环境下，市场煤的供给弹性也将大幅上升，相对应的价格波动幅度则会减小。根据利润+成本的测算模式，2022年港口市场煤价格中枢为650元/吨，运行区间550元/吨至750元/吨。

　　供需趋宽松的格局下，价格波动幅度收窄，逢高空是最优选择。2022年动力煤供需格局趋宽松，动力煤价格大概率会处于一个窄幅区间震荡的局面，不会大幅脱离价格中枢。在此情况下，我们认为在取暖季过后，若价格运行至750元/吨这一区间上沿，逢高空是最优选择。