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2023
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02
行業資訊?|?煤炭行業深度：發展空間、新能源沖擊、供需及公司經營情況深度梳理
我國煤炭資源儲量位居世界第三，在一次性能源生產和消費中占據主導地位。
按照煤的干燥無灰基揮發分等指標，可以將所有煤分為三大類：無煙煤、煙煤和褐煤。對于無煙煤和褐煤，又分別按照煤化程度和工業利用特點分為三個和兩個亞類，而煙煤則按干燥無灰基揮發分和粘結性等指標進一步劃分為 12 個細分種類。
按照煤炭用途和使用目的可以劃分為動力煤、煉焦煤和化工煤三大類，其中動力煤主要指作為動力原料的煤炭，狹義上指用于火力發電的煤，熱值和揮發分要求相對低于化工煤，而煉焦煤則具有中/低揮發分、中/強粘結性的特點。在我國煉焦煤資源相對稀缺，儲量僅占我國煤炭總儲量的 27.7%，主要用于煉焦碳，焦炭則多用于煉鋼，是鋼鐵等行業的主要生產原料。
煤炭行業是完全步入夕陽了嗎？未來還有發展空間嗎？驅動煤炭價格變動的供給和需求情況如何？當前煤價的上漲會不會是短期行為？未來可持續嗎？煤炭產業鏈上的公司經營情況如何？新能源對煤炭的沖擊有多大？未來煤炭價格會有怎樣的趨勢？下面我們將一一進行分析。
01
周期回顧及行業現狀
1、煤炭歷史上幾個周期是怎樣的？目前位于哪個階段？
在傳統的對周期產品的研究框架中，需求一直作為核心切入點，這是因為在市場化的環境下，需求始終領先于供給，當需求改善時，會傳導至價格，導致價格升高從而使得企業盈利提升，企業在盈利提升的條件下增加供應，這就導致供給的調整雖然是源于需求的變化，但卻遠遠滯后于需求。一旦經濟增速回落，導致消費減弱，供大于求，價格下跌，企業盈利縮減，在供需關系不斷打破與再平衡的過程中，行業呈現周期波動。煤炭行業屬于傳統的重資產行業，具有投資較大、投資周期較長（3—5 年）等特點，其供給端滯后與需求端的效應更加明顯。（1）03 年—08 年（經濟高速發展：價漲）、08 年—09 年（經濟危機：價跌）；（2）09 年—11 年（四萬億刺激：價漲）、12 年—15 年（經濟增速下行+產能嚴重過剩：價跌）。
但 16 年至今的本輪周期與此前均有本質區別。起初，自 2016 年供給側改革以來，煤價走勢與 GDP 增速發生了明顯背離，其背后邏輯在于人為去產能對供給端持續壓制，產能出清、產量回落，驅動煤炭格局轉向供不應求。隨后，我國提出“雙碳”目標，導致供給端在政策約束及企業悲觀預期下，企業即使盈利大增、現金流充沛，也在大幅縮減對于傳統業務的資本開支，導致產能擴張受限。但在能源轉型過程中，對傳統行業產品的需求本身具有剛性，從而導致需求擴張遇見供給約束，價格大幅上行，且高價持續時間將遠超市場預期。
2、我國煤炭行業發展特點
（1）行業向高集中度、高質量方向發展，重心向晉陜蒙三地集中
隨著供給側深化，我國煤礦數量逐年下降，由 2016 年的 7866 個降至 2021 年的 4500 個左右。同時不斷縮減中小煤礦產能，提高煤炭資源集中度，截至 2021 年千萬級煤礦數量達到 72 個。從產量地區分布來看，我國煤炭整體儲量豐富，在供給側改革深化下煤炭集約開發布局進一步優化，生產重心加快向晉陜蒙新地區和優勢企業集中，三省原煤儲量均超過 150億噸。
其中山西省作為產煤核心省份，原煤產量保持穩定增長，截至 2021 年達到 11.93 億噸，同比增速擴大，增長超過 10%，其原煤產量占全國比重達到 28.9%。內蒙古位居第二，2021 年原煤產量達到 10.39 億噸，同比增長1.3%，其原煤產量占全國比重達到 25.2%，占比有所回落。陜西省位居第三，2021 年原煤產量達到 7 億噸，同比增長 2.9%，其原煤產量占全國比重達到 16.9%，占比有所回落。
（2）政策調整下能源結構轉型，市場規模波動明顯
在政策強調構建清潔低碳、安全高效的能源體系的背景下，綠色低碳能源占比逐漸提高，煤炭行業政策愈發集中于強調向高質量、清潔低碳方向轉型，提高煤礦工作安全性和規范性，促進行業朝高質量發展、清潔化、智能化方向發展成為主旋律。
能源結構調整為煤炭行業經濟效益帶來一定沖擊，2021 年全國規模以上煤炭企業營收達到 32897 億元，同比增長 58.3%，全國規模以上煤炭企業利潤總額達到 7023 億元，同比增長 212.7%，營收和利潤總額增長波動較為明顯，2021 年顯著改善或主要由于疫情后復工復產帶來的煤炭消費大幅增長。其中前 5 家、前 10 家大型煤炭企業利潤占總規模以上煤炭企業利潤總額分別達 25.7%和30.2%，經濟效益進一步向頭部企業集中，但煤炭產業鏈各環節和煤礦生產區域利潤分布不均衡問題仍然突出。
02
供需情況分析
近年來由于供給側改革，我國煤炭產能釋放有限，對煤炭進口量依賴度有逐年增長趨勢，煤炭進口量占總供給比重有所上升，但隨著澳煤禁令的實施，進口占比又有所回落。
1、供給
（1）煤炭產量
我國作為煤炭生產大國，2021 年煤炭產量增長至 40.7 億噸，占全球比重超過 50%。
國內生產是煤炭供給的主要組成部分，占比超過九成。截至 2021 年，我國原煤產量和煤炭消費量分別達到 41.3 億噸、42.3 億噸，煤炭供給存在一定缺口。煤炭開采和洗選業固定資產投資完成額在經歷一段時間低迷期后，在 2022 年初有明顯提升趨勢，2、3、4 月份分別同比增加 45.4%、50.8%、46.1%，或主要由于前期供給偏緊所致，煤炭行業固定資產投資額有望迎來自 2011 年以來的新一輪上漲周期。
自 2016 年開始我國不斷深化供給側改革，化解煤炭過剩產能，提高產能利用率，在產能結構優化和淘汰落后產能上取得較好成果。根據國家統計局數據顯示，煤炭開采和洗選業季度產能利用率由 2016 年四季度的 59.5%增長至 2022 年一季度的 74.9%，產能利用率提升顯著。核心產煤省份山西自2016 年起去產能成果明顯，平均每年退出產能超過 2000 萬噸，2016-2020 年期間關閉煤礦數量達到 138 個。在去產能任務基本完成的背景下，國務院常務會議同樣指出煤炭保供的重要性，提出優化煤炭企業生產、項目建設等核準審批政策，并定下今年新增煤炭產能 3 億噸的新目標，我們預計煤炭產量短期偏緊格局不變，但中長期或在政策影響下有所回暖。
（2）煤炭進口
我國煤炭進口量位據世界第一，其中印度尼西亞、澳大利亞、俄羅斯、蒙古國、菲律賓是我國進口煤炭的前五大渠道。
受到國內供給側改革推行和減碳政策影響，我國煤炭供給端中進口煤炭占比有所上升，但總體占比仍然不足一成。2021 年全國煤及褐煤累計進口量達到 3.23 億噸，累計同比增長 6.6%，全國煤及褐煤累計出口量達到 260 萬噸，累計同比下降 18.5%，國內供給緊張形勢使得煤炭出口延續下滑趨勢。分國家來看，澳大利亞、印度尼西亞、蒙古仍然是我國煤炭主要進口來源國家，其中對澳煤依賴性較強，但自從 2020 年下半年開始我國對澳煤進口限制加強，并且在 2020 年底頒布澳煤禁令后，澳煤進口受到較大沖擊，印度尼西亞和俄羅斯逐漸成為主要進口渠道。分煤炭種類來看，動力煤進口同樣受到澳煤禁令影響進口減少，印尼逐漸成為主要進口國；煉焦煤進口也收到澳煤禁令影響，蒙古和俄羅斯逐漸成為主要進口渠道，但由于 2021 年中開始的蒙古口岸疫情導致煉焦煤進口受到沖擊。
（3）小結
我國煤炭供給端受到國內去產能影響和國外進口受限雙重因素沖擊，供給端在短中期內或難以得到明顯修復。中長期來看，國內方面政策逐漸向能源保供傾斜，若能夠適度釋放中小煤礦產能，或能夠有效緩解供給端壓力，國際方面若中澳關系有所緩和，澳煤禁令放開，對國內煉焦煤供給同樣有緩解作用。
2、需求
（1）概述
我國煤炭消耗需求主要來源于四大行業：電力行業、鋼鐵行業、建材行業、和化工行業。
2020 年電力行業占比達到60%左右，電力行業是煤炭應用的核心行業。其中電力行業耗煤主要集中于火力發電，若按照煤炭用途分類，火力發電主要使用煤種為動力煤，僅有少量動力煤用于建材和冶金。鋼鐵行業耗煤主要集中于粗鋼、鋼材等產品的冶煉，其上游主要為煉焦煤。建材行業主要集中于水泥制造行業，化工行業主要集中于化肥等領域。從各品類煤種供需缺口月度變化可以看出，動力煤供需相對平衡，煉焦煤供需波動較大，尤其到 2022 年 3、4 月份，呈現供過于求趨勢，或由于疫情影響下基建工程放緩，前期累積的鋼鐵產能過剩，鋼鐵行業呈供過于求，導致鋼鐵行業用煤需求下滑。
（2）動力煤
動力煤需求方面，電力行業煤炭消費量占總消費量過半，成為下游煤炭需求核心來源。從我國電力行業發電情況來看，2000 年以來我國發電量維持逐年上漲態勢，從 2000 年的 13556 億千瓦時增長至 2021 年的 85343 億千瓦時，2021 年發電量同比增速達到 9.7%，增速上行明顯。而其中火力發電作為電力行業煤炭消費的主要應用，占比維持在過半水平，耗煤量穩定在 20 億噸以上，由 2000 年的 11141 億千瓦時增長至 2021 年的 58058 億千瓦時，2021年火力發電占總發電量比重達到 68%，仍然是我國發電的主力。此外，隨著四季度供暖需求到來，用電需求階段性上漲可能帶來煤炭需求進一步提升。
（3）煉焦煤
煉焦煤需求方面，煤炭消費量主要來源于鋼鐵行業。終端鋼材需求受到房地產行業影響巨大，房地產市場預期下滑，商品房銷售受限，疊加疫情影響，新開工和在建項目收到拖累，鋼材需求明顯下滑，導致煉焦煤需求有所下滑，原料主動降庫意愿明顯。預計隨著疫情結束后復工復產，新開工和在建項目進度有所恢復，鋼材需求或逐步回暖。
（4）小結
綜合供需兩端情況，我國煤炭行業短期內處于供不應求局面。2021 年由于新冠疫情原因，動力煤產量受限，同時進口也因疫情原因放緩，但復工復產帶來需求攀升，導致動力煤價格大幅攀升，后在發改委政策干預下，動力煤價格回調后企穩。預計隨著疫情好轉，復工復產帶來的制造業反彈或進一步拉高煤炭需求，同時供給端偏緊格局短期內難改，帶來煤炭價格上行。
03
煤炭產業公司經營情況盤點
1、盈利：行業總體盈利水平處于歷史高位
受益于煤價上漲，行業盈利也有大幅提升，行業規模以上企業利潤總額21年Q2-Q4連續3個季度持續創歷史新高。22年Q1煤價環比雖有回落，但受益于較好的成本費用控制，行業實現盈利2357億元，同比+189%，季度業績表現僅次于21Q4，處于歷史高位。22年前4月行業利潤總額3443億元，同比+199%。隨著盈利大幅提升、資產負債表也得到進一步修復，截至4月末，行業資產負債率已降至63%。
上市公司方面，由于資產質量更好、歷史包袱和其他業務影響少，各公司呈現出比行業總體情況更高的業績彈性。25家煤炭開采企業21年實現歸母凈利潤和扣非后凈利潤分別為1534億元和1535億元，同比增長71.9%和100.5%。22Q1歸母凈利潤和扣非歸母凈利潤總計分別為575億元和589億元，同比增長92%和95%，環比21Q4分別增長45%和44%。
2、現金流：行業經營性凈現金流改善更明顯，資本開支僅有小幅增長
由于煤價和行業盈利能力整體大幅提升，行業現金流改善狀況更為顯著，21年主要煤企上市公司經營性現金流凈額合計達到3174億元，過去5年均在1200億元以上，各公司經營性凈現金流處于近20年來最好的水平。
而從資本開支來看，2016年以來，行業固定資產投資增速雖有恢復，但投資去向主要是用于填補12-15年行業下行期的歷史欠賬、存續礦井的維護性開支和煤礦智能化建設，新礦建設相關的投資規模并不大，22年前5月行業固定資產投資增速約41%，主要由于低基數影響。從主要煤企上市公司數據來看，過去5年總體資本開支雖有恢復，相比較前期高點的2012年，2021年降幅達36%，中國神華、中煤能源、潞安環能、山西焦煤等公司降幅在50%以上。
3、分紅：龍頭煤企高分紅優勢明顯，分紅政策有望延續穩健
隨著盈利和經營性現金流大幅改善，煤礦相關資本開支下降，煤企上市公司近幾年分紅能力提升。2020年以來，平煤、神華、陜煤和兗煤相繼提高分紅比例及最低派息規模，實際分紅比例也有超預期表現，中國神華21年擬分紅約505億，A股分紅率100%，H股分紅率98%。目前兗礦能源和陜西煤業還處于分紅規劃的年度內，未來2-3年各公司分紅政策有望延續穩健，部分龍頭公司也存在提高分紅的能力。
04
清潔能源VS傳統能源
1、清潔能源發展路漫漫，煤炭仍是重要的能源根基
國際能源署發布 2022 年《世界能源投資》報告稱，2022 年全球能源領域投資預計將達到 2.4 萬億美元，同比漲幅 8%，其中清潔能源投資規模預計將超過 1.4 萬億美元。在應對氣候變化的大背景下，發展清潔能源成為解決能源危機和氣候危機的關鍵舉措，當前俄烏沖突帶來的一系列制裁措施對世界能源格局進行了重塑，凸顯了傳統能源體系面臨的系統風險和發展清潔能源的重要性。2015 年以來，全球能源投資中清潔能源占比持續上升，到 2021 年清潔能源投資額為 1.3 萬億美元，占比為 59.33%，2022 年 IEA 預測值占比 60.19%，全球清潔能源發展勢不可擋。
在清潔能源投資項目中，以能源效率提升、可再生能源和電網建設項目為重。分經濟體來看，清潔能源投資以發達經濟體為主，2021 年發達經濟體清潔能源投資金額達0.69 萬億美元，占總投資額 52.68%；中國清潔低碳化進程不斷加快，2021 年清潔能源投資 0.38 萬億元，占總投資額比例逐漸增加，2021 年達到 29.17%；而新興市場和發展中經濟體清潔能源投資較少。分地區來看，全球清潔能源投資以亞太地區為重，2021 年投資額 0.6 萬億美元，占總投資比例 45.52%，亞太地區近年來清潔能源項目發展迅速，成為推動全球清潔能源發展的重要力量。
在歐洲各國激進的低碳環保目標引導下，清潔能源技術迅速發展，但傳統能源對外依存度始終保持高位水平。根據 IEA 數據，2020 年歐盟發電組成中，風電占 19%、水電占 16%、光伏占 6%，清潔能源對電力的供應遠超全球其他地區。傳統化石能源過早退出，清潔能源供給不穩定不充足，導致歐洲能源對外依存度很高，根據 IEA 數據，2020年歐洲煤炭對外依存度為 36%，天然氣對外依存度為 84%，石油對外依存度為 97%，近年來煤炭和天然氣的對外依存度不斷上升，石油對外依存度則一致保持 90%以上高位。歐洲推進激進的清潔能源發展目標，是擺脫對外能源依賴的必然選擇，但過快清退傳統能源易出現能源危機。
德國：超前追求清潔能源，變局下陷入能源危機。德國計劃在 2050 年之前實現碳中和，在能源轉型期主要通過風電、水電或天然氣獲取電力，盡早清出核電和煤電，在風電和水電供電不穩定的條件下，天然氣供電成為不錯的選擇。在后俄烏時代的能源制裁與反制裁下，斷絕了來自俄羅斯產量大、供應穩定且相對低價的天然氣來源，而美國頁巖氣運輸困難且不穩定，能源危機下燃煤可能重拾發電重要位置。7 月 13 日，德國聯邦內閣通過了一項新的決議，表示煤炭和石油可用于發電，允許電網儲備系統的發電廠在有限的時間內重返電力市場，直至 2023 年 4 月 30 日。
英國：低碳發電為主，能源短缺問題嚴重。目前天然氣是英國第一大發電來源，2021年英國發電來源中，煤電全年占比僅為 2.10%，天然氣發電占比 40.07%，核電占比 14.80%。2021 年夏季，英國放松疫情管制措施后工業恢復 ，能源儲備快速消耗，加之脫歐帶來的影響，能源短缺問題不斷惡化。2021 年 6 月英國政府將徹底關停煤電設施的日期定在了 2024 年 10 月 1 日，但能源危機可能會重新推高煤電需求。
美國：力促清潔能源發展，燃煤發電重新抬頭。2021 年美國提出到 2035 年實現電力產業的零碳排放，確保 2050 年實現碳中和目標。據 EIA 預計，到 2022 年，可再生能源將占美國發電總量的 22%，到 2023 年將占 24%。2022 年和 2023 年，電力行業的太陽能新增容量分別為 20 吉瓦和 22 吉瓦。此外，白宮官宣將對從柬埔寨、馬來西亞、泰國和越南采購的太陽能組件給予24個月的關稅豁免，確保美國的太陽能組件供應問題。2021 年開始美國天然氣供應出現緊張局勢，天然氣價格上漲，同時風電與光伏發電替代力度不足，燃煤發電量相對 2020 年增加 12.69%。
中國：清潔能源“風光無限”，煤電仍占最大比例。我國關于碳達峰、碳中和兩個階段的頂層設計指出，十四五”期間，產業結構和能源結構調整優化取得明顯進展，到 2025年非化石能源消費比重達到 20%左右;“十五五”期間，清潔低碳安全高效的能源體系初步建立，到 2030 年非化石能源消費比重達到 25%左右。我國西部地區太陽能資源豐富，光伏發電潛力巨大；風電裝機量增長迅速，目前海上風電累計裝機全球最多。2021 年，全國基建新增發電設備容量中，光伏、風電、火電、水電、核電的裝機容量占全部新增裝機容量的 31.27%、27.08%、26.34%、13.37%和 1.94%。而在我國的發電來源中，煤電占據一半以上，短期內燃煤發電仍然是我國主要的發電方式。
供給增量有限而需求回升，全球煤炭供需結構偏緊。受可持續發展和減碳理念影響，近年來全球煤炭資本開支逐漸下滑，限制產能擴張，未來煤炭生產增量空間有限。印尼煤炭主要為露天生產，受條件所限產能基本達峰；澳大利亞煤炭擴產空間較小，且在近期為了保證內需，提高關稅減少出口；俄羅斯煤炭出口受能源制裁影響較大，出口途徑受限，全球煤炭供給可釋放空間較小。歐盟發電主要依賴天然氣和可持續能源，但后俄烏時代天然氣價格高漲且來源受限，清潔能源發展不完善，多國重啟燃煤發電，煤炭進口缺口巨大；我國經濟發展對煤炭依賴度仍然較高，煤炭產能重構下短期內供給仍十分有限，仍有較大的進口需求。全球煤炭供需整體目前供需偏緊。
2、高性價比成就煤炭重要地位，清潔能源替代性有限
歐洲對俄油氣制裁，但高度依賴性使得替代供應方難尋。俄羅斯作為能源超級大國，一級能源儲備量全球領先。俄烏沖突以來，西方國家及俄羅斯的能源博弈不斷升級，嚴重影響俄油氣產能及出口，而 OPEC（石油輸出國組織）短期內石油增產意愿不足，導致全球能源供應短缺，能源價格不斷攀升。
俄歐在一級能源領域互相高度依賴，2021 年，俄羅斯 83%的管道天然氣、53%的石油和 35%的煤炭出口流向歐洲，而來自俄的管道天然氣、原油和煤炭占歐洲進口份額分別高達 45%、30%、48%。歐洲高度依賴俄天然氣資源尤其是管道天然氣，加之管道天然氣運輸受制于特殊設施裝置及成本，歐洲難以找到替代供應方。
同等發熱量下，煤炭價格相較天然氣和石油更為低廉。選取世界銀行歐洲天然氣商品價格（美元/百萬英熱）、英國布倫特 DTD 原油現貨價（美元/桶）及歐洲 ARA 港動力煤現貨價（美元/噸）作為比價標準，取其發熱量均值，通過單位換算得出各種能源的單位熱量價格（即發熱量為 5500 大卡時的美元價格），2018-2022 年的具體走勢如下圖所示。2022 年 6 月，天然氣、石油、煤炭單位熱量價格均值分別為 0.7492 美元/5500 大卡、0.5008 美元/5500 大卡，0.3553 美元/5500 大卡，三者比值為 2.11：1.41：1。煤炭作為單位熱量價格均值最低的化石能源，在國際油氣價格高昂的情況下，替代效應愈發顯著，為填補能源缺口，短期內轉向煤炭不失為歐洲國家應對能源安全問題的良策。
煤炭作為油氣的重要替代能源，歐洲多國表示將重拾煤炭。自 2 月俄烏沖突爆發以來，歐洲多國能源政策均迅速向煤炭傾斜。意大利于 2022 年 2 月 25 日率先表示，將重啟境內燃煤發電廠；德國副總理也表示，短期內德國可能不得不讓燃煤電廠繼續運轉；歐盟委員會執行副主席蒂默曼斯表示，歐盟成員國在轉向可再生能源前，可以在煤炭上停留更長時間以避免對天然氣的依賴；英國政府也于 2022 年 3 月 22 日宣布計劃延長原定在今年 9 月關停的一座燃煤電廠的服役年限。可以預見，在相當長的一段時間內，煤炭對于石油、天然氣強有力的替代性使其作為重要能源的地位難以撼動。
清潔能源價格優勢漸漸顯現，但煤炭的基石地位仍不可動搖。近期石油、天然氣、煤炭等化石能源價格高企，但清潔能源成本逐漸下降，在部分國家清潔能源發電成本已低于煤炭等化石燃料發電成本。根據國際可再生能源署（IRENA）發布的報告，可再生能源平準化度電成本持續下降，2021 年太陽能光伏發電、海上風電、陸上風電平準化度電成本已分別降至 0.048 美元/千瓦時、0.075 美元/千瓦時、0.033 美元/千瓦時，同比分別下降 12.73%、12.79%、15.39%，而 2021 年化石燃料發電成本最高達到 0.167 美元/千瓦時，最低為 0.054 美元/千瓦時，光伏發電與陸上風電成本比化石燃料發電最低成本還低。但即使目前存在成本優勢，清潔能源發電仍面臨重重問題，不能完全替代化石燃料。風能、太陽能等受季節、晝夜等的影響，有效利用小時數遠遠不及化石能源，且發電量不穩定，需要火電等為其調峰調頻；清潔能源發電還面臨與電網錯配的問題，清潔能源分布與電網布局不匹配，電力難以有效并網。同時，在全球能源發電結構中，化石燃料仍然占比最大，2021 年占總發電量的 61.42%，其中煤電占全球總發電量的 35.99%。煤炭作為重要的基礎能源，因此在當下對于保障電力穩定供應具有重要作用，在清潔能源發展尚不完善的情況之下，預計五到十年內煤炭仍然占據全球能源供應重要位置。
歐洲可再生能源供應不足，中短期無法填補能源缺口。歐洲的可再生能源發展走在世界前列，逐年增長的可再生能源發電量也推動歐洲向 2050 年實現凈零排放碳中和目標穩步推進。歐洲 2021 年風能、太陽能及其他可再生能源的發電量為 3.19 億噸標準煤，較 2020 年上漲 2.48%，盡管如此，其占比也難以與化石能源抗衡，總量上仍不足以滿足使用需求。加之可再生能源發電對天氣狀況依賴程度高，一旦遭遇極端天氣，電力供應存在穩定性隱患，而平時過剩的發電量也無法實現大規模儲存。由此，可再生能源中短期內難以緩解歐洲的能源緊缺問題。預計本次俄烏沖突導致歐洲產能的能源缺口將在未來成為常態，預計將對國際煤炭長期價格穩步抬升形成重要支撐。
05 未來趨勢分析
1、能源危機重塑煤炭行業地位
2021 年由于經濟復蘇能源消費增加，疊加國際化石能源長期資本支出不足導致的產能短缺顯現，同時新能源波動較大，占比仍低，保障能力不足，疊加國際地緣政治危機的多發，造成國際能源危機爆發，2021年國內發生了久違的限電危機，凸顯了煤炭在我國能源結構的壓艙石作用和主體地位。在這種背景下，中央經濟工作會議明確提出要立足以煤為主的基本國情，抓好煤炭清潔高效利用，做好傳統能源與新能源的優化組合，煤炭行業長期被忽視的傾向被糾偏。同時，在全球化逆行，國際能源局勢日益復雜化的大趨勢下，煤炭行業保障國家能源安全的資源價值將進一步顯現。在長協煤價機制保障下，煤炭行業的經濟效益將也將得到保證。
2、雙碳目標下煤炭價格預計上有頂下有底
我國提出 2060 年之前實現碳中和，2030 年實現碳達峰。也就是說，由于經濟發展階段不同，我國目前能源消費總量仍有一定發展空間，能源總量需求的剛性及新能源替代的客觀發展速度限制，將使煤炭主體能源地位在較長時期內都難以被取代。雖然在能源危機背景下，煤炭先進產能的釋放加快，但由于我國煤炭現有產能結構的問題存在，如中小煤礦產能 5 億噸左右，占比 15%；同時，高瓦斯及瓦斯突出礦井占比合計 33%等，預計未來在能源危機緩解后，煤炭產能的供給側改革仍有較大的空間。同時，太低的煤炭價格對我國能源轉型也不利，預計未來煤炭價格將維持上有頂下有底的狀態，才能做好傳統能源與新能源的優化組合。行業集中度提高和國企占比的提高，也使得國家對煤炭行業的調控能力增強。
預計碳達峰及之后的平臺期，煤炭高景氣度均將延續。根據煤炭下游各行業減碳路徑測算，預計2025 年年煤炭需求可能達到峰值，大約 41.4 億噸，而到 2030 年碳達峰時，煤炭需求約 39.3 億噸，煤炭整體呈現緊平衡狀態。而 2025-2030 直至 2035 年，一方面中小產能由于資源枯竭或將主動退出，而高瓦斯、突出礦井等因為安全原因或將被動退出產能，煤炭供需由供給側決定，仍將維持緊平衡。其中，煉焦煤由于進口來源變化，導致國內供需結構變化，疊加國內鋼鐵行業減碳成本及技術偏高，預計呈現較強的韌性。
3、小結
目前看，在復雜的國際環境和新能源的發展進度下，煤炭至少在未來的5到10年還將發揮其重要作用。
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