导读
1)动力煤：边际定价&电厂对煤价容忍性提升，煤价仍将上行;2)焦煤：产量难增&力保电煤，供给收缩推动价格上涨;3)无烟煤：替代效应提升，持续补涨。
摘要
展望后市：现货煤价或将再创新高。
1)动力煤：边际定价&电厂对煤价容忍性提升，煤价仍将上行。电煤消费结构中现货占比仅为26%，政策推动仍将下降，测算9月电厂吨煤(Q5500)平均成本920元，低于港口的1338元，现货价格已经不能反映电厂真实成本。动力煤现货市场价由化工等非电下游边际定价，煤化工产品价格传导顺畅，伴随化工品售价端提升产品盈利甚至超过2020年同期，现货价格仍有望再创新高。同时市场化交易电价上浮大势所趋，涨电价缓解电厂盈利困局，对煤价上涨容忍程度将有提升，旺季煤价仍有望新高。
2)焦煤：产量难增&力保电煤，供给收缩推动价格上涨。国内焦煤几乎没有可新增开采资源，供给难放量;全国力保电煤，部分炼焦配煤将以电煤形式销售，供给持续收窄。钢企焦煤库存新低，补库推动煤价上涨。
3)无烟煤：替代效应提升，预计持续补涨。无烟煤主要下游与动力煤、炼焦煤高度重合，伴随煤价不断突破新高，无烟煤价格预计将持续补涨。
政策端：政策推动保供，放量仍存时滞。
1)供给中枢下行。“十三五”时期国家超额完成供给侧煤炭产能退出任务;2021上半年批复1740万吨，远期新增产能批复已经基本锁死。
2)产能释放、进口节奏维持缓慢。国内供给重点关注鄂尔多斯地区，9月初日产量215万吨，较8月末有较大程度回升，但由于事故频发，9月末已不足190万吨。进口供给，其他国家进口增加难补澳煤缺口。且进口煤成本与国内现货价基本持平，即便放开进口对煤价影响有限。
3)格拉斯哥气候峰会或将让煤炭走进历史，中期供给持续偏紧。
复盘1~8月市场：价格新高、库存新低。
1)市场价、长协价均突破新高。截至2021年9月29日，动力煤市场价已达1593元/吨，9月份长协价为677元/吨，均创新高。
2)供给复盘：安全、环保、地缘政治、保供稳价四者难以兼得。1~8月供给端国内提升，进口下降，总计同比提升4.9%，其中山西供给受安监、环保等因素影响，已接近饱和生产，后续产能释放空间较小;内蒙受“涉煤腐败倒查20年”及双控影响，同期产能释放有限，Q4释放空间的主力省份;陕西受环保、能耗指标等因素影响，已接近饱和生产;以山东为代表的中部产煤大省产量呈下降趋势。
3)需求复盘：火电高增长，库存创新低。2021年1~8月火电产量累计同比提升12.6%，较2019年同期年复合增长7.0%。当下坑口、港口、电厂库存均处于历史低位，沿海8省电煤可用天数为9天，远低于安全生产线，亟待补库。
投资建议：推荐：
1)价格调整更快，预期估值更低的公司，兰花科创、冀中能源、平煤股份、昊华能源、山煤国际、盘江股份、山西焦化；
2)行业弹性龙头，中煤能源(01898)、兖州煤业、山西焦煤、潞安环能；
3)积极转型新能源的煤炭公司，华阳股份、中国旭阳集团(01907)。
4)强盈利能力的淮北矿业、陕西煤业、中国神华(01088)，具备可观绝对收益。
风险提示：宏观经济增长不及预期;进口煤大规模进入;供给超预期释放。
正文
1. 复盘煤炭市场：价格新高、库存新低
1.1.价格新高：市场价、长协价均突破新高
2021至今动力煤市场价、长协价持续突破历史新高。截至2021年9月29日，动力煤市场价已达1593元/吨，相较2007年12月份的历史高点993元/吨提升600元，远超历史前高。自2021年3月以来，长协价格持续大幅提升，7、8、9月份长协价格分别为648、663、677元/吨，持续创新高。
1.2.1-8月供给复盘：安全、环保、地缘政治、保供稳价四者难以兼得
总供给：国内提升，进口下降，总计同比提升4.9%。2021年7月国内单月原煤产量3.1亿吨，8月原煤产量3.4亿吨，1~8月累计产量同比上升4.4%。进口方面，往年的核心煤炭进口来源国澳大利亚自2020年12月以来，连续九个月零进口，蒙古煤炭进口受疫情影响亦难以放量，7月份原煤及褐煤进口量3018万吨，8月份进口2805万吨，1~8月累计进口量同比下降10.3%。2021年1~8月国内累计生产原煤26亿吨，累计进口2亿吨，总供给28亿吨，相较于2020年同期国内累计生产原煤24.5亿吨，累计进口2.2亿吨，总供给同比提升4.9%，增加1.3亿吨。
供给现状：以山西、内蒙、陕西、海外进口为主。以2020年全国煤炭供给测算，国内供给主要来自山西、内蒙、陕西，分别为26%、24%、16%，此外海外进口也贡献7%的供给。
山西供给受安监、环保等因素影响，已接近饱和生产。煤矿事故入刑叠加环保限产影响，山西省表外煤矿已全面推出，而省能源局最新统计的煤矿产能为10.5亿吨，对应月产能为0.88亿吨。而山西省6、7、8三月原煤产量分别为0.98、0.97、1.0亿吨，已超过月产能10%以上，山西省已接近饱和生产，后续产能释放空间较小。1~8月累计生产7.8亿吨，同比上升13%。
内蒙受“涉煤腐败倒查20年”及双控影响，1~8月产能释放有限。内蒙6、7、8月单月原煤产量分别为7747、7623、8158万吨，其中8月单月产量同比下降1.1%，1~8月累计生产6.5亿吨，与2020年同比持平。据内蒙能源局披露，截至2021年3月末，自治区生产煤矿合计9.4亿吨，建设煤矿为1.7亿吨，总产能为11.0亿吨，测速1~8月当地煤矿产能利用率为88.6%。若后续保供压力加大，安监生产等因素边际趋松，将有约1.2亿吨的产能释放空间。
陕西受环保、能耗指标等因素影响，已接近饱和生产。陕西6、7、8单月原煤产量分别为5850、5442、5884万吨，1~8月累计生产4.6亿吨，同比上升6%。陕西煤炭产能主要集中于榆林地区，受制于当地执行严格的能耗双控政策，产量已接近饱和。
山东受年初金矿事故及产能退出等因素影响产量下降，以山东为代表的中部产煤大省产量呈下降趋势。山东6、7、8单月原煤产量分别为705、686、794万吨，同比下降27.8%、29.4%、14.6%，1~8月累计生产6067万吨，同比下降19.4%。山东产量大幅下降主要受年初金矿事故影响，此外山东省颁布《全省落实“三个坚决”行动方案(2021—2022 年)计划2021年底前退出3400万吨炼焦煤产能，四季度煤矿产能释放仍不容乐观。
1.3.1~8月需求复盘：需求旺盛，下游火电高增长
需求现状：以电力、钢铁、建材、化工为主。目前国内煤炭需求形成电力为主，钢铁为辅的局面。以2020 年全国煤炭需求数据测算，电力、钢铁、建材、化工分别占比54%、18%、12%、7%。
2021年1～8月火电产量累计同比提升12.6%，较2019年同期年复合增长7.0%。2021年6、7、8月火电产量分别为4813、5240、5167亿度，同比提升15%、14.7%、12.6%。2021年至今火电产量38723亿度，累计同比提升12.6%。火电产量的提升是多因素的结果，上半年主要得益于疫情恢复及出口大增带来的GDP高速增长，此外还因2021年降水以北方为主，南方主要水电省份降水较少，替代品替代效应减弱。
2021年1～8月国内生铁产量累计提升1.0%，较2019年同期年复合增长5.4%。受双控政策影响，2021年国内6、7、8月单月生铁产量较2020年同期均有所下降，分别为7578、7285、7153万吨，同比下降1.1%、6.8%、8.9%。但得益于上半年生铁产量较多，1~8月累计生铁产量60538万吨，同比提升0.6%。市场担心钢铁减产对双焦需求影响，但从近两个月数据可以明显看出，铁水环比减产比例远小于粗钢，而且1~8月铁水产量已经基本上累计同比0增长，考虑到后续能耗双控限电，我们认为四季度钢铁减产对于电炉的影响更大，对双焦基本不会有更进一步的影响。
2021年1~8月国内单月水泥产量累计提升8.3%，较2019年同期年复合增长3.4%。2021年6、7、8月单月水泥产量分别为22433、20582、21517万吨，1~8月累计产量15.7亿吨，同比上升8.3%。伴随9月后进入传统水泥旺季，建材用煤需求有望进一步提升。
2021年国内甲醇产量远超往年同期水平。2021年9月国内甲醇周产量151万吨，同比提升6.8%，且全年维持在150万吨左右的水平，累计产量远超2020年、2019年同期水平。
1.4.库存及可用天数大幅低于往年同期
港口库存较低，坑口库存仍处于历史低位。2021年6、7、8月重点煤矿库存分别为123.4万吨、642.3万吨、618.9万吨，同比下降88.4%，44.2%，47.8%，大幅低于往年水平。此外，自2021年8月以来，主流港口煤炭库存一直处于大幅低于往年的水平。截至9月份，主流港口煤炭库存为5234万吨，相较于2020年同期6202万吨，同比下降15.6%。
电厂库存严重紧缺，沿海8省电厂库存远低于往年同期，可用天数处于历史低位。根据2021年9月28日CCTD披露的数据，沿海8省电厂合计库存1827.6万吨，可用天数为9天，低于安全生产线。伴随冬季用煤高峰期即将到来，电厂补库压力较大。
2. 政策端：核心矛盾在供给，政策推动产量持续释放，但节奏相对缓慢
2.1.核心矛盾在于供给
“十三五”时期国家超额完成供给侧煤炭产能退出任务。国家启动煤炭供给侧改革以来，2016、2017、2018年先后化解过剩产能2.9、2.5、2.7亿吨，提前完成8亿吨过剩落后产能任务。截至2020年底，全国累计退出煤矿5500处左右、退出落后煤炭产能10亿吨/年以上，超额完成《国务院关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》(国发[2016]7号)提出的化解过剩产能奋斗目标。根据中国煤炭工业协会预计，至“十四五”末，全国煤炭矿井将进一步缩减至4000处左右，较2020年下降14.8%，上游资源端的供给优化具备可持续性。
不仅落后产能退出力度超预期，新增端已经基本锁死。国家2017~2019年共批复约4.5亿吨煤矿产能，其中新批煤矿多为原有证照不齐煤矿的补批。在2019年批复2.4亿吨之后，原有未批先建矿井已基本批复完毕开始批复新建煤矿，2020全年批复3330万吨，2021上半年批复1740万吨。
进口供给放量：其他国家进口增加难补澳煤缺口。2020年上半年从澳洲进口5588万吨，自限制澳煤进口后，2021上半年共计从印尼、俄罗斯、蒙古、美国等主要进口国增加进口量2143万吨，仍未补足2020年澳洲进口量的一半。由于澳洲此前是国内最大的炼焦煤进口国，受进口限制影响，澳煤缺口难补，测算全年炼焦煤澳煤缺口3500万吨，总焦煤总消费量约6%。
进口煤成本与国内现货价基本持平，放开进口对国内煤价影响有限。截至2021年9月29日，秦皇岛Q5500市场价为1592.5元/吨，纽卡斯尔动力煤现货价为200.6美元/吨(Q6000Kcal)，考虑到热值、汇率及增值税，测算纽卡斯尔动力煤进口到岸成本价为1512.3元/吨，略低于于与国内售价。2021年以来国际煤价快速提升，6月以来进口煤价与国内基本持平，7月以来进口煤成本价超过国内港口售价。对于市场担忧的澳洲煤炭放开因素，我们认为即便假设恢复进口，对国内动力煤市场的影响只是减缓短期供需压力，较难对国内煤价产生下行压力。
2.2.产能释放节奏维持缓慢
政策多层面多角度发力，力保电力供应稳定。年初至今，主要政策基调为能耗双控，减煤限产。如9月开启的江苏、广西等地区高耗能限产等政策。但针对短期的煤炭供应不足，又针对性施行了增产增供、增加进口等政策，比如增大鄂尔多斯露天矿产能、增加美国、俄罗斯进口煤提升，铁路局加大电煤保供任务、释放国储超1000万吨等方案，但截至目前，港口库存仍处低位，美俄两国进口量基数低，难补澳煤缺口。此外，发改委也通过舆论引导、限价管控等政策施加对市场的影响，但整体影响较小。
国内供给放量：方向确定，节奏待定，重点关注鄂尔多斯地区。内蒙地区尤其是鄂尔多斯加大保供力度：1)7月发改委批复鄂尔多斯38处露天矿产能6670万吨/年，预计8月初即可形成实际产量，达产后日可稳定增加产量20万吨;2)内蒙提交7处露天矿用地至发改委，产能约1.2亿吨，这些矿生产恢复正常后月增产保供350万吨;3)发改委、能源局、安监局等鼓励符合条件的煤矿核增生产能力，对煤矿产能核增实行产能置换承诺制。
9月以来鄂尔多斯煤炭产量受安全因素影响增长缓慢。2021年9月初，受保供政策激励，鄂尔多斯煤炭日产量215万吨，较8月末有较大程度回升，但由于煤矿开采的安全条件要求较高，大幅增产易发生煤炭事故。根据国家矿山安全局通报，9月初至今内蒙发生多起煤矿生产安全事故，受此影响，鄂尔多斯日产量有所回落，目前已不足190万吨。
全年煤炭处于供不应求，随着旺季来临，四季度供需缺口将扩大。我们基于2020年数据，对未来煤炭供需缺口进行测算，预计随着11月、12月用煤旺季来临，供需缺口将分别扩张至-2423万吨，-3655万吨，煤炭价格仍有上涨动力。
炼焦精煤供需缺口贯穿全年，冬季钢厂限产下，逐月缺口仍在。在考虑冬季钢厂限产，钢铁产量逐月下降的基础上，炼焦精煤缺口依然贯穿全年，测算10、11、12月的缺口分别约9、8、5百万吨。
2.3.气候大会催化，中期供给维持紧缺
联合国气候变化框架公约缔约方大会第二十六次会议(COP26)将于11月在格拉斯哥举行，英国首相约翰逊表示其为“人类的转折点”。COP26主席国的一项关键责任是动员其他国家采取更果敢的气候行动，以实现巴黎协定的设立的温度控制目标。2015年在巴黎，197个国家同意集体减排，以将全球气温上升限制在“远低于2摄氏度”并争取达到1.5摄氏度。为了实现这一目标，每个国家都被要求在2025年或2030年之前为减排做出贡献，并制定减排目标，称为“国家自主贡献”(NDC)。但气候行动追踪组织(ClimateAction Tracker)5月份发布的分析显示，到本世纪末，迄今为止提交的各国自主计划将导致远远超过1.5摄氏度的变暖——即便现有目标如果全面实施，将导致2.4摄氏度的变暖。
英国希望使COP26成为“让煤炭走进历史”的峰会。G7在5月份同意在2021年底前停止政府对煤电给予新的直接支持，但避免设定明确的退煤时间表。意大利正试图协调G20做出类似的承诺，需要争取中国、俄罗斯和印度等成员国的支持。
3.后市判断：现货煤价或将再创新高
3.1.动力煤：边际定价&电厂对煤价容忍性提升，煤价仍将上行
3.1.1.化工煤价格传导顺畅，动力煤现货边际定价
动力煤现货市场价由化工等非电下游边际定价，煤化工产品价格传导顺畅。由于煤化工产品市场化定价机制较为成熟，成本上升转嫁到下游产业较为顺畅，煤炭价格上涨对其冲击较小。2021.9月秦皇岛Q5500动力煤现货均价为1338元/吨，同比增加756元;同期华东甲醇中间价均价为3076元/吨，同比增加1144元;虽然煤价持续突破历史新高，伴随甲醇售价的提升，吨甲醇毛利仍然与2020年同期持平甚至略有提升，尿素也同理。此外，因为电厂对高煤价较为抵制，港口现货价多为化工、水泥采购的散单价，港口的煤价的走势主要取决于化工企业的采购，边际定价。
3.1.2.保电压力下，电厂对煤价的容忍性将超预期
电煤消费供应结构中现货占比仅为26%，成本受现货涨幅影响相对较小。截至2020 年12月底，2021年煤炭中长期合同签约量达到21亿吨。我们测算，2021电煤消费供应结构中，仅有26%来自市场现货煤，64%来自长协煤采购，10%来自进口煤采购。现货价格增加传导到电厂成本，幅度有所减弱。现货价格已经不能反映电厂真实成本。
2021年9月，测算电厂用煤(Q5500)成本920元/吨，低于港口市场价1338元/吨。由于电厂成本由市场煤、长协煤、进口煤组成，加权平均后，7、8、9月电厂单位煤价(Q5500)分别为793元、832元、920元，低于同期市场煤价1016元、1073元、1338元。
电力供需紧张叠加高煤价，电价“只降不涨”惯性打破。7月至今，蒙西、四川、宁夏、上海、山东、广西、广东、安徽相继调整煤电电力交易市场价格，允许煤电交易价格在基准价的基础上可上浮不超过10%，湖南推出市场电版“煤电联动”。我们现行的电价机制为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，2020年暂不上浮。因此理论上2021年起电价可以上浮，只是在实操中电价还未实现真正意义上的市场化。
市场化交易电价上浮大势所趋。我们认为，当前电力供需紧张叠加高煤价的形势有望推动电价机制改革提速，形成有利于成本疏导的市场价格机制，还原电力商品属性。而市场化交易价格有望成为改革的抓手，允许市场电价上浮的政策有望在其他省份陆续推出。
3.2.焦煤：产量难增&力保电煤，供给收缩推动价格上涨
国内焦煤产量集中于山西，供给难放量。2021年1~8月国内焦煤供给端主要来自山西省、山东省，分别占比48%、9%。而在上文已分析，山西省煤炭已满产，后续释放产能空间较小;山东省2021年底前要退出3300万吨以炼焦配煤为主的产能，因此国内供给难方量。进口方面，1~7月累计同比减少43%，澳煤缺口难补。
全国力保电煤，部分炼焦配煤将以电煤形式销售。据山西省人民政府门户网站，9.29日“山西省保供十四省(区、市)四季度煤炭中长期合同对接签订会”在太原晋阳湖国际会议中心举行。会上，山西与河北、山东、江苏、浙江、天津等14个省(区、市)签订四季度煤炭中长期保供合同，保障能源供应。山西省煤企将部分市场煤转为电煤销售，此举在缓解电煤保供压力的同时，将会带来对于钢铁、化工、建材用煤的下降，焦煤紧缺程度或加重。钢企焦煤库存新低，补库或推动煤价上涨。自2021年4月以来钢厂焦煤库存不断走低，9月钢铁企业焦煤库存仍位于历史低位。此外，全国主要钢厂螺纹开工率进入8月后止跌回升，钢厂逐步进入生产旺季。低库存叠加不低的需求，需求收缩不扰价格上行。
3.3.无烟煤：替代效应提升，预计持续补涨
替代效应提升，无烟煤市场将持续高景气。无烟煤是碳化程度以及热值最高的煤种，通常在经过洗选加工后以块煤、末煤、喷吹粉煤的产品形式对外销售，对应化工、火电、钢铁三大下游。无烟煤主要下游与动力煤、炼焦煤高度重合，伴随动力、炼焦煤价不断突破新高，无烟煤价格预计将持续补涨。
4.投资建议
投资建议，推荐：1)价格调整更快，预期估值更低的公司，兰花科创、冀中能源、平煤股份、昊华能源、山煤国际、盘江股份、山西焦化;2)行业弹性龙头，中煤能源、兖州煤业、山西焦煤、潞安环能、山西焦煤;3)积极转型新能源的煤炭公司，华阳股份、中国旭阳集团。4)强盈利能力的淮北矿业、陕西煤业、中国神华，具备可观绝对收益。
5.风险提示
1)宏观经济增长不及预期。得益于2020年的低基数和2021上半年国内良好的出口和内销，上半年经济保持良好增长态势，倘若下半年宏观经济不及预期，则公司的生产和经营将受到一定影响。
2)进口煤大规模进入。受2020年末国家取消澳洲煤进口影响，2021年国内焦煤市场始终处于供小于求的状态，2021年5月发改委官网发布将无限期暂停国家发展改革委与澳联邦政府相关部门共同牵头的中澳战略经济对话机制下一切活动，2021下半年澳煤进口将难有突破。但是倘若国内放开澳洲煤炭进口或者找到其它进口替代国，那么将对焦煤的价格产生一定影响。
3)供给超预期释放。发改委等部门年初至今持续督促煤企在安全生产的前提下有效释放优质产能，9月以来煤炭供给有所提升，但因安全生产等问题整体产量释放有限。若四季度产能超预期释放，则将扭转煤价上涨的势头。
本文选编自“煤炭乾坤”，作者：国君煤炭；智通财经编辑：庄礼佳。
