1. 全球煤炭供给缺乏弹性，中期煤炭紧缺

1.1 国内煤炭产能进入收缩期，国内产能加速退出

“碳中和”政策造成国内煤炭行业固定资产投资意愿大幅下降。 国有煤炭企业投资侧重于转型，集中于新能源领域;而民营煤企受2020年内蒙古 地区“腐败倒查20年”影响，涉煤投资意愿同样减弱。 当前叠加“碳中和”政策的影响，由于新建矿井可采年限最低均超过50年，而随 着“碳中和”背景下能源消费结构的转变，未来不确定性加强，煤炭行业投资意 愿进一步下降。

1.2.1中小煤矿产能加速退出，我国煤炭产能进入收缩期

目前我国尚存在大量的中小煤矿，中东部、西南地区存在大量产能规模60万吨以下的 矿井，该部分产能合计5.23亿吨，预计至少2030年以前退出。 产能规模90万吨及其以下矿井合计产能高达 8.6亿吨，占当前我国合法产能的23.8%。 该部分矿井资源濒临枯竭，可采年限普遍在 15年甚至10年以内。 典型特点：高水、高瓦斯、高成本。 预计该部分矿井在2035年以前必然全部退出。

1.2.2 保供增量有限，中东部产量下降不可避免

当前产量维持增长仅有山西、新疆、宁夏、内蒙和陕西五省，其他绝大部分省份产量 均大幅下滑。 保供增量是有限，增量依靠新疆为主，中东部地区产量下降问题不可避免。 考虑到未来正常维检工作的开展，以及明盘生产的逐步消退，我国煤炭产量月度产量 维持在3.3-3.35亿吨左右，考虑到春节淡旺季影响因素，全年预计产量40亿吨左右， 增量有限。

1.3 中国相关主要煤炭生产主体产量整体大幅下滑

国际矿商煤炭产量2014年达峰后，至2020年 已经下降46%，预计到2022年产量绝对量下 降3亿吨，降幅47%。且国际矿商煤炭部门资 本开支维持低位，无新建产能计划。

印尼产量基本维持相对稳定，紧缩矿业政策限 制了产能扩张，同时近期受能源矿务部法令影 响，出口额度受限;而蒙古煤炭产量总量较少， 叠加中期增量有限，预计出口中国难有大规模 增量。

1.4 亚洲煤炭需求增速高企加剧中国周边供给紧张

日本韩国印度煤炭进口整体增加。2016年以来印日韩三国煤炭进口量持续稳定增长， 虽然2020年出现下滑情况，但是预计随着国际经济的恢复，尤其是随着印度的恢复， 三国进口量将预计22年开始延续2016年以来的增长态势。

东南亚、南亚地区需求强劲，国际供需关系逐步偏紧。亚太地区煤炭需求受火电需求拉 动呈现小幅增长态势。随着东南亚、南亚地区人口增长、城市化发展，能源消费将出现 快速增长。这些地区对能源的需求已远超自身产量，将主要依靠进口维持可持续工业发 展的能源需求。进入22年，随着疫情后的经济复苏，因此造成需求激烈大幅增长。

1.5 天然气紧缺价格高位带动国际煤价维持高位

国际天然气价格的上涨，煤炭替代作用开始显现，带动了国际煤价上涨 。 国际能源署(EIA)发布2021年煤炭报告中，全球煤炭发电量预计在2021上升9%。 而在其最新的短期能源展望(STEO) 中称，预计2021年美国的燃煤发电量将比 2020年增加22% 。由于天然气价格显着上涨和煤炭价格相对稳定，今年美国电 力部门的燃煤电厂发电量增加。2021年，美国煤炭发电量将出现自2014年以来的 首次同比增长。

1.6 国际、国内煤价互相印证，高煤价成为常态

国际煤炭供给逐步缩减，但是进入22年需求端面临，东南亚、南亚地区复苏拉动需求 大规模增长，日本、美国等国出现因天然气价格过高，煤炭替代天然气消费。因此造 成国际煤炭供给日益紧张，国际煤价持续维持高位，预期至少200美元/吨，对标国内 1400元/吨。

国际、国内煤价互相影响，国内外煤炭供给紧张格局促使全球煤价维持高位。中国煤 炭进口量维持在3亿吨左右规模，占我国沿海煤炭市场约30%。因此国际煤价对国内煤 价影响较大。在国际国内供给持续紧张的状态下，预计国内煤价维持在1200元/吨以 上，甚至持续维持在1500元/吨，将成为3-5年的常态。

2. 短期保供影响及2022年走势分析

2.1短期“保供”部分产量不可持续

2021年下半年发改委批复核增产能3亿吨，但是实际兑现产量的产能的只 有2亿吨。 兑现产量的产能中，其中1亿吨可持续生产。另外1亿吨“明盘矿井”短期月贡献产量 1500-1800万吨，但是预计3-4月份后陆续退出。预计6月份左右煤炭供给在此紧缺。 后续无大规模新增产能可能。受限于历史资本开支不足，导致无大规模新增 产能可能。

2.2 “保供”产量不可持续，“明盘生产”影响较大

“保供”产量：一部分来自于现有产能核增成设计产能，但是牺牲了巷道建设、 维检工作，另外一部分来自于“明盘生产”。统计明盘生产涉及到的临时征地产能合计1.038亿吨，由于明盘生产不受煤管票限制，短期产量增量规模较大，预 计该部分产量月度增加供给量至少达1500万吨。

明盘开采：是原来井工矿或露天煤矿，开采枯竭后剩余的部分煤炭资源，未形成煤层。该部分开采需要破怀植被进 行露天开采，2017年至2020年因环保原因禁止开采。但现在因为保供而允许开采。明盘开采短时间会大规模增加 产量，甚至超过原煤矿的核定产能。但是本质上还是资源枯竭的煤矿，开采持续时间一般3-6个月，最长9个月左右， 其后基本彻底枯竭。

预计鄂尔多斯日产量将随着“明盘矿”的衰减而产量下降，预期由280万吨逐步降低至220-230万吨，目前已经降 低至250-260万吨水平。

2.3中期煤炭供给紧张逻辑不改，2022年夏季开始显现

短期保供产量不具备持续性。预计2021年12月我国煤炭产量达峰，日均产量 1200万吨。进入2022年受无核增产能增量和老旧矿井退出影响，煤炭产量 将逐步下降。

全社会库存处于低位成为常态，加剧供给格局紧张。进入2022年我国将逐步 加入全球因过去数年固定资产投资减少，而导致的煤炭供给收缩的全球趋势 之中，煤炭供给紧缺导致的能源紧张问题也将逐步凸显。

2.4 一季度需求超预期，后续进入旺季需求持续走强

2021年四季度发改委在全国多省市开展大范围的“能耗双控”政策，压制的 需求在2022年一季度集中释放，最终出现一季度需求超预期。 据统计局统计，2022年1-2月，全社会用电量累计13467亿千瓦时，同比增长 5.8%。 25省(除新青藏、云贵川)发电量1-2月累计增幅9.28%。

2.5 短期保供不均衡，非电力企业库存维持低位

非电力企业库存处于低位，长江下游港口和广州港库存持续走低。长江下游港口和广 州港库存煤炭以非电力企业为主。在当前“保供”煤炭产量维持高位之际，电力企业 库存仅仅恢复正常水平，但是非电力企业煤炭库存却持续下降。当前非电力企业“能 耗双控”后，复工需求补库需求急剧增加。

近期沿海库存准逐步下降。环渤海港口和沿海8省电厂库存均出现持续下降。

2.6 强力推行煤电企业长协制度，缓解电价上涨压力

12月3日中长期签订合同履约工作方案(征求意见稿)落地，22年定价基准为 675元/吨，较17年535元/吨涨幅约26%。 方案规定了年度长协价格定价机制。新定价公式为：下月年度长协价格=675/2+ (环渤海指数+市场网指数+沿海电煤价格指数+全国煤炭价格指数)/8。同时设 置价格区间为570-770元/吨。

供电用煤依靠长协制度保障量价。一方面严厉限制产地煤炭长协交易价格区间， 另一方面计划大幅提升供电用煤长协比例提升。以保障电力企业正常运行，降低 经营压力。

2.7 市场价：港口煤价中枢维持在1500元/吨

预计2022年煤价中枢至少维持在1500元/吨 。 前述方案未对现货价格进行限制约束。相关部门还是希望通过增加煤炭交易 中长期合同占比、和规定年度长协价格来稳住煤价。高比例中长期合同存在 现实执行困难，最终预期现货价格持续维持高位，最终煤企盈利维持高位。 非电力用煤，尊重市场规律，以现货为主。有利于水泥、化工等行业节能降 耗、实现逐步减排。

3. 滞胀风险带来能源板块投资机会

3.1 煤炭、天然气是全球能源供给的主要来源

煤炭、天然气为经济发展的基石，基础能源的中流砥柱。全球能源消费总量维持平稳 小幅增长态势，2010年以来全球能源消费增速维持在1%-2%左右。2019年全球能源 消费总量达到582 EJ。 其中，天然气消费占比2000年至今保持稳中有升的趋势，占比已经升至25%;而煤炭 消费占比2011年以来有所下降，但是始终保持在25%以上水平。总的来看，煤炭和天 然气合计占比持续稳定在52%左右，在全球能源消费中居重要地位。

3.2 煤炭、天然气是发达国家的主要电力来源

当前天然气和煤炭仍然是发达国家的重要电力来源。2020年，美国和欧洲总发电量中， 天然气占比分别为40.56%和19.61%，煤炭占比分别为19.69%和14.85%，二者合计 占比分别为30.61%和17.39%。 因此天然气和煤炭在欧美等发达国家的供电体系中影响较高，其价格的持续上升，将 显著推升发电成本，不利于电力供给的稳定。

3.3 电力成本上升将影响下游工业生产

能源价格上涨导致当前欧洲电价持续上行，以德国为例，2021年3月至12月，在天然 气价格上涨推动下，EEX电力现货价格从47.2欧元/兆瓦时涨至221欧元/兆瓦时，涨幅 高达368%。虽然2022年1月因风力发电增加、气温转暖等因素影响，电价出现一定回 落，但整体仍处于100欧元/兆瓦时高位。

电力成本上升不利于下游工业运行，欧洲制造业PMI指数出现不同程度下滑。英国、 法国和德国22年1月PMI较21年峰值分别降低8.3、3.9和6.8pct，目前处于57.3%、 55.5%和58.3%的水平，若情况持续恶化，疫情后的经济复苏局势或将受到严重影响。

3.4 煤炭是我国主要能源消费来源

对于我国来说，煤炭一直在能源消费中占有极为重要的地位，即使在2011年以后占比 逐渐下降，目前占比仍然高达57%。

同时在近几年煤改气的政策推动下，我国天然气的消费占比一直在持续提高，2020年 约占8.2%。不过由于受到国内天然气资源较高开采难度的限制，国内天然气供给难以 充分满足需求增长，因而国内进口天然气的比重一直偏高，近三年占天然气消费总量 的比值一直在42%以上。

3.5.1 近年北美页岩资本开支大幅收缩

近年全球天然气产量增长主要源于对北美页岩气的开发，但长期的油价低迷和短期疫 情冲击下，页岩企业现金流状况持续恶化，资本开支大幅减少。2020和2021年样本企 业的合计资本开支分别为451和424亿美元，是2005年以来最低水平。

资本开支的大幅下降导致了新增钻井数的下滑。页岩气的产量衰减率较高，开发周期 在2-3年，其产量的稳定严重依赖于资金的不断投入，故20年起页岩企业资本开支的 下降使近年新钻井数维持低位。近几个月页岩气产量的增长也主要源于对存量钻井库 存的消耗，21年1月其数量仅为4466口，较20年7月的8874口下降了49.67%。

3.5.2 页岩气开发趋缓将影响天然气供给增速

油价回升未改油气企业对于页岩气开发的保守态度。虽然目前油价持续回升，但在拜 登政府能源政策压制下，叠加股东提高分红回报要求及ESG影响，页岩开发保持克制。 此外，持续的供应链问题和劳动力短缺令钻井平台的部署时间增加了3个月，同时考虑 到低成本优质气田的消耗，当前页岩开发的成本压力也在增加。 因此，在当前存量钻井持续消耗，新开钻井增长缓慢的情形下，预计22年北美页岩气 产量仍将维持高位水平;但若资本开支无明显回升，按当前钻井库存消耗情况计算， 预计23年开始天然气供给将出现明显下降。

3.5.3 天然气价格高企将影响我国进口天然气量

在全球天然气供给紧张的大背景下，天然气进口价格持续走高，势必将压制后续进口 量增速。目前我国天然气的月进口量增速已经在持续下降，尤其是LNG的长协单比例 较低，降幅显著高于管道气，21年12月当月同比已经从5月份的36.5%降至1.6%。 根据目前天然气进口情况，保守预计全年同比增速为12%，对应年天然气进口量为 1558亿立方米。中性情况下，假设未来因天然气价格高企造成进口量减少5%，则将 造成280.41EJ的能源缺口，对应原煤消费量为1.35亿吨，占我国2020年煤炭总产量的 3.5%。

3.6 天然气进口下降会加剧煤炭供需紧张局面

如若天然气进口增速不及预期，这对于我国碳中和政策下的能源结构调整将是一个重 大挑战。在碳达峰、碳中和政策下，我国提出到2030年，国内单位生产总值的二氧化 碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右的 目标，这意味着2030年我国化石能源的占比需要从当前的84%下降约9pct。

根据欧美等发达国家经验，由于光伏、风电等新能源发电均存在发电量不稳定的问题， 天然气往往作为备用能源，通过地下储气库和LNG接收站两种方式来进行调峰。如果 我国天然气进口下降，很可能会增加新能源发电的调峰压力，进而影响风电光伏占比 的进一步提升。因此，在天然气供给持续偏紧的情况下，我国“煤转气”进程或将受 到干扰，进而影响我国能源消费结构的转型过程。

3.7 煤炭供需矛盾致使价格持续攀升

天然气的供给偏紧，将会导致我国能源需求更加依赖于煤炭，进而加剧我国煤炭供给 紧张状态。 煤炭供给紧张，且短期供需错配的矛盾难以调和，致使煤炭价格持续上涨。当前煤炭 消费淡季，煤价已经上涨至1500-1600元/吨水平，而国际煤价维持在260美元/吨以 上，折合国内煤价约2200元/吨，国内外价格依旧倒挂。国际能源价格高企，促使国 内价格不断上涨。