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来源：天一能源

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未来2022年，动力煤供给端在此前大量的保供产能的调节下，将能够保障旺季我国的煤炭需求。同时在淡季来临时，又可以通过停止超常规生产等方式收缩部分产能，确保我国整体的煤炭供应量维持在较为合理的范围。

需求方面从大趋势上来说，火电占我国能源比重是在逐年降低的，只是主体地位也是短期难以改变的。所以我们对于短期内的火电需求依然持较为乐观的态度。其他用煤领域方面，水泥受制于房地产行业的低迷较为悲观。但是煤化工尤其是新型煤化工领域将成为未来发展的一大亮点。

整体上而言，2022年动力煤行情将会呈现季节性波动态势，随着迎峰度夏以及迎峰度冬两个旺季而趋势性上涨。年初则会随着春节淡季的临近而呈现出全年的低点，2022年全年的走势将相对可控，整体的波动范围在500-1000之间。

第一部分 2021年煤炭市场走势回顾

一、动力煤价格剧烈波动重心上移

进入2021年以后，随着春节传统淡季的到来，煤炭价格经历了一波季节性回落。在春节后复工复产进行时，煤价开始震荡上涨。尤其是在进入5月后，由于下游迎峰度夏的补库压力，煤价涨势开始加快，使得政府出手干预保供工作，价格呈现出明显的回调态势。但是随着旺季的来临，价格重回震荡走强的上行通道中。进入9月份后，由于冬季补库的开展以及全球性能源危机的影响，叠加上我国持续紧张的煤炭供应，全国范围的因用煤紧张而带来的限电开始蔓延，动力煤价格也呈现飞速上行态势。彼时现货价格在10月中旬时甚至已经高达2500元以上。面对如此高的价格，电厂苦不堪言，全行业亏损，被迫限电成为常见显现。为了保障百姓温暖过冬，政府开始下大力气密集出台各项政策，促生产保供应，煤炭价格开始快速回落，并且终于在11月使得煤价回归7-8月时的水平。此后煤价开始窄幅震荡波动，现货价格也呈现止跌企稳的态势。

第二部分 动力煤供给分析及展望

一、2021年煤炭进口全面开放依然同比下降　　

据海关统计数据显示，2021年10月份，我国进口动力煤753.15万吨，较去年同期的346.2万吨增加406.95万吨，增长117.5%。较9月份的798.27万吨减少45.12万吨，下降5.65%。2021年1-10月份，我国共进口动力煤6626.3万吨，同比下降12.86%，而前9月为下降20.05%。

2021年我国进口煤政策一直维持在开放态势，除了澳洲煤以外，其他各国煤碳进口都来者不拒。在2020年几乎占我国进口煤炭半壁江山的澳煤被禁后，这一大块蛋糕落入了俄罗斯、印尼、南非、蒙古等国的手中，也使得我国的煤炭进口主要来源国发生了较大的变化。当前的进口煤市场，以俄罗斯及印尼煤为主。而2021年进口煤的价格，也随着全球性的能源危机以及国内煤炭价格的高涨而水涨船高，再加上国际海运费价格的上涨，使得进口煤的价格优势被不断弱化，因此也未能起到大量补充内贸煤缺口的作用。未来2022年，随着我国煤炭产能的释放，煤炭供应端缺口也将不断收窄。届时已经停滞一年的进口煤限制或将重新提上日程，进口政策也将始终作为政府调节煤炭市场的有效工具而不断变化。

二、煤炭供给将持续放量

2021年1-11月份，生产原煤367427万吨，同比增长4.2%，比2019年同期增长4.6%，两年平均增长2.3%。10月份全国煤炭销量完成33100万吨，同比增加1800万吨，增加5.75%。2021年的煤炭产量在上半年一直维持较低水平，环比也在持续下滑。直到8月份开始，产量才有了较为明显的增长势头，之后随着保供政策的助推，煤炭产量开始大幅增长，预计四季度产量将继续大幅上升。

2021年煤炭供应端受“倒查二十年”、安监、环保等因素而产能大幅缩减。到了下半年由于保供需要，政策开始发力。先后审批了107座露天矿的临时用地，总计核定产能达1.69亿吨，预计增量产能在5000万吨。另外内蒙和山西还核增了部分产能，总共预计有2.19亿吨左右，预计四季度将能够带来4320万吨左右的增量。发改委也在11月时就发文表示日均煤炭产量已经稳定在1200万吨以上水平。如果政策导向不变，那么2022年供给端大概率将继续维持高产出。但需要注意的是临时性保供政策到期后，供给端政策导向的变化。

三、煤炭运输成本上升

2021年运输端没有出现大的波折。大秦线年度两次集中检修对于运力影响也较往年偏小。铁路运力较为充足是主要基调，并且在集中保供的时间点铁路运输也是全力配合的，整体而言较为平稳。而海运方面就起伏较大了，尤其是国际海运价格，我们从BDI指数今年的变化中也可以看到，大起大落是今年最大的特点。这也使得今年的进口煤价格优势较往年偏弱。未来2022年，随着国际运价在指数的高位回落，海运成本也能略有降低。国内运费方面，则依然将随着电厂季节性补库的节奏呈现宽幅震荡的走势。

另外，2019年通车的浩吉铁路虽然运量依然不及预期，周边配套设施、铁路专用线都尚待完善，但是未来的增量将不可小觑。浩吉铁路的通车也意味着北煤南运的传统路径铁路到海、海进江的模式被打破，铁路直达将更加方便快捷。

第三部分 动力煤下游需求分析及展望

一、火力发电增幅加大

国家统计局最新数据显示，2021年1-11月份，全国发电设备累计平均利用小时3483小时，比上年同期增加87小时。全国火电设备平均利用小时为4018小时，比上年同期增加277小时，其中，燃煤发电设备平均利用小时为4155小时，比上年同期增加325小时，燃气发电设备平均利用小时为2442小时，比上年同期增加78小时。

2021年以来，由于气候原因所造成的水电供应下滑较为明显。也正因如此，火电承担了较多的发电任务，我们可以看到2021年的火电发电量持续增长，火力发电设备平均利用小时数的同比增速也远高于往年。虽然在我国能源发展战略的指引下，火电应该是逐年递减的状态，但是由于今年以及明年可能的拉尼娜气候，降水量或将持续偏低。因此火电在2022年或将继续增长态势，电煤的消费也将有较强的支撑。

二、工业用煤将呈现分化态势

（一）传统工业行业用煤料将有所下滑　

电解铝行业总电耗约占全国发电量的7-8%，据最新数据显示，2021年11月（30天）中国电解铝产量306.8万吨，同比下降3%，日均产量10.2万吨，环比持平。2021年1-11月中国共生产电解铝产量3531.7万吨，累计同比增4.35%。2021年由于国家对高耗能电解铝行业的严格管控，电解铝产量呈现持续下滑的态势。未来2022年在煤炭供应情况好转的前提下，限电所带来的减产将减少，但是“能耗双控”以及“双碳”问题所带来的影响仍然存在。因此产量也不可能呈现较大的增长态势。

据最新数据显示，2021年11月全国水泥产量1.9亿吨，同比下降18.6%；2021年1-11月全国水泥总产量21.7亿吨，同比减少0.2%。水泥行业在2021年也同样表现较弱，并且下半年下滑更为明显，这主要是因为房地产行业的明显走弱而造成的。随着房地产政策收紧的延续，地产行业的低迷在2022年将继续延续。但另一方面，由于在2021年下半年地方专项债发行加速，未来基建的发展加速或将起到一定的对冲作用。整体来看，2022年的水泥需求依然将较为低迷，水泥产量在春节传统淡季结束后也难有亮眼表现，2022年下半年或将略强于上半年。从而水泥耗煤量也将呈现前低后高的态势。

（二）新型煤化工是“双碳”目标下煤炭行业发展方向

受到自然资源禀赋特点制约，我国一直受到“多煤少油缺气”的困扰，因此长期以来煤炭一直是我国的占比最大的能源来源。但是原油和天然气对外依赖度非常强，其剧烈的价格波动会对我国整体能源和经济安全造成威胁。而且煤炭作为我国主体能源，要按照绿色低碳的发展方向，新型煤化工对标实现碳达峰、碳中和目标任务，立足国情、控制总量、有序减量替代，推进煤炭消费转型升级。

根据煤炭工业协会发布的的《现代煤化工“十四五”发展指导意见》，我国在“十四五”期间的发展目标是建成煤制气产能150亿立方米，煤制油产能1200万吨，煤制烯烃产能1500万吨，煤制乙二醇产能800万吨，完成百万吨级煤制芳烃、煤制乙醇、百万吨级煤焦油深加工、千万吨级低阶煤分质分级利用示范，建成3000万吨长焰煤热解分质分级清洁利用产能规模。转化煤量达到1.6亿吨标煤左右。

新型煤化工技术产物以清洁能源为主，但原料利用率高，能够减少煤原料的浪费。同时，新型煤化工技术还能促进煤开发和煤工业融合，将煤炭原料转变为高能化工产品。在传统煤化工技术的基础上，新型煤化工技术结合煤炭实际特点和市场需求，开发新型产品。在新型煤化工技术的发展过程中，煤炭达到了高度利用率，甚至将开发过程中产生的废气也变成了副产物。因此，新型煤化工将会是煤炭行业实现“双碳”目标的主要途径，未来将大有可为。

第四部分 影响煤炭价格的其他因素分析

一、2021年水电受气候影响出力较少

目前全球整体的能源发展趋势是要减少化石能源消耗，控制温室气体排放，大力发展可再生清洁能源。在此背景下，我国水力发电的地位日渐增强。“十四五”期间，我国将以西南地区、黄河上游等重点流域为重点，开发建设水电站。另外，为了优化能源结构，减少冗余、保护生态环境，关停小型水电也是工作重点之一。

2021年1-11月份，全国规模以上电厂水电发电量11134亿千瓦时，同比下降2.2%，增速比上年同期回落7.1个百分点。2021年1-11月份，全国水电设备平均利用小时为3428小时，比上年同期降低199小时。在水电装机容量排前10的省份中，除浙江和四川外，其他省份水电设备平均利用小时均同比降低，其中，青海、广西、湖南、云南和广东降低超300小时，分别降低780、542、361、343和309小时。

总体来看，水电在2021年呈现出同比下降的态势，首先是由于2020年来水较好，水电基数较高。另外，这也和2021年较为严重的拉尼娜现象有关，全年降水量并不算很少，但是分布较为异于往年，呈现出北多南少的特点。因此，水电装机较为集中地区反而来水量偏低。

展望2022年，由于气象专家预测2021-2022是“双拉尼娜”现象，2022年延续拉尼娜气候的概率很大，因此降水量依然不容乐观。加之“我国能源发展十四五计划“对于小水电的淘汰以及黄河上游水电装机的发展将短期利空长期利多水电的影响，水电在2022年整体上依然将呈现较为平稳的发展态势。

二、光伏发电保持高速增长

由于近年严重的环境污染问题，政府越来越注重清洁的新能源的发展。其中利用太阳能(000591)发并网发电的光伏发电越来越受到重视。

国家能源局最新数据显示，2021年前三季度，全国光伏新增装机2556万千瓦，其中，光伏电站915万千瓦、分布式光伏1641万千瓦。到2021年9月底，光伏发电累计装机2.78亿千瓦。从新增装机布局看，装机占比较高的区域为华北、华东和华中地区，分别占全国新增装机的44%、19%和17%。

前三季度，全国光伏发电利用率98.0%，同比下降0.3个百分点，弃光电量约50.2亿千瓦时。光伏消纳问题较为突出的西北地区、华北地区光伏发电利用率分别为94.7%、98.5%，同比分别下降1.2个百分点和升高0.2个百分点。从目前我国新能源行业的发展速度来看，光伏行业正处于黄金发展期，随着技术的不断进步，未来发展空间非常广阔，体量也将逐渐扩大。

三、风电新增投产有望提速

国家能源局数据显示，2021年前三季度，全国风电新增并网装机1643万千瓦，其中陆上风电新增装机1261万千瓦、海上风电新增装机382万千瓦。从新增装机分布看，中东部和南方地区占比约60%，“三北”地区占40%，风电开发布局进一步优化。到2021年9月底，全国风电累计装机2.97亿千瓦，其中陆上风电累计装机2.84亿千瓦、海上风电累计装机1319万千瓦。

据电网调度快报，截至2021年11月14日，我国风电并网装机容量达到30015万千瓦，突破3亿千瓦大关，较2016年底实现翻番，是2020年底欧盟风电总装机的1.4倍、是美国的2.6倍，已连续12年稳居全球第一。目前，风电占全国电源总装机比例约13%、发电量占全社会用电量比例约7.5%，较2020年底分别提升0.3和1.3个百分点，风电对全国电力供应的贡献不断提升。

据全球能源互联网发展合作组织预测，按照中国碳达峰、碳中和的战略目标，2025年我国风电装机有望达到5亿千瓦，2030年达到8亿千瓦，2050年达到22亿千瓦，2060年将突破25亿千瓦。同时，我国风电发展也面临着一些问题，比如风电弃风量大、上网难，此前无序发展产生了很多产能浪费等。2019年时，国家取消了风电的补贴政策，风电发展开始走上正轨。政策方面也从我国实际情况出发，更倾向于鼓励发展分散式风电项目，并且强调风电并网和消纳能力。可以预见，未来2022年风电的发展速度还将维持较高水平。

四、核电发展前景广阔

核能发电相较于水电、光伏、风电等清洁能源发电具有无间歇性、受自然条件约束少优点，根据核能行业协会的统计数据，使用核能发电替代火电，每度电相当于减少燃烧标煤318g，可减少833.16g 二氧化碳、2.7g 二氧化硫及2.35g 氮氧化物排放。但是收到福岛核事故影响，近年来世界各国对于核电的发展都非常谨慎。

根据中国核能行业协会数据，纵观2011-2020年，除了2011年外，其余年份全国商运核电机组装机规模均保持增长。到了2021年12月，中国并网核电站数量已经达到52座，另外还有17座在建、37座计划新建中。

最新数据显示，截至2021年11月底，全国核电装机容量5326万千瓦，同比增长6.8%。2021年1-11月份，全国核电发电量3702亿千瓦时，同比增长11.9%，增速比上年同期提高6.9个百分点。2021年1-11月份，全国核电设备平均利用小时7102小时，比上年同期增加356小时。另外，2021年核电投资增长也较快，1-11月核电电源工程完成投资431亿元，同比增长51.4%。

受2011年福岛核事故影响，我国核电行业发展在2011-2014年经历了一段低迷的时期，但是仍然不改我国支持核电行业发展的路线。并且随着“节能降碳”目标的提出，核电较为稳定的输出以及完全闭环的处理方式都使其成为能源优先发展的目标。随着我国自主研发的“三代”、“四代”核电技术的普及应用，核电的安全性也大大提高，未来我国的核电发展也将拥有更加广阔的空间。

五、特高压输电建设进入高速发展期

随着我国经济不断发展，综合国力不断进步，我国已经成为世界上最大的能源消费国，与此同时，我国能源分布不均的弊端也逐渐显现出来。我国能源消费以煤炭为主，国内煤炭分布特征为“西多东少，北多南少”，但是能源的主要需求方恰恰在我国经济较为发达的南方和东部沿海地区，因此催生了特高压输电技术。　　

中电联最新数据显示，2021年1-11月份，全国跨区送电完成6325亿千瓦时，同比增长5.7%。其中，华北送华中（特高压）42亿千瓦时，同比增长20.6%。近年来，我国对于特高压输配电的建设非常重视。根据国家电网公司的规划，“十四五”期间特高压交直流工程总投资3002亿元，新增特高压交流线路1.26万公里、变电容量1.74亿千伏安，新增直流线路1.72万公里、换流容量1.63亿千瓦，特高压电网将迎来新一轮的建设高峰期。“十四五”期间，国家电网新增跨区输电通道以输送清洁能源为主，“十四五”规划建成7回特高压直流，新增输电能力5600万千瓦。到2025年，国家电网经营区跨省跨区输电能力达到3.0亿千瓦，输送清洁能源占比达到50%。据机构预测，2025年我国特高压工程线路长度将达61275公里。特高压输配电的发展不仅仅将利空我国东南沿海地区的煤炭消耗，也将逐步改变我国整体能源存耗的新格局，煤炭就地转化以及西部地区的煤炭开发将步入新的发展阶段。

第五部分 后市展望

2021年动力煤可以说是机遇与风险并存的一年，大起大落已经不足以形容动力煤的行情。短短两个月的时间点价格上涨了2.6倍，然后又在十几天后回到了两个月前的水平。造成这波急涨急跌的因素也较为复杂。供给端的紧张是上涨的动力，另外还叠加上全球性的能源危机以及水电出力不足的客观原因。而动力煤作为我国重要的能源品种，国家的宏观调控也是必然。因此未来的煤炭价格也将在更为合理的价格区间波动，这样不仅符合煤炭上下游企业的利益，也能够确保我国现阶段依然以煤炭为主体的能源结构的安全。

未来2022年，动力煤供给端在此前大量的保供产能的调节下，将能够保障旺季我国的煤炭需求。同时在淡季来临时，又可以通过停止超常规生产等方式收缩部分产能，确保我国整体的煤炭供应量维持在较为合理的范围。另外，此前煤矿的核增产能以及临时用地在2022年依然还会继续生产，所以供应端的紧张大概率会明显好转。需要注意的是突发性事件以及政策因素带来的影响，大体上供应将维持较为宽松的局面。另外进口煤方面还是要依靠进口政策的导向，大概率会继续着充当煤炭供给调节器的作用。

需求方面从大趋势上来说，火电占我国能源比重是在逐年降低的，只是主体地位也是短期难以改变的。因此国家政治经济工作会议也强调了对运动式减碳的纠偏。目前我国能源发展的现状是新能源整体体量较小，而水电又受自然因素制约较大，所以我们对于短期内的火电需求依然持较为乐观的态度。其他用煤领域方面，水泥受制于房地产行业的低迷较为悲观。但是煤化工尤其是新型煤化工领域将成为未来发展的一大亮点。

整体上而言，2022年动力煤行情将会呈现季节性波动态势，整体上随着迎峰度夏以及迎峰度冬两个旺季而趋势性上涨。年初则会随着春节淡季的临近而呈现出全年的低点，2022年全年的走势将相对可控，整体的波动范围在500-1000之间。