跌幅取决于电厂盈亏平衡点的高低
2021年，在多项保供措施下，我们看到了煤炭产量的弹性，产量预计达到了有效产能的顶峰。2022年，由于老旧产能边际增量不多，产量的增加将主要依靠新增产能的释放。与2021年不同，2022年市场将整体呈现供应宽松的格局，在供需持续改善的背景下，煤价中枢下移的可能性较大。
2021年动力煤市场的三个特殊性
2021年春节期间，在有效保供的压力下，供大于求导致动力煤价格下跌；3月初，煤炭冬季保供有序退出，动力煤供应增速赶不上需求增速，价格出现了大幅上涨。
需求方面，由于外需和出口持续强于预期，在制造业拉动下，全国用电量增速与我国宏观经济下滑相背离。2021年4—9月，全国用电量增速高达10.44%，高于去年同期的4.84%及5年平均增速6.22%。与此同时，全国煤炭供应量增速却仅有1.13%。
供应方面，动力煤供应增速受限。一是在供给侧结构性改革的大背景下，中长期煤炭投资基础产能扩张不足；二是环保安检常态化，供应短缺扩大，市场煤炭资源紧张。2021年9月之后，“能耗双控”达标考核影响煤炭以及电力紧张达到高潮，全社会大范围内拉闸限电，电厂动力煤库存逆季节性大幅上行，动力煤现货价格在10月最高冲至2570元/吨。
针对煤炭电力短缺问题，2021年第四季度，政府各部门加强政策协调。截至2021年10月27日，电厂动力煤库存回升至1亿吨的正常水平，动力煤走出V形反转走势，短短两个月的时间动力煤期货价格从2000元/吨跌至800元/吨附近，现货价格从2570元/吨跌至1000元/吨附近。
总结来看，2021年是动力煤市场非常特殊的一年，其特殊性主要体现在以下三点：
第一，2021年动力煤价格与宏观经济的关系不同于往年。传统年份，宏观经济强弱是煤炭价格走势的主导因素，原煤价格走势与GDP增长相契合，但2021年煤炭短缺加剧了限电情况，进而影响经济增长。在传统周期中，煤炭是经济增长的同步指标，而原油因为具有较强的金融属性，通常是后周期的品种，即在经济增长过了高点之后反而会加速上涨，但2021年下半年以来，煤炭取代了原油的后周期地位。不过，由于煤炭的产业链短、金融属性弱，在供应短缺缓解之后，这种后周期属性就迅速向原油回归，煤炭价格又回到了经济增长的同步指标定性。
第二，2021年动力煤市场的主要矛盾在供给端，政策成为决定价格的最重要因素。从中长期来看，“十四五”规化确定了2030年碳中和的目标，能源转型战略对我国煤炭中长期供应形成约束。不过，从2022年的时间维度来看，受保供政策的影响，动力煤的供给端扰动将下降，需求成为2022年动力煤价格最大的影响因素。
第三，2021年我国煤炭和电力短缺是在“全球能源危机”的背景下出现的。2021年的全球能源危机在我国具体表现为缺煤、在欧洲具体表现为缺天然气、在美国表现为缺油，我国和欧洲导致的后果是电力紧张和电价大涨，美国导致的后果则是CPI和PPI高企，美国政府不得不通过号召多国抛售原油储备打压油价。而全球能源危机反映的是全球“碳中和、碳达峰”绿色发展转型战略导致的传统能源和新能源产业的冲突。
2022年煤价走势将与经济形势保持一致
我们的动力煤价格分析体系有三个核心逻辑：宏观经济形势（总需求）决定价格趋势的方向、供应决定价格趋势的强弱、季节性决定价格变化节奏。
2022年，动力煤价格走势仍将与宏观经济形势保持一致。受房地产投资及其衍生出的信用收缩影响，我国宏观经济从2021年7月开始承压前行，但工业生产是决定全社会用电量增速的最核心因素。2021年我国宏观经济承压前行主要体现为内需收缩，但工业生产部分仍然受外需韧性较强的驱动，所以2022年动力煤的需求主要看外需变化。
出口红利的促进效果减弱，但工业用电仍为增量核心
2021年，我国需求端用电量有显著增长。相关数据显示，2021年1—10月，全社会用电量约6.83万亿千瓦时，同比增加12.2%，比2019年同期增长15.2%。按照结构分析，工业制造业用电是增速的核心，其中四大高载能产业仍为主力军。除此之外，由于国外疫情一直反复，而我国疫情控制得当，出口情况较好，出口导向的用电也高于其他产业。同时，由于各类需求的全球订单都有增长，导致工厂产能增加，带动了整体工业用电用煤需求。由于出口高增长及与之配套的高耗能产业增长，加之新基建与乡村振兴战略，我国电力需求增速超过了经济增速。另外，从电厂角度来看，对比2020年和2019年，日耗有明显增长，除了工业用电需求增长外，居民用电平稳增长也是一部分原因。工业用电作为用电上限，而居民用电作为需求的下限，两者同时增长，使2021年用电增速中枢整体上移，能源需求达到历史峰值。
2021年，上半年用电高增，下半年由于“双控”政策增速有所回落，但仍有韧性。2022年，我们预计整体宏观经济周期处在下行趋势中，而后探底回升，用电量与经济增速有高相关性和同步性。房地产行业得益于政府调控2021年第四季度逐步修复，但仍处于下行周期，需求偏弱，拖累水泥等建材耗煤增长。整体来看，在2021年高基数的背景下，2022年随着全球供应链逐步恢复，出口增速回落导致相关行业用电用煤需求的促进作用有所减弱，但仍有一定韧性，所以2022年用电量增速将较2021年回落至5%左右。
电源结构处在缓慢改革中，电力供应依旧由火电兜底
2021年，水力发电偏弱，对火电的挤出效应较弱。以三峡为例，入库流量和出库流量整体时间后移，高峰时段从夏季推迟到了秋季，7月底到8月初尤为显著。虽然2021年广受关注的白鹤滩千万瓦级的水电站正式投产，但整体水力发电量仍低于2020年；核电机组与2020年相比，新增有限；在其他方式发电捉襟见肘时，2021年整体电源结构仍以火电为主，呈现“水消火涨”的态势。相关数据显示，2021年1—10月，全国规模以上电厂发电量67176亿千瓦时，同比增长10.0%，增速比上年同期提高8.6个百分点。其中，全国规模以上电厂火电发电量47556亿千瓦时，同比增长11.3%，增速比上年同期提高11.7个百分点；而全国规模以上电厂水电发电量10222亿千瓦时，同比下降2.3%，增速比上年同期回落6.5个百分点。
在“碳达峰、碳中和”的“双碳”大背景下，国家积极推进能源结构改革，鼓励清洁能源的使用。2021年10月，《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》发布，我国关于“碳中和”战略的顶层设计正式落地。这意味着从中长期来看煤炭需求减少是必然的，行业的投资积极性将会减弱，同时清洁能源以及配套设施成为政府鼓励发展项目。根据国家能源局规划，2021年，全国风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到11%，后续逐年提高，2025年将达到16.5%。因此，预计2022年全国风电、光伏发电量占全社会用电量的比重在13.5%—14%，蚕食部分火电份额。不过，短期在清洁能源的储能技术还未完全成熟的情况下，火力发电不仅仍是发电的主要途径，还能有效调节电力，有显著的兜底作用。2022年，随着经济发展，煤炭整体消费仍会是正增长，但增速放缓至3%—4%。
2022年动力煤供给边际的增量预期较低
我国煤炭行业存在长度为8年左右的产能“扩张—收缩”周期，上一轮周期是从2008年—2015年，其中2011年之前的4年是产能扩张期，2011年之后的4年是产能收缩期。2016年起，我国煤炭行业应进入产能扩张期，但2015年开始的供给侧结构性改革限制了煤炭产能扩张，到2020年我国完成了《煤炭工业发展“十三五”规划》要求的淘汰落后产能8亿吨/年、置换增加先进产能5亿吨/年的目标。在此背景下，短期来看煤炭供给侧有以下特征：
煤炭产能有较大弹性，政策调控偏量不偏价
2021年3月冬季保供结束后，上半年煤炭整体供应不及预期，特别是6—7月的产量处在历史新低，山西和陕西的库存也低于2019年水平，主要原因一是安全环保检查常态化，2021年3月开始实施《刑法修正案》，“超产入刑”；二是内蒙古2020年以来持续进行“倒查20年”反腐，按月、按周发放煤管票，不得以“保供名义超产”，绝大部分煤矿生产都不超过核定产能；三是2021年喜迎建党百年大庆，安全生产标准趋严，任何一起煤矿事故都会导致全国范围内安全大检查。保供与安检相互冲突。
2021年下半年起，由于煤炭货源供不应求，“产量平控”和“能耗双控”调控政策逐渐增强，限电措施逐步升级，有关部门紧急采取措施，例如，增产保供、与相关企业开展座谈会、委派督导组进行督察以及利用“价格法”对煤炭市场价格进行干预等，由影响少数煤炭强相关的高耗能产业供应扩大到大面积品种供应收缩。国庆节后，随着增产保供一系列措施强有力地落实，煤炭产量有了快速释放。统计数据显示，2021年10月，原煤产量为3.57亿吨，同比增幅4%。同时，电煤供应水平大幅提升，供煤较2020年同期增加超过30%，持续大于耗煤，电厂存煤快速回升。2021年11月中下旬以来，电煤消耗有所增加，但日均供煤达到860万吨，最高达到943万吨历史峰值，日均供煤大于耗煤近200万吨，电厂存煤继续快速增长。由此预计，2022年春节发电供暖用煤将得到有力保障。
展望2022年，我们预计政府调控的重点在于产量供应而不是直接调控价格。2021年10月以来，快速上升的产量也说明了我国煤炭产能有较大弹性，政府仍可以根据需求预期通过保供以及限产等措施来调控产量，从而实现价格回落至550—850元/吨区间内的目标。
国外供应链趋于稳定，煤炭进口量分布均匀
虽然我国煤炭绝大部分是自给自足，但进口不可或缺，因为进口煤起到了补充供应的作用，增加了供应端的弹性。2019年下半年，我国实行了进口煤通关额度，强化煤炭进口管理控制。经过时间和行情的考验，我国进口限制制度有了更多经验，国家以及下游终端分配进口额度更加合理。2021年1—10月，进口煤炭总量2.57亿吨，同比增长1.9%，总进口量有所上升，但由于海运费高企、疫情等原因增量不多。整体来看，2021年全年煤炭进口量分布较为均匀，在保供月份进口量显著增多。
据统计，2021年1—10月，印尼累计进口煤炭7191万吨，俄罗斯累计进口煤炭4593万吨，蒙古累计进口煤炭1354万吨。澳大利亚除了10月有少量进口煤，2021年度的其他月份均没有澳煤进口。进口同步上升最快的国家是印尼和俄罗斯，而之前饱受关注的蒙煤受疫情通关的影响，进口量低于预期。值得注意的是，澳洲煤炭的禁止进口使进口煤的煤种发生结构性变化，虽然其他国家煤炭补足了供应量的短缺，但高卡优质煤种稀缺，市场仍存在结构性问题。现如今，主要以增加哥伦比亚的煤炭来补充部分高卡煤的需求，但由于与澳煤、印尼煤等传统煤炭供应国家比，哥伦比亚海运时间更长，不受中国买家的喜爱，所以可直供终端电厂、水泥厂等，这使得煤炭量减少，也使得可交割资源下降，最终只能从内产煤中采购高卡煤种，从而加剧了市场矛盾。
我们认为，2022年澳煤恢复到之前的量仍然较为困难，对供给边际的增量预期较低，预计俄罗斯、蒙古将取代澳大利亚、印尼一起成为我国主要的煤炭进口国。随着海外疫情得到控制，蒙古也许能在2022年给市场带来惊喜。整体来看，由于国外供应链趋于稳定，经济逐渐恢复，用煤需求提升，我国2022年进口增量或许并不显著。
行情展望及策略建议
需求方面，动力煤需求与宏观经济紧密相连，在预计2022年宏观经济周期探底回升、有拐点出现的背景下，动力煤的需求也将由弱转强，并且2021年高煤价带来的经济冲击会使2022年管控措施更加谨慎。供给方面，在去产能和能源反腐行动暂别舞台后，煤炭产能有显著提升。2021年在多项保供措施下，我们看到了煤炭产量的弹性，产量预计达到了有效产能的顶峰，2022年老旧产能边际增量不多，产量的增加将主要依靠新增产能的释放。与2021年不同，2022年市场将整体呈现供应宽松的格局，在供需持续改善的背景下，煤价中枢下移的可能性较大。
由于2021年电价改革会使煤电实现一定程度上的联动，所以煤炭价格不至于过度悲观，价格下行幅度具体可以关注电厂的盈亏平衡点。2021年12月3日召开的全国煤炭交易会公布了《2022年煤炭长期合同签订履约方案征求意见稿》，其中在2022年长协的价格方面明确了“基准价+浮动价”的定价机制不变，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/吨之间，其中下水煤长协基准价为700元/吨，较此前的535元/吨上调约31%。我们认为，700元/吨对上下游企业来说仍有盈利，此价格在除2021年以外的历史上都处于高价水平，所以对于煤企而言，价格仍有较大利润空间。对于电企而言，利润虽不高但不至于亏损，并且在电价允许上浮的情况下，煤价上涨的风险可以转移至电价，整体操作相较于往年更为灵活。由于大部分情况下市场煤价高于长协煤价，我们判断，港口5500大卡的现货价格运行区间有望在700—1000元/吨运行。
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