一、“十三五”回顾：煤炭消费占比已出现显著下降

　　煤炭一直是中国最主要的能源，在工业化快速发展的中前期，煤炭消费比重占比始终 在 70%以上。到工业化后期阶段，2012 年开始，随着节能减排及大气污染防治政策的大 力推进，煤炭在能源消费中的占比逐步下降，“十二五”至“十三五”期间，中国用 6 年 时间，将煤炭在能源消费中的占比由 70%降至 60%，2018 年煤炭消费比重已降至 59%， 2020 年比重降至 57%。

　　从需求总量看，煤炭需求 2019 年已经突破 40 亿吨(以原煤口径计算)，从 1990 年 以来 30 年时间里，伴随着中国工业化的起飞，煤炭需求增长累计超过 2.8 倍。从需求结 构而言，煤炭需求主要是四大行业：火力发电、钢铁、水泥建材以及化工行业，四大行业 近年来的占比已超过 85%。而在 1990 年代这一比重不足 75%，显示当时煤炭下游行业更 为分散，利用效率不高，也反映出当时电气化发展程度略低的问题。

　　以煤炭需求结构演变看，火电占比是持续提升的趋势，2015 年之前比重在 50%以下， 但近几年比重已经上升至 55%左右，而钢铁、建材、化工行业的耗煤则相对稳定(比例分 别约在 10%左右)。而火电比例提升，主要是原有分散用煤的行业电气化提升和原有的散 煤消费逐步清洁化，比如“煤改电”，从而增加了电力及电煤的需求，推动了电煤比例的 提升。

　　展望未来，在“碳达峰”和“碳中和”的远景目标下，电力行业的减碳成为优先目标， 即新能源发电预计将逐步挤压火电的份额，煤炭在能源消费中的比重或从 2020 年的 57% 降至 2030 年的 45%左右，2040 年或降至 30%以下。

　　二、中期碳达峰：煤炭消费顶点预计在 2025 年前后出现

　　1  煤炭消费达峰的目标或在“十四五”实现

　　实现“碳达峰”，最重要的推手是下游用煤行业单位产品的耗煤强度下降，但能源需 求总量的扩张也会影响煤炭消费达峰的节奏，如果能源需求总量提升速度较快，煤炭消费 达峰的节奏可能会放缓，反之如果能源需求总量增速控制较好，煤炭消费达峰的节奏也会 随之加快。

　　按照国家统计局核算数据，2020 年能源消费总量比上年增长 2.2%，能源消费总量约 达到 49.8 亿吨标准煤，天然气、水电、核电、风电等清洁能源消费占能源消费总量比重 比上年提高 1.1pcts，煤炭消费所占比重下降 1.0pcts。2020 年煤炭消费占比降至 57%左 右，对应标准煤量约 28.39 亿吨，对应原煤量约为 39.74 亿吨。

　　从历史数据分析，煤炭消费增速调整最快的时期是在“十一五”期间，这与整个社会 工业结构和地产等投资产业链的高耗能产业产量增速大幅放缓相关，“十二五”期间煤炭 消费增速进一步下降，在能源结构转型的基础上，地产投资产业链增速放缓也是需求下降 的重要原因。“十三五”期间，能源结构转型的步伐进一步加快，主要推动因素是新能源 发电成本的不断降低、大气污染防治系列政策以及“能源双控”政策的落实，煤炭平均的 消费复合增速已收窄至 0.56%，当然这其中与 2016 年的供给侧改革有一定的关系，高耗 能行业的去产能和去产量集中推进，导致煤炭需求有明显收缩，如果剔除 2016 年的影响， 近 4 年能源消费复合增速和煤炭消费复合增速则分别为 3.32%/1.04%。

　　按照目前政策提及的目标，2025 年，清洁能源发电占比将达到 20%，按照这一比例 推算，假设天然气消费占比达到 11%，石油消费占比达到 20%，新能源发电占比分别达 到 18%/19%/20%的情形下，如果全社会能源消费总量增速在 3%以下，煤炭年均复合增 速将基本均为负值。而从过去二十年能源消费增速变化趋势看，“十四五”能源消费增速 大概率在 3%左右，煤炭消费平均而言还有显著的正增长，但在有些年份可能会出现负增 长.

　　2  煤炭需求达峰的路径可沿现有趋势“外推”

　　“十四五”期间煤炭需求达峰的路径可以沿着目前的节能减排方式“外推”，总结而 言，主要是三大政策路径：一是继续推进“能源双控”政策，从宏观经济层面提高用能效 率以及从规划层面限制高耗能行业的扩张;二是加速电力的减碳化，即大力发展清洁能源 发电;三是强化对传统分散终端的煤炭消费的替代。

　　“十三五”期间，全国实施了能耗总量和强度“双控”行动，其政策目标是 2020 年单位 GDP 能耗比 2015 年降低 15%，能源消费总量控制在 50 亿吨标准煤以内。执行层面，国 务院将全国“双控”目标分解到各地区，各省份再将“双控”指标分解下达。从目前官方新闻 看，全国层面两个目标均已顺利完成，但也有个别省份未达到工作目标。而预计“十四五” 期间，在“能源双控”的政策指引下，各省对煤炭消费的压缩政策将延续“十三五”的政 策路径，但在执行力度层面有望更加严格。预计主要政策类型包含：

　　加大高耗能行业新增产能的严格审批以及落后产能淘汰，如严控重化工行业新增 产能规模、加大落后产能淘汰力度等措施，这一路径有助于提升行业集中度，也 有助于提升单位产品煤耗减量的效果和碳排放的监管效率。

　　压减煤炭消费政策，如根据“能源双控”的任务指标，控制煤炭消费增速等。清洁能源发电对电煤的替代，也是加速煤炭消费达峰的最重要因素，我们以国内水电、 核电、风电、光伏等四类清洁能源近三年的平均利用小时数为基础，测算了每新增 1GW 装机，对年度电煤消费的替代数量，其中核电替代效应最强，光伏的替代效应最弱，这与 各类型电源的利用小时数有密切关系。按照目前市场较为乐观的光伏风电装机预期，即“十 四五”期间，每年光伏装机新增规模为 50GW，风电装机新增规模为 30GW，考虑 20% 左右的弃风、弃光率，预计每年替代的电煤需求约为 4850 万吨左右，占到煤炭消费总量 的 1.2%，5 年累积的增量可以替代约 2.4 亿吨电煤。再考虑近两年即将投运的白鹤滩水电 站以及福清核电站 5～6 号机组，未来每年可节约的电煤量预计约有 3170 万吨，目前可 以预期的新增清洁能源装机每年发电量至少可占到煤炭消费量的 2%左右，如果换算成电 煤消费的占比，增量基本可以占到电煤需求的 4%左右，清洁能源发电新增装机的提速将 成为实现煤炭消费达峰的最主要推手。

　　对分散终端用户的耗煤替代，“十三五”期间政策效果较为明显的，主要是居民散煤 使用的“煤改气”、“煤改电”和中小工业园区的集中供热等，但也面临基础设施投入较高 以及终端用户能源成本上升的问题。预计“十四五”期间，相关政策还将延续，但会在替 代能源上采用更多的方式，比如北京市针对原有散煤取暖的用户，进一步提出鼓励使用“太 阳能+辅助加热”设备以及“多能联动、多热复合、多源合一”的新技术、新设备等。

　　基于下游各行业组的长期产量预测和单位煤耗预测，我们推算煤炭消费的达峰很可能 在 2025 年前后实现，从结构上看，钢铁行业由于电炉比例的逐步提升和产能的压缩，耗 煤很可能是持续下降的趋势;水泥行业耗煤前几年呈现缓慢下降的节奏，后续随着后工业 时代的到来，消费量和产量会有明显的下降，带动耗煤量快速下降;火电耗煤增量多数年 份也都保持正增长，但 2025 年之后平均增量预计会有明显的下降，主要取决于新能源发 电增长的速度和在总体发电量增量的占比程度;煤化工耗煤则预计有小幅增长，但各产品 耗煤的比例结构也是在动态变化的。

　　根据国家统计局公布的数据，我们推算 2020 年煤炭消费量约为 39.7 亿吨，预计 2025 年煤炭消费将达到峰值，数量为 41.8 亿吨，接近 42 亿吨，之后缓慢下降，预计 2030 年 达到 38.8 亿吨左右，2025～2030 年的年均复合增速为-1.5%。

　　三、远期碳中和：工业领域的“脱煤”是关键一步

　　1  工业领域脱碳是实现碳中和的关键

　　除电力部门逐渐脱碳之外，“碳中和”的主要实现路径包括：工艺节能降耗——消耗 化石能源的工业部门电气化提升——工业部门的深度脱碳，均离不开对传统工艺路线的改 变或者革命。

　　化石能源消费的结构看，煤炭领域主要集中在火电(消费占比 55%)、钢铁(消费占 比 12%)、水泥(消费占比 10%)、化工(消费占比 10%)等四大行业，四大行业消费在 总体中的占比已超过 85%。天然气的消费分布中，工业需求占比接近 43%，民用占比接 近 27%，交通领域占比超过 14%，工业部门也是天然气消费的主力。石油消费的下游则 主要对应交通部门。对于化石能源在发电和交通上的应用，目前减碳或者脱碳的手段已经 在大力推广，主要是通过非化石能源替代火力发电，以及新能源汽车替代燃油及天然气汽 车。下一步，工业部门脱碳的重点领域则主要集中在钢铁、水泥和化工等耗能大户行业。

　　从碳排放量角度看，煤炭是中国各类能源中排放量最大的，占总排放量的比重约为 70%，石油次之，占比不足 20%，天然气则比重最低。由于石油碳排放量中大部分源自交 通行业，因此中国工业体系减碳中的关键还在于煤炭使用的革命性变化。

　　2  钢铁行业减煤：氢能替代或为终极目标，中短期或依靠电炉产量占比提升

　　钢铁行业的耗煤主要体现在焦煤——焦炭——高炉炉料这一流程，焦煤在高温蒸馏下 形成焦炭，焦炭在钢铁高炉里作为基础炉料加热铁矿石等其他原料，同时发挥还原剂的作 用，这是最为传统的炼钢工艺，也称作长流程炼钢。相对应的还有短流程炼钢，也就是通 常所说的电炉炼钢，其工艺是使用交流电通过石墨电极输入炉内，在电极下端与金属料之 间产生电弧，利用电弧的高温直接加热炉料，使炼钢过程得以进行。电弧炉炼钢以废钢为 主要原料，因此除去所耗电力以及电炉中所需要的石墨电极，短流程并不会额外排放大量 CO2。

　　按照物料比例，长流程高炉炼钢吨钢需要消耗 0.45 吨焦炭，而 1 吨焦炭消耗约 1.3～ 1.4 吨干基各类型焦煤，因此吨钢耗煤量约在 0.61～0.62 吨焦煤。短流程炼钢过程中，吨 钢大约消耗 3kg 石墨电极，500 度电力(相当于消耗 217kg 原煤)，相较于高炉炼钢可节约将近 0.6 吨煤炭，节省碳排放量约 1.3 吨左右，大约相当于如果电炉炼钢所需要的电力 全部都由新能源发电所提供，则吨钢额外节省碳排放量约 0.4 吨，累计可节省约 1.7 吨二 氧化碳排放，减排效果明显。

　　按照最新可得的统计数据，2017 年中国钢铁行业碳排放量为 16.77 亿吨，单位钢铁 产量排放的二氧化碳约为 1.93 吨，钢铁的单位碳排放量已经呈现下降的趋势，从 2020 年 的 3 吨以上，已经下降到近几年的 2 吨以下，这主要是受益于工艺改进带来的效率提升以 及新增大型钢铁项目的规模效应。

　　从碳中和路径而言，钢铁行业的电气化已经有固定的模式，也为远期大幅脱碳提供了 可能，但是否可行还存在诸多障碍。 目前中国钢产量每年约接近 10 亿吨，而电炉炼钢占比仅在 10%左右，相比发达国家， 美国的电炉炼钢占比超过 50%，美国电炉炼钢比重有持续增加且有稳步上升的趋势，而德 国和日本则基本稳定在 25～30%左右。美国之所以有高占比，最主要的原因是美国工业 化过程相对较长，基建规模也远大于欧洲等国家，积累了大量的废钢，而废钢是电炉炼钢 里的基本原料，过剩的废钢供应使废钢价格只有铁水价格的 40%左右，使电炉拥有显著的 原料成本优势。而中国目前的废钢价格相当于生铁价格的 80%左右，再加上电力等生产成 本，电炉炼钢的成本很难有竞争力，且废钢的供给量长期难有大幅增长，都是制约电炉产 量的因素。

　　因此中国电炉炼钢比例提升核心依赖于废钢供给的增加，废钢供给增加后才能扩大电 炉炼钢的原材料来源，废钢价格也才有下降的可能。预计随着国内工业化以及基建工程、 城市更新改造的推进，国内的废钢供给也会呈现增加的趋势，钢铁行业长期电气化的进程 基本上与城市化、工业化的过程中可以达到匹配的程度。

　　除了电气化之外，钢铁行业的脱碳还可以通过氢气直接还原铁的方式来进行。焦炭在 高炉中的核心作用主要是加热和作为还原剂，而氢气理论上是可以替代焦炭实现上述功能。 但目前在全球范围内，实际运行的项目屈指可数，瑞典的起步较早，瑞典钢铁公司(SSAB) 联合大瀑布电力公司(Vattenfall)以及矿业集团(LKAB)创立了非化石能源钢铁项目 HYBRIT，预计 2024 年开始有望转入小规模生产。德国蒂森克虏伯公司也开始了相关尝 试。而中国宝武集团 2019 年也开始了与中核集团、清华大学也开始了炼钢用氢方面的合 作。

　　但是氢气替代焦炭炼钢涉及高炉技术的革命性转变，其经济性还依赖于氢气的成本。 日本钢铁协会估算生产 1 吨生铁需要 601 标准立方米氢气，补偿吸热反应需要 67 标准立 方米氢气，加热融化到 1600 摄氏度需要 85 标准立方米氢气，共计需要 753 标准立方米 氢气，按照 75%的热效率计算，产生 1 吨生铁需要的氢气量为 1000 标准立方米。按目前 成本，生产一吨钢铁大约需要 0.45 吨焦炭，吨钢的能源物料成本约为 1000～1050 元/吨， 如果与高炉炼铁达到一样的成本水平，所使用的氢气成本需要降至 1～1.05 元/米 3，约合 11.2～11.8 元/kg，基本是目前最便宜的化工副产及化石能源制氢成本，如果以零碳来源 的氢气成本计算，目前光伏和风电制氢成本基本在 17～25 元/kg 的成本水平，氢气还原制 铁的工艺至少比传统高炉高 80%～100%以上。氢能还原制铁的大面积推广需要迈过三大 门槛：一是技术在规模应用上的稳定性;二是工艺的安全性及安全成本的降低;三是氢能 来源成本的降低。

　　从短期而言，钢铁行业的在“碳达峰”和“碳中和”政策目标下，短期可以减碳为目 标，一方面优化高炉工艺，提高能耗水平，或者采用余热回收、干熄焦技术以及喷射式碱 性氧气转炉技术等;二是进一步提升电炉炼钢占比，如果焦炭价格持续维持高位，这一趋 势也有可能强化。中期看，如果氢能等替代工艺还无法大规模推广的背景下，电炉炼钢增 速有限的背景下，在碳达峰后，碳捕捉也将成为必备的工艺环节。远期在“碳中和”背景 下，氢气则有望成为炼钢的理想替代方式，但绿氢的成本会决定此情景下的钢铁业制造成 本。在这一过程中，电炉炼钢所必须的石墨电极以及氢气预计将有较大需求增长，利好相 关企业。

　　3  化工：难以彻底“脱煤”，产品循环利用或是减排关键

　　煤炭在化工中的应用主要通过煤炭气化得以实现，在一定温度及压力下使煤中有机质 与气化剂(如蒸汽/空气/氧气等)发生一系列化学反应，将固体煤转化为含有 CO、氢气、 甲烷等可燃气体和二氧化碳、氮气等非可燃气体的合成气的过程。概括而言，化石能源作 为化工原料，主要的原理就是利用其中的碳、氢、氧元素，在不同的反应条件下组合反应， 生产不同的化工产品。因此，化工产品的生成过程是难以脱碳的，这点是产品性质决定的。

　　由于煤化工对煤炭气化后的气体做到了较为充分的利用，产出产品也大部分已液态或 者固态的形式出现，相当于将碳进行了一部分固定，并未以 CO2 气体的形式进入大气，对 温室气体形成的影响相对要小。因此，煤化工领域的减碳并不像火电、钢铁、建材领域的 减排那样迫切。同时，从产业政策层面，现代煤化工是提高煤炭清洁高效利用水平，实现 煤炭由单一燃料向燃料和原料并重转变的有效途径，对保障国家能源安全稳定供应具有重 要的战略意义。因此，在煤炭消费领域中，煤化工的减排和达峰压力相对要小，达峰时间 也可能最晚。

　　从目前主流的产品看，煤化工产品大致分为煤制油、煤制天然气、煤制甲醇、煤制烯 烃以及煤制乙二醇等。按照中国煤炭工业协会《煤炭工业“十四五”现代煤化工发展指导 意见》(征求意见稿)，截至 2019 年底，我国建成煤制油产能 921 万吨、煤制气产能 51 亿立方米、煤制烯烃产能 1362 万吨、煤制乙二醇产能 478 万吨、煤制甲醇产能 6000 万 吨左右，传统的煤制合成氨产量大约为 4000 万吨。按照产业调研数据，煤制油单位耗煤 4 吨左右，煤制天然气单位耗煤 3 吨，煤制烯烃耗单位煤约 4.8 吨，煤制乙二醇单位耗煤 约 3 吨，煤制甲醇单位耗煤约 3 吨，煤制合成氨单位耗煤约 1.5 吨，按照上述假设估算， 2019 年化工合计耗煤约 3.4 亿吨左右。

　　展望 2025 年，按照《煤炭工业“十四五”现代煤化工发展指导意见》(征求意见稿) 所给出的产量指引，到“十四五”末，国内规划建成煤制气产能 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 2 亿吨标煤左右。根据上述目 标，我们对 2025 年煤化工耗煤需求进行了推算，预计 2025 年化工领域耗煤大约在 3.9～ 3.95 亿吨左右，依然处于显著增长的状态，预计年均复合增长率约在 2.88%。 展望 2025～2030 年的化工用煤，我们预计煤化工产品的产量还将有所增加，但结构 上或呈现明显的差异：

　　能源转化类的项目，如煤制油、煤制甲烷，因为并不符合“碳达峰”和“碳中和” 的政策方向，因此产能难有扩张，仅基于能源安全的角度，保留相应的示范项目。 但预计现有项目的产能利用率有望从 70%提升至 85%，耗煤量还将有所增加。

　　煤制烯烃、煤制乙二醇等原料转化项目，预计还将有所增加，因为相应的产品作 为化工基础材料，预计需求还在增长。同时，如果相关基础产品继续向下游延伸， 可以产出精细化工品等高端新材料，符合煤炭清洁利用的方向，我们预计这部分 化工项目还将有所增加，但增幅未必显著。

　　传统合成氨产能预计将有明显压缩，但剩余产能的利用率将有所提升，从目前的 75～80%，提升至 90%～95%，整体产量将有一定的下降。 基于此，我们同时假设化工单位产品耗煤在 2025 年基础上均下降 10%，预计 2025～ 2030 年煤化工耗煤总量还有增长，2030 年耗煤量或在 4.05 亿吨左右，年均复合增速约 为 0.66%。

　　总结而言，我们判断，未来 10 年煤化工耗煤仍呈增长趋势，一方面因为烃烷类、醇 类等煤化产品作为其他化工品的上游原料，依然会保持较大的需求;另一方面，部分煤化 工项目还将保持战略性的定位，规模大概率不会缩小，且产能利用率还有提升趋势。2020 年，煤化工耗煤约在 3.4～3.45 亿吨，预计至 2025 年耗煤量或增加至 3.9～3.95 亿吨， 2030 年或继续小幅增长至 4～4.05 亿吨。结构而言，预计煤制烯烃等高附加值的煤化工 产品耗煤还将继续上升，而传统的合成氨耗煤量则将有明显下降，煤制油和煤制天然气预 计产量及耗煤规模在 2025 年之后保持稳定。 预计在 2030 年之后，煤化工耗煤逐步进入达峰状态，后续耗煤量的下降取决于两大 因素：一是单位产品碳排放更低的化石能源原料(主要是天然气)替代煤化路线的可行性 和速度，二是 CO2捕捉后作为化工原料再利用的规模，如果捕捉技术成熟，循环利用经济 性提升，也会减少化石能源的初级消费。

　　4  煤炭长期需求变化展望

　　无论如何，未来随着电力和工艺的深度脱碳，煤炭行业的需求将大量萎缩，成为“碳 中和”影响下受负面最严重的行业。从需求的影响节奏看，我们分成三个时间节点进行预 测：

　　第一阶段为 2021～2025 年，即“十四五”期间，在这一阶段在经济保持正常增速的 情况下，煤炭消费大概率还有增长。我们按照“十四五”末非化石能源占比分别达到 18%/19%/20%的假设，计算了对应情境下煤炭消费增速的水平。按照测算结果，全社会 能源消费水平增速年均维持在 3%以上，即便考虑最快的替代情境，煤炭需求仍可保持正 增长。如果在经济向好，能源消费增速加快的年份，煤炭需求也还能保持一定的弹性。

　　第二阶段为 2025～2030 年，即“十五五”期间，在这一阶段新能源的增量规模不断 扩大，将不断挤压传统能源的增长空间，预计在 2027～2028 年，煤炭需求将出现负增长。 我们预计，2025 年～2030 年，煤炭需求平均每年的降幅大约在 1.1～1.2%左右，2030 年开始，煤炭需求每年的降幅将超过接近 2.5%。

　　第三阶段为 2030～2060 年，如果“碳中和”的目标实现，预计 2060 年除基本的煤 电保障耗煤以及化工等原料用煤外，其他行业的用煤基本归零。预计每年消耗的原煤将在 4 亿吨以内，较目前的消费规模下降 90%。

　　目前我国煤炭每年的供给量为 40～41 亿吨，面对未来不断缩水的需求，煤炭供给端 也需要进行调整，但是这个调整需要煤价经历 2～3 轮大幅下跌，才能不断挤出过剩的产能。预计 2030 年行业原煤需求量或降至 38 亿吨左右，35 年降至 33 亿吨，2040 年降至 25 亿吨，2050 年降至 10 亿吨左右，2060 年或降至 4 亿吨左右。 展望未来 10 年，在“碳达峰”和“碳中和”的刚性目标约束下，煤炭需求大概率在 “十四五”末见顶，下游各行业的耗煤增速下降，在经济增速放缓的年份，大概率煤炭需 求会出现负增长。预计 2020～2025 年煤炭消费年均复合增速为 1.05%，2025～2030 年 煤炭消费年均复合增速为-1.51%，未来十年煤炭消费复合增速为-0.24%。

　　四、“碳中和”下的供给端：市场集中度逐渐提升，非煤领域投资意愿增强

　　1  市场集中度提升已成为确定趋势

　　对于传统周期行业而言，特别是相对并不稀缺的资源品行业，行业处于发展阶段的集 中度并不高，因为进入门槛相对较低，但随着产业进入成熟期，以及环保、安监政策的影 响，行业进入门槛在提升。同时，行业本身的周期波动，也会不断淘汰高成本的企业。 上世纪 90 年代，煤炭行业在相当长一段时期内进入门槛相对较低，民营资本在行业 中也较为活跃。而过去 10 年间，煤炭行业的集中度得以明显提升，主要有三大推手：

　　资源整合政策：随着 2009 年以来主要产煤省份的资源整合，部分民营资本逐步 退出行业，产能向国有企业集中。

　　2012～2015 年的煤价下行周期：2012 年以来随着煤价进入下行周期，陆续出现 了高成本矿井的退出，产能逐步向低成本煤炭企业集中。

　　供给侧改革政策：供给侧改革的深入推进，优化了产能的分布，政策使得高危矿 井以及南方地区的小矿陆续退出，产能向北方和大型煤企集中;同时新增产能的 核准也以优质产能为主，集中度进一步向握有优质资源的大型煤炭企业集中。 从数据分析，过去 10 多年间，煤炭行业的集中度提升明显，CR10 从 2009 年的 27% 提升至 2019 年的 45%，特别是在 2016 年供给侧改革之后，2017 年 CR10 提升了 4pcts。 根据煤炭工业协会发布的《2020 煤炭行业发展年度报告》，2020 年前 8 家煤炭企业原煤 产量达到 18.55 亿吨，占全国煤炭产量 47.6%，比 2015 年提升了 11.6pcts，预计 CR10 在 2020 年已经接近 50%。同时，集中度也在区域上有明显提升，煤炭产量不断向“三西” 地区集中，2019 年“三西”地区煤炭产量占全国比例已稳定超过 70%，较 2009 年提升 将近 20p

　　“十四五”规划预计以调结构为主，根据《煤炭工业“十四五”结构调整指导意见(征 求意见稿)》煤炭产量/消费量分别规划为 41/42 亿吨(vs “十三五”规划中的 39/41 亿吨)。 煤矿数量从目前的 5300 处压缩至 4000 处，产能集中度进一步提升。区域分布而言，与 “十三五”规划相比，陕北+黄陇、蒙东地区新增产量突破 1 亿吨，新疆及鲁西基地产能 有少量增量，神东、两淮、冀中区域产能规划持平，山西则规划减量 1 亿吨。新增产能集 中区域明显，大部分生产基地规划无增量，因此生产在区域上的集中程度也更加明显，有 利于供给端的调控及协同。

　　2  产能审批约束增加，产能投资节奏放缓

　　我们对供给侧改革以来，国家发改委和能源局新核准的矿井进行了逐一跟踪，根据不同矿的建设进度，梳理了煤炭主要省份，自 2018 年开始，每年新增产能呈现下降趋势， 从 2018 年的近 1 亿吨新增产能，降至 2020 年约 7000 万吨左右，预计 2022 年降至 4000~5000 万吨左右。新增产能增速放缓，与产业政策密切相关，从《煤炭工业“十四五” 结构调整指导意见(征求意见稿)》而言，“十四五”的产量增量只有 2 亿吨的累积增长。 环保和安监政策对于新建矿井的审批也越发严格，新建产能的“门槛”升高。

　　具体而言，目前政策对煤炭产能的约束主要来自于以下方面：

　　总量规划层面：目前预期“十四五”期间，新建产能累积增加约 2 亿吨，平均每 年约 4000 万吨的新增产能，相对目前产能水平仅为 1%;同时，未来在“碳达 峰”和“碳中和”的约束下，需求端长期是缩减趋势，新增产能量预计长期也将 趋零。此外，煤炭主产省分对煤炭资源的开发也提出了约束性的要求，如内蒙古 自治区“十四五”规划中提出，“严格控制煤炭开发强度”。因此，从总量层面煤 炭产能扩张空间较为有限。

　　环保层面：随着环保监管力度的加强，煤矿产能扩张也受到更多来自于环保层面 的约束，如在生态环境敏感区域很难再进行煤矿资源开发，中央环保督查组 2020 年 9 月就曾对国家能源局反馈，“山西霍东矿区总体规划缺乏对泉域保护的要求”， “对霍泉水源保护造成不利影响”。同时，部分煤矿核定产能超出环评产能的现象也较为普遍，如中央环保督查组给国家能源局的反馈中提到，煤矿领域的“产 能公告与项目环评缺乏衔接，部分煤矿公告产能与环评批复产能不一致。抽查 3 个省(区)发现，121 个煤矿公告产能大于环评批复产能 30%以上”。

　　安全监管层面：部分煤矿由于开采历史较长，开采深度较深，加之地质条件原因， 安全风险较高，从安全生产角度，这些矿井的产能未来也将有所限制，开采强度 或有所下降。如 2019 年 1 月份，国家煤矿安全监察局就发文要求对“超千米冲 击地压和煤与瓦斯突出煤矿”进行安全论证，并采取相应的安监措施，要求后续 按照产能核减 20%的水平生产。此后，在相应的文件中，也明确提出要严格控 制冲击地压矿井生产规模，“冲击地压矿井应当严格按照相关规定进行设计，生 产规模不得超过 800 万吨/年，建成后不得核增产能”。 从供给侧改革之后的情况分析，新建产能审批逐步趋严，安监政策及环保因素也会影 响现有产能的布局及扩张，长期在“碳中和”、煤炭需求逐渐减量的大背景下，对煤矿产 能的约束和要求也会进一步增加，淘汰落后产能的标准也会逐步提升，长期供给收缩也有 望出现。

　　3  煤炭企业投资也呈现多元化

　　随着煤炭产能审批节奏的放缓以及企业自身转型的考虑，煤企多元化投资的行为也逐 渐增多，或直接投资于非煤领域的项目，或通过产业基金的形式投资新能源项目。 我们从债券募集说明书中梳理了 10 家煤炭集团 2019 年主要在建工程项目的投资情 况，从投资方向分析，各家均有非煤领域的投资出现，非煤领域投资金额比例在 30～50% 的企业居多，潞安集团的主要在建工程均为非煤项目，华阳新材料集团、国家能源集团主 要在建项目里非煤领域的投资金额已超过 70%。 各大集团非煤领域的投向，主要集中在火电、煤化工等传统煤炭下游领域，有部分企 业也尝试投资新能源、新材料等板块，在碳中和的背景下，预计新兴非碳领域的投资规划 还会逐步增多。 总之，“碳中和”在需求端给行业带来明显的负面影响，但是在供给端也会有相应的 收缩，一方面产能核准以及安监、环保等各类政策会抑制新增产能的扩张，另一方面，企 业对煤炭产能的投资意愿也在下降，或逐步提升非煤领域的投资金额。此外，随着目前在 产矿井的资源枯竭，20～30 年后或出现大规模的矿井退出，也有助于平衡需求衰退对行 业格局带来的冲击。

　　五、煤价及行业景气展望：压力增大，但不必过度悲观

　　在达峰期间，行业需求或可维持小幅增长，而供给侧在新增产能核准节奏放缓、环保 和安监的政策约束下，也有望保持低速增长，“十四五”期间预计行业可以维持供需平衡 的状态，部分年份也可能出现供需错配的情况导致煤价上涨。 但达峰过后，在 2025 年～2030 年以及 2050 年前后，预计行业将阶段性的经历煤价 大幅下跌以及行业产能大幅退出，同时在政策端，预计也不再有净增产能的审批，再加上 有些矿井自然的退出，最终行业还可以达到供需平衡，但可能行业仅剩 1～2 家低成本的 龙头存在。 而供给端，新增产能增速虽然也在放缓，但预计供给收缩的速度会相对较慢。政策对 产能的影响预计主要在减少新建产能的核准上，尽管也会有淘汰落后产能的政策设计，但 存量产能的下降更多还需要靠市场机制去实现，因此预计行业未来 10 年供给会经常出现 宽松的格局，导致煤价下跌，之后煤价下跌再倒逼企业减产，导致煤价回升，产量上升， 重新往复“降价——供给收缩——煤价回升——产量增加”的循环，依然呈现典型的周期 波动节奏。

　　就煤价而言，未来 10 年整体中枢预计还将略有下移，我们预计 2021～2022 年，2025 年前后，2028 年前后煤价或相对表现强势，其余年份多为下行波动期，大致经历两轮调 整周期。煤价高点年份的均价或在 620～650 元/吨左右，低点年份均价或在 530～550 元 /吨。对应到板块 ROE 上，高点年份或在 12%，低点年份或在 5%，基本处于过去两轮周 期的振幅区间内，并不会出现大幅动荡。

　　从长周期煤价表现看，以美国为例分析，尽管美国的煤炭消费水平是下滑的，但长周 期价格也呈现增长的趋势，我们认为这与两个因素相关，一是自然的通胀因素，普遍推动 工业品价格提升;二是整体能源成本的比价关系，如果其他能源产品价格都是上升的趋势， 煤炭价格也会跟随性的上涨。

　　如果看中国煤炭长周期的价格，以港口5500 大卡煤价为例，我们预计大部分时间价 格还是在 500 元的中枢附近波动，因为历史数据看 500～550 元是煤炭、火电行业博弈可 接受的均衡区间，但在煤炭需求缩量的背景下，煤炭企业定价相对弱势，因此 500 元/吨 或是长期均衡价格，但考虑通胀因素，若我们假设年均通胀率为 2.5%，那么以 2030 年的 500 元价格为基准，2060 年均衡的名义煤价或在 1050 元左右。