長協(xié)價格對煤炭市場引導作用趨強

　　供應最緊張時刻已過，回顧2021年，供應增量有限而需求超預期增長，動力煤價格一度刷新歷史極值。不過，隨著保供穩(wěn)價政策的持續(xù)深入，供需形勢2021年年底有所好轉。2022年，動力煤價格重心大概率繼續(xù)下移。

　　一、2021年四季度供應明顯放量

　　2021年3月，超產被納入刑法，內蒙古露天煤礦臨時用地存在爭議，煤炭供應增速開始放緩。此外，產區(qū)安全事故屢禁不止，安全檢查形勢趨嚴，陜西榆林地區(qū)部分煤礦被要求停產。北方地區(qū)多有降雨，河南甚至出現(xiàn)罕見洪澇災害，進一步加劇煤炭供應緊張形勢。

　　不過，2021年7月底開始，保供力度不斷加大。內蒙古露天煤礦臨時用地政策獲批、聯(lián)合試運轉煤礦延期、煤礦產能核增實行承諾制的刺激下，煤炭產能加速釋放。10月以來，供應顯著好轉。國家統(tǒng)計局的數(shù)據(jù)顯示，2021年10月，全國原煤產量為35708萬噸，同比增長4.0%;2021年11月，全國原煤產量為37084萬噸，同比增長4.6%。另外，2021年1—11月，全國原煤累計產量為367426萬噸，累計同比增長4.2%，累計環(huán)比增長0.2%。

　　具體到產區(qū)，2021年1—11月，山西煤炭產量為108974.9萬噸，累計同比增長11%，超過2020年全年總和，特別是10月初，山西出現(xiàn)強降水，當?shù)孛禾慨a量逆勢增長彌足珍貴，為保證煤炭供應的貢獻卓著。同時，內蒙古原煤產量為92993.9萬噸，累計同比增長2.0%。自7月露天煤礦臨時用地政策獲批后，內蒙古產量就開始加速釋放，實現(xiàn)同比正增長，11月煤炭產量接近歷史最高水平。此外，陜西原煤產量為63477.7萬噸，累計同比增長2.7%，生產形勢相對平穩(wěn)。

　　二、煤礦核增產能規(guī)模較為龐大

　　2021年，煤礦核增產能規(guī)模龐大。國家發(fā)改委公布的數(shù)據(jù)顯示，上半年，新增優(yōu)質產能1.4億噸;下半年，7—9月大規(guī)模露天煤礦臨時用地手續(xù)獲批，核增產能超過1.4億噸，其中延長的聯(lián)合試運轉煤礦產能為4350萬噸，加上10月內蒙古、山西以及國家發(fā)改委公布的保供煤礦名單，實行產能置換承諾制的煤礦，產能超過2.3億噸。

　　值得注意的是，內蒙古露天煤礦用地手續(xù)多適用于臨時土地政策，通常使用期限為兩年，在實行產能置換承諾制后，需在3個月內補足核增產能手續(xù)，方可轉為永久產能。然而，據(jù)了解，在本次核增產能工作中，部分煤礦因設備以及其他原因，存在露天礦難以啟動、當?shù)卣饔没蚴┕?，以及井下礦核增難度較大等客觀因素的制約，實際產能并未達到核增規(guī)模。不過，即便以1200萬—1250萬噸的日均產量來測算，2022年全國煤炭生產能力也在44億噸甚至以上，較2020年的38.4億噸和2021年的40.5億噸明顯增加。

　　此外，山西、內蒙古、陜西原煤產量分別占國內總產量的29%、25%和17%，合計產量占全國總產量的71%，較2019年年底的占比提升1個百分點。2021年1—11月，前十名煤礦原煤合計產量占國內總產量的53.83%，較2019年提高9個百分點。其中，產量在兩億噸以上的煤礦超過5家，遠好于2019年僅一家的局面。隨著煤炭產業(yè)重組的加速，市場集中度進一步提高，有助于規(guī)范煤礦生產秩序、調整產業(yè)結構，也有助于規(guī)避煤炭價格大漲大跌、引導煤炭價格在合理區(qū)間運行。

　　三、長協(xié)機制利于有效平抑煤價

　　2021年年底，2022年煤炭中長期合同簽訂履約工作方案落地，“基準價+浮動價”的定價機制不變。新一年的動力煤長協(xié)價格每月一調，全國煤炭交易中心、中國煤炭工業(yè)協(xié)會要根據(jù)價格機制，定期測算每月中長期合同價格，在報國家發(fā)改委審核確認后，每月最后一個工作日對外發(fā)布。下水煤合同基準價暫按5500大卡動力煤700元/噸簽訂，雖然較2021年調高31%，但波動區(qū)間擴大至550—850元/噸，較2021年的價格中樞明顯下移。

　　此外，2022年煤炭長協(xié)簽訂范圍進一步擴大。核定能力在30萬噸及以上的煤礦，原則上均被納入供應端，需求端則主要是發(fā)電、供熱用煤企業(yè)，要求發(fā)電、供熱企業(yè)除進口煤以外的用煤，100%簽訂長協(xié)。支持冶金、建材、化工等其他行業(yè)用戶簽訂煤炭中長期合同，鼓勵化肥生產等重點領域企業(yè)參與合同簽訂。

　　隨著煤炭中長期合同簽訂范圍的擴大，多數(shù)需求將由中長期合同定價，市場大幅波動的概率下降。

　　四、社會用電需求增速預計放緩

　　2021年，國內生產總值(GDP)一季度同比增長18.3%，二季度同比增長7.9%，三季度同比增長4.9%，同比增速處于下滑通道，且第二產業(yè)對GDP的貢獻率以及拉動作用均呈下降趨勢。GDP同比增速或在2022年進一步放緩。中央政治局工作會議也要求，2022年經濟工作穩(wěn)字當頭、穩(wěn)中求進。

　　2021年我國GDP增速為8%，目前有專家預計，2022年繼續(xù)下降，在5%—5.6%。結合2019年單位GDP煤炭消耗系數(shù)來考慮，預計2021年國內消耗煤炭44.7億噸，2022年消耗47億噸。當然，2021年10月，政府在雙碳工作中提到，單位國民經濟消耗煤炭系數(shù)將下滑，煤炭實際消耗量可能小于上述數(shù)據(jù)。

　　目前，燃煤發(fā)電和供熱排放占能源活動碳排放的比重為44%，煤炭終端燃燒排放占35%。從碳達峰、碳中和的角度來說，后續(xù)將從燃煤發(fā)電和工業(yè)領域著手減碳工作。

　　2021年10月，《中共中央國務院關于完整準確全面貫徹新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》提到，到2025年，清潔能源消費占一次性能源消費的比重提高至20%，單位GDP能耗較2020年下降13.5%。按照2021年GDP增長6%、2022—2025年GDP增長5%以及清潔能源消費在一次性能源消費中的年均占比測算，2022年煤炭消費增速將較2021年明顯下降。折合成4500大卡動力煤，預計2021年消費44.7億噸，2022年消費45億噸。

　　五、第二產業(yè)拉動作用減弱

　　2021年上半年經濟暴發(fā)性增長，促進全社會用電量攀升，以至于當年1—10月，全社會用電68254億千瓦時，其中第一產業(yè)用電量占1.2%，第二產業(yè)用電量占66.47%，第三產業(yè)用電量占17.56%。第二產業(yè)用電是支撐全社會用電量增長的主要因素。在基礎設施建設投資增加、高新技術發(fā)展迅猛以及新能源汽車更加普及的環(huán)境下，第二產業(yè)的用電量將維持高位正增長趨勢。

　　需要注意，當期，第二產業(yè)對全社會用電量增長的貢獻率為64.79%，環(huán)比下降1.2個百分點。出口需求減弱、房地產長期慢撒氣以及高耗能項目嚴格管控的情況下，第二產業(yè)對全社會用電量增長的拉動放緩。第三產業(yè)能否接棒，需要關注疫情變化。

　　總體而言，與經濟走勢類似，2022年全社會用電量預計正向增長，但增幅變緩。

　　六、火電需求壓力減輕

　　2021年1—11月，火電仍占發(fā)電總量的71%，基本與2020年持平;水電占15%，較2020年下降1個百分點;風電占7%，較2020年提高1個百分點;太陽能發(fā)電和核能發(fā)電分別占2%和5%，均與2020年持平。火電是煤炭的主要消費領域，在清潔能源發(fā)電存在較強氣候條件制約、儲能項目尚不匹配的客觀條件下，發(fā)電結構不會發(fā)生明顯變化。

　　具體來說，2021年上半年水電出力不及預期，7—8月用電壓力顯現(xiàn)。作為一種可以靈活調峰的發(fā)電方式，火電勢必填補缺口，電廠日耗迅速攀升至歷史高位，但電廠煤炭庫存偏低的現(xiàn)狀并未得到改善，加劇了部分地區(qū)電力緊張形勢。2021年11月，全國發(fā)電量為6540億千瓦時，同比增長0.2%，增速下滑。在清潔能源進一步出力且需求進入淡季的情況下，火力發(fā)電量年內首次出現(xiàn)同比下降。2021年12月，拉尼娜帶來的冷冬預期落空，全國大部分地區(qū)氣溫同比偏高，沿海八省電廠日耗雖走出拐點，但增幅遠低于2020年同期，火電需求壓力減輕。

　　此外，持續(xù)低庫存增大了電廠的經營壓力，以至于2021年10月開始電廠積極補庫。截至12月6日，全國統(tǒng)調電廠煤炭庫存攀升至1.6億噸，超出2020年的最高水平;有別于往年四季度的去庫，沿海八省電廠煤炭庫存突破3500萬噸。若2022年電廠繼續(xù)采取高庫存策略，則勢必削弱煤炭價格波動幅度。

　　七、水電出力變化需要關注

　　電力需求淡旺季主導煤炭需求變化。春節(jié)前后處于電力需求淡季;4—5月，隨著工業(yè)的旺盛發(fā)展，電力需求好轉;7—8月，居民夏季用電需求增加，電煤需求隨之攀升;9—10月，再次轉入電力需求淡季，但處于兩個旺季之間，煤炭鐵路運量變化以及中間環(huán)節(jié)庫存變動影響著下游企業(yè)的補庫節(jié)奏，若中下游庫存趨緊，則很容易出現(xiàn)淡季不淡現(xiàn)象;11—12月，電力相對緊張，特別是煤改電以后，冬季用電用煤需求攀升，加之水電轉弱，火電調峰壓力更為突出。近年來，12月全社會用電量逐漸取代7—8月，成為用電量較大的時期。

　　2021年電煤需求大幅增加，不僅受經濟高速增長的帶動，而且受水電出力不及預期的影響。

　　雖然近兩年水電發(fā)展迅猛，全國第四大水電站烏東德以及第二大水電站白鶴灘相繼投產發(fā)電，水電裝機規(guī)模擴大，但水電出力下降，主要因為拉尼娜影響下我國南方降水偏少。

　　中國氣象局國家氣候中心表示，赤道中東太平洋已于2021年8月進入拉尼娜狀態(tài);美國氣象局表示，3.4區(qū)海溫持續(xù)下降，拉尼娜強度正在加深。雖然拉尼娜帶來的冷冬預期落空，但2021年11月云南、四川、湖北等水電大省的降水量均有下降。若拉尼娜現(xiàn)象持續(xù)，則可能抑制2022年水電出力。

　　八、港口報價料圍繞長協(xié)價波動

　　雖然火電是主要發(fā)電方式，承擔調峰任務，剛性支撐較強，但在經濟增速放緩、雙碳工作推進下，煤炭消費增速勢必放緩，2022年電煤需求大概率在45億—47億噸。

　　隨著保供工作的持續(xù)深入，煤炭產能迅速釋放，供應最緊張的時刻已經過去。按照目前的日產測算，2022年全年煤炭產能在44.5億—45億噸，供應能力顯著增強。再加上進口的補充，煤炭市場供應形勢寬松，價格中樞將進一步下移。

　　從政策角度來看，2022年動力煤中長期合同價格機制已經落地?？梢源_定，2022年長協(xié)價格在550—850元/噸。此外，隨著長協(xié)簽訂范圍的擴大，長協(xié)價格對煤炭市場的引導作用趨強，預計港口報價也將圍繞長協(xié)價格波動。（化工網(wǎng)）