煤炭行业研究及年度策略供给见顶叠加稳增长

年动力煤价格中枢大幅高于年。据Wind数据，年秦皇岛动力煤Q市场价均价为元/吨，较年均价元/吨上涨约79%。年春节前动力煤价格快速走高，春节期间由于保供任务，煤矿大多正常生产，但下游工业企业放假，需求下滑库存累积，煤价下跌，春节过后需求恢复，煤管票趋严格，煤价重回上涨通道，随后由于安全事故频发，导致价格上涨速度加快，于10月下旬达到年内最高点.5元/吨。进入年四季度以后，在保障人民温暖过冬的背景下，政策端不断发布政策促进煤价合理回落。随着增产保供的持续推进，产地供给逐步宽松，此外，政府限价等政策不断推进，价格出现回落。年底由于下游进行春节前补库存，采购节奏加快，煤价重回上涨通道。

炼焦煤价格风险持续释放。据Wind数据，年京唐港主焦煤价格均价为元/吨，较年均价元/吨上涨约68%。年三季度以来，焦煤价格走势与需求背离，一季度焦煤价格基本处于稳中有降格局，二季度价格基本随着下游钢铁产量增加而增长。进入年6月以后焦煤价格上涨速度加快，而生铁产量则呈现持续下滑趋势，其走势与实际需求背离。10月下旬起，炼焦煤价格进入下降通道，一方面进入冬季以后焦化、钢铁企业进入限产周期，焦化、钢铁企业开工率持续下滑，需求呈现下滑趋势，同时，增产保供持续落实，供给端持续增长；另一方面，动力煤的限价也对焦煤价格造成了一定影响，焦煤价格高位回调。进入年底，生铁产量回升，同时春节前，主产地放假矿井增加，同时下游采购积极性提升，焦煤价格开始反弹。

2供给端产能瓶颈持续

2.1增产保供见效，Q4产量持续释放

年1-9月原煤产量增长主要由于年年初保供和春节不放假，10月起增产保供见效。据统计局数据，1-9月原煤产量29.31亿吨，同比增长3.7%，其中增量主要来自于1-2月的保供政策，年春节期间由于疫情停产的低基数背景下产量增速偏高。3-9月原煤产量同比增速分别为-0.2%、-1.8%、0.8%、-5%、-3.3%、0.8%与-0.9%，产量实际释放有限。10月起保供逐步见效，10月、11月、12月原煤产量同比增速分别为4%、4.6%与7.2%。

年7月以来政策端不断发文促进增产保供工作落实，具体分析如下：

9月以前保供措施聚焦加快产能释放。年7月30日，据发改委网站，内蒙古自治区对鄂尔多斯市38处前期因用地手续不全停产的露天煤矿批复了用地手续，涉及产能万吨/年。目前这部分煤矿已全部复产，正在加快进行剥离作业，预计8月初即可形成实际产量，达产后日可稳定增加产量20万吨。8月4日，发改委称，内蒙、山西、陕西、宁夏、新疆五省15座联合试运转矿获延期手续，释放产能万吨/年，日增产15万吨。8月13日，发改委批复了山西、陕西、黑龙江产能核增方案涉及产能万吨。9月30日，发改委表示要保障电煤供应，1）确保安全的前提下全力增产增供；2）进一步核增和投产优质产能；3）适当增加进口；4）着力提升存煤水平。

9月以后政策重点转变为保证电力用煤充足。如，据煤炭资源网10月13日消息，在国家上层的要求下，山西、内蒙古、陕西等三大煤炭主产地持续加大保供力度，陆续公布了相应的保供任务量及分配情况。其中，山西已安排万吨保供14个省四季度煤炭中长期合同对接；内蒙古将18个省万吨煤源任务已全部分解到29户重点煤炭生产企业；陕西省编制了国家下达给陕西省保障湖南、湖北等14省万吨煤炭的任务分解表，并协调落实省内火电企业四季度保障发电供热用煤万吨需求。上述包括保供任务累计新增长协量近1.8亿吨，涉及山西省国家保供煤炭中长期合同实际签约量万吨，内蒙古国家保供万吨，陕西省国家保供万吨；此外还有内蒙古区内6个盟市万吨煤炭保供任务，鄂尔多斯市内相关旗区万吨保供任务，陕西省内火电企业四季度保障发电供热用煤万吨的保供任务，合计保供量为万吨。

10月起政策开始对价格进行管控。发改委10月19日明确，将充分应用价格法规定的一切必要手段，研究对煤炭价格进行干预的具体措施，促进煤炭价格回归合理区间，促进煤炭市场回归理性，确保能源安全稳定供应，确保人民群众温暖过冬。10月21日，国家能源集团、中煤集团、晋能控股集团、伊泰集团四大煤炭集团均表示，今冬明春供暖季期间，环渤海港口下水的发热量为大卡的动力煤平仓价在元/吨以下，大卡动力煤平仓价在元/吨以下，大卡动力煤平仓价在元/吨以下，上述煤种之外的高卡动力煤价格不超过元/吨。11月8日，山西省要求国有大矿对Q动力煤限价元/吨，陕西省也开始逐步限价。

在上述政策的驱动下，煤炭产量持续释放，库存不断累积。从鄂尔多斯日度产量数据来看，年11月平均日产量万吨，较10月的万吨增长15%，12月平均日产量万吨，较11月增长2.3%。同时，中下游库存不断回升，Wind数据显示，截至12月末北方港库存较去年同时期高万吨，沿海八省电厂库存较去年同时期高万吨。

保供状态下的高强度生产预计难以持续。随着保供进入尾声，鄂尔多斯地区的煤炭产量已经较高点开始下滑，产能核增的矿井在“保供”后若不能及时办理相关手续，或只能按照原产能生产，此外还有部分矿井为了保供将停产检修延后进行，保供结束后检修或增多，保供期间的高产量水平预计难以持续。

2.2进口煤调控减弱

今年以来，进口煤对国内煤炭市场的调控作用减弱。主要原因有二，一方面澳煤进口禁令持续严格执行，由于澳煤具备高热值、低灰低硫等特点，其缺口难以弥补，而印尼与蒙古受到天然及疫情的干扰，进口量并不稳定。另一方面，随着海外疫情得到有效控制，海外煤炭需求修复，进而促使海外煤价走高，同时海运费大幅上涨，进口煤在价格方面不具优势。

预计年煤炭进口量可能出现锐减。继国内实行限价后，进口煤价先同步下跌，随后在年11月中下旬与国内煤价出现分化，海外煤价率先反弹。到1月末澳洲动力煤价格达到美元/吨，创历史新高。反映出海外煤炭市场需求旺盛，因此我们预计年海外煤价预计仍处于高位，日益减弱的价格优势将使得进口量难有大幅增加。国外价格高于国内价格，预计进口量将锐减。

印尼进口或存在变化。为保障本国用煤需求，印尼在年1月初颁布出口禁令，禁止1月煤炭出口，印尼为世界煤炭主要出口国，占我国煤炭进口总量的60%以上。据Wind数据，年印尼煤炭总产量为5.亿吨，其中出口量为4.05亿吨，占国际煤炭出口总量12.85亿吨的31%，印尼对华煤炭出口量为1.亿吨，占年我国进口量的42%。本次出口禁令虽然较快解除，但却为国际煤炭市场增加了不确定性，一旦印尼暂停煤炭对外出口，意味着不仅我国进口煤或收紧，也将导致日韩等国家进口资源缺乏，不得不转向其他市场，同时澳洲煤进口仍然受限，短期印尼煤的缺口难以通过其他手段弥补，另外，国内保供任务也在逐步结束，国内煤炭生产恢复至正常水平，终端电厂的去库存或将加速，国内煤炭的供给有望缓解，促使国内煤价企稳回升。

2.3产能弹性或将持续减弱

行业固定资产投资呈现持续下降趋势。年后行业固定资产投资持续下行，年下半年起才转正，年小幅下滑，预计年绝对量依然少于年。煤矿产能建设周期至少5-6年时间。18、19年投产项目为均“四万亿”时期建设矿井的投产，年后固定资产投资锐减，因此年后投产产能将开始锐减。Wind数据显示，年月煤炭行业固定资产投资完成额小幅回升，但从绝对量来看仍大幅低于-年时期，同理，上市公司购建固定资产的现金流也处于相对低位水平。

“碳达峰、碳中和”背景下行业投资新建产能的意愿减弱。预计在年碳达峰后的30年时间里，煤炭消费总量下降趋势基本确定。受此影响行业新建产能的意愿进一步减弱。此外，资金问题成为制约行业新建产能的重要因素之一。目前行业负债率仍高，外部融资成本仍偏高。

在上述背景下，考虑5年左右的建设周期，假设产业端在当下转变心态开始新建产能，这批产能可以贡献产量也在5年以后，因此预计未来5年以内煤炭行业供给端的增速将始终维持低速。

新建产能供给量有限。据不完全统计，我们预计年-年新投产产能的供给增量分别为万吨，万吨与万吨，以年全国原煤产量为基数，对应产量增速分别为2.03%，2.20%与2.68%。从区域来看，三成左右的增量来自于新疆地区，疆煤外运难度较高，难以对煤炭市场形成有效补充。近一半的新建产能增量来自于内蒙，但多为煤化工项目的配套煤矿，最后多以化工品形式流通，参与市场交易较少。综上，新投产产能的产量增量带来的实际影响或低于测算值。

非主产地产能持续退出。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，这些矿井大多源濒临枯竭，水害、瓦斯等风险突出，经济效益差，因此非主产地产能持续退出，据不完全统计，年煤炭产能退出处，涉及产能万吨/年，平均单井规模约25万吨/年。

由于落后产能矿因资源枯竭，产能利用率均远低于%水平，我们假设落后产能的产能利用率为60%。抵消掉产能的退出后，我们预计年-年新投产产能的供给增量分别为万吨，万吨与万吨，以年全国原煤产量为基数，对应产量增速分别为1.48%，1.69%与2.19%。

存量产能方面，产能核增的潜力减弱。首先，存量产能超产积极性大幅降低。刑法修正案（十一）”规定：对未发生生产事故，但存现实危险的违法行为提出追究刑事责任。该规定直接造成煤矿超产意愿大幅降低，导致存量产能弹性大幅收缩。其次，安监层面对产能核增持有谨慎态度，据国家矿山安全监察局新闻发布会表示，发改委累积提供处具备增产潜力的煤矿名单，经审核后仅批复处符合安全增产保供条件的煤矿（合计产能2.2亿吨/年）列入应急保供名单，纳入产能核增快速通道。然后，宽松的政策环境结束，核增产能释放时间延长。本轮产能核增释放速度快，主要由于增产保供的政策影响，在后续能源供应恢复稳定后，预计类似当前宽松的政策难以持续，后续的核增产能或许需要较长的准备建设期才能释放产能。最后，本轮保供已经挖掘了部分增产潜力，在新建产能并不充沛的背景下，未来存量产能释放的增量同样有限。（报告来源：未来智库）

3需求持续稳健

3.1火电需求或平稳增长

3.1.1年火电需求超预期

疫情得到有效控制，用电量显著增长。在我国率先控制疫情的背景下，经济需求迎来较快增长，年PMI持续保持50%的荣枯线以上（仅8-9月略低于50%），社会发电量保持高增速，年社会用电量同比增速达到10.3%。

水电出力不足，火电承担高负荷。年电力短缺的核心原因在于需求端制造业/居民部门的用电需求增长超出了历史趋势，同时遇上水电发电大幅下滑，因此给火电以及其他可再生能源发电带来了较大的压力。统计局数据显示，受气候影响，水电出力减少，年水电发电量同比下降2.5%，受此影响火电发电量大幅增加，年火电发电量增速为8.4%。

展望年，从用电需求端来看，如果同时考虑到单位GDP能耗下降、实际GDP增速以及电力消费占比的因素，则年中性情形假设下全社会用电量的同比增速为7.49%，略低于年，但增速仍为相对较高水平。。

3.1.2年火电需求或平稳增长

预计年水电负荷有望回升。首先从来水角度来看，水电具有比较明显的大小年特征，年来水偏枯，因此预计年来水偏丰，带动水电负荷攀升。其次，从装机角度来看，继年金沙江下游乌东德、白鹤滩和雅砻江中游两河口、杨房沟这四大电站陆续投产，合计装机万千瓦（白鹤滩年投产万千瓦），预计将在年贡献发电负荷，此外，合计装机容量万千瓦的金沙江上游川藏段苏洼龙、叶巴滩、巴塘、拉哇四个梯级电站中，苏洼龙已下闸蓄水，预计年内实现首机投产；叶巴滩和巴塘已实现大江截流、处于主体施工阶段；拉哇已进行隧道爆破，处于土建施工阶段。

核电方面，投产高峰已过，未来增量有限。年核电发电量.2亿千瓦时，同比增长11.3%，主要由于利用小时数的增加以及装机容量的消费增长，年1-10月有3台机组投产商运，新增装机容量万千瓦；截至10月底，全国在运核电51台，合计装机容量万千瓦（计入秦山核电1号机组增容），同比增长6.8%。考虑到上一轮核电机组的批复进本在年左右，核电机组的建设周期一般需要5年左右，因此预计下一轮核电机组的投产高峰在~年左右。

限电基本结束，电力需求或合理释放。从年三季度开始，能耗双控政策监管趋严，多个地区在发改委发布的能耗双控晴雨表中列为一、二级预警，全国大范围内实行有序用电，并且部分高耗能产业受到严格限制，抑制了电力消费。年预计工业企业用电恢复常态，进一步带动电力消费。

能耗总量放开，煤炭下游需求持续性提升。年1月24日，国务院印发《“十四五”节能减排综合工作方案》（下文中将简称“《方案》”），《方案》中三条途径放开了能耗总量，1）经济增速超过预期目标的地区可相应增加能源消费总量目标，将使得能源消费总量控制不再是制约经济的因素。2）能耗强度低于国家下达激励标准的地区，免于考核能耗双控。3）原料用能不纳入国家及地方双控考核。在煤炭行业的下游中，煤化工行业、建材行业的原料用能占比较高，未来这部分用能限制也将被放开，也意味着煤炭行业需求受到“能耗双控”的影响在逐步减弱。

3.2建筑用煤需求增速放缓

3.2.1地产开工回落，基建投资预期有望好转

年地产投资走弱，影响钢铁水泥需求。受前期房住不炒、重点房地产企业资金监测和融资管理规则、房地产贷款集中度管理等政策影响，地产销售、开工、竣工增速逐步走弱，对水泥以及钢铁需求产生一定影响。Wind数据显示，年以来房屋新开工面积累计同比和房地产开发投资完成额累计同比同步向下，基建投资完成额增速持续放缓。中共中央政治局12月6日召开会议，分析研究年经济工作，会议强调，明年经济工作要稳字当头、稳中求进。宏观政策要稳健有效，继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策。积极的财政政策要提升效能，更加注重精准、可持续。稳健的货币政策要灵活适度，保持流动性合理充裕。实施好扩大内需战略，促进消费持续恢复，积极扩大有效投资，增强发展内生动力。微观政策要激发市场主体活力。结构政策要着力畅通国民经济循环，提升制造业核心竞争力，增强供应链韧性。要推进保障性住房建设，支持商品房市场更好满足购房者的合理住房需求，促进房地产业健康发展和良性循环。

资金方面，两项财政资金保障基建投资年初上行。近期已经提前下达1.46万亿专项债，这是提前下达额度历史最高规模，甚至高于疫情期间年提前下达额度（1.29万亿），今年初基建投资扩容已有第一道资金保障。年预计有1.4万亿专项债在建项目结转至年继续建设，在年年初形成实务工作量。结转项目资金同样达到历史最高值，高于年结转的1万亿。

3.2.2年钢铁、水泥需求端或边际改善

回顾年，在“双碳”（年碳达峰，年碳中和）目标下，政府对能耗管控的收紧幅度大于以往，高耗能行业的产量受到限制，同时，以地产为代表的下游需求不振，尤其9月以来部分房企违约、加大地产投资开工压力，导致钢铁、水泥产量出现小幅下滑：

钢铁方面，考虑到年上半年的低基数影响，年以来钢铁行业固定资产投资实际增速大幅放缓，对应行业资本开支下行，即新建产能下滑。此外，钢铁行业碳排放量占全国碳排放量的18%左右，“双碳”背景下高耗能行业倍严格管控，叠加环保限产的影响，钢铁行业的供给或持续收缩。Wind数据显示，年粗钢产量.33亿吨，同比下降3%，生铁产量8.69亿吨，同比下降4.3%。生铁产量增速弱于粗钢，电弧炉产量占比提升。

水泥方面，国内水泥产量于年达到24.8亿吨的高峰，此后总产量进入平台期，年国内总产量约为23.77亿吨，年水泥产量23.63亿吨，同比下降1.2%，增速放缓。

受益基建投资复苏，钢铁、水泥需求端或边际改善。下游地产随着政策持续改善，基本面已处于筑底阶段，随着“十四五”规划重点项目陆续启动、交通水利领域重大工程加速建设、今年新增地方政府专项债券加快发行，投资将继续稳定增长，都将对钢材、水泥需求产生明显的支撑作用，因此预计年钢铁、水泥需求有望边际改善，我们预计年钢铁、水泥产量增速均为1%。

3.3煤化工：现代煤化工有望持续快速发展

内循环战略下，煤化工重要性提升。内循环背景下，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，而推动新型煤化工产业和石油代替战略，已经成为保障国家能源安全和维持经济稳健发展的重要抓手。

目前油价水平下，现代煤化工成本优势明显。年来，受海外经济复苏影响，国际油价持续升高，在当前油价水平下，现代煤化工成本优势明显，从开工率可以看出，能耗双控严格执行以前，烯烃开工率持续高于去年同期，限电放松以后烯烃开工率快速反弹。

料用能不纳入能源消费总量控制，利好煤化工产业发展。年12月8日-10日召开的中央经济工作会议提出：新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制。在年1月24日国务院印发《“十四五”节能减排综合工作方案》中提出，原料用能不纳入国家及地方双控考核。意味着原料用能从能耗强度以及能耗用量方面被全面解放，煤化工用煤中，原料占比高于燃料占比，从能耗双控中解放有助于煤化工产业发展，对煤化工用煤需求形成利好。

“十四五”规划发展空间仍然较大。近年来，现代煤化工产业快速发展，据新能源网，截至年煤制油、气、烯烃、乙二醇等四大类投产项目累计完成投资约亿元，生产主要产品万吨，开工率分别达到63.4%、91.7%、96.37%、55.8%，年转化煤炭约万吨(标煤)，年营业收入亿元。煤(甲醇)路线乙烯和丙烯产能分别占比20.1%和21.5%，煤制乙二醇产能占全国乙二醇总产能的38.1%。据《现代煤化工“十四五”发展指南》，“十四五”的发展目标是形成万吨/年煤制油、亿立方米/年煤制气、0万吨/年煤制乙二醇、万吨/年煤制芳烃、万吨/年煤(甲醇)制烯烃的产业规模，据此判断，煤化工仍有较大发展空间。

考虑到原料用能从能耗双控中解放，预计年新型煤化工开工率有望提升，同时“十四五”期间煤化工建设空间仍较大，增量与存量将同时贡献耗煤需求，我们预计年煤化工耗煤增速约为15%。

4需求持续稳健

4.1动力煤价格中枢预计约1元/吨

根据以上假设，我们依据供需平衡表测算年需求总量为45.54亿吨，同比增长4%。供给缺口仍然存在，我们预计秦皇岛港动力煤平仓价均价约1元/吨，与年均价的元/吨相比增长28%，价格整体走势预计以季节性波动为主。

4.2行业盈利中枢有望抬升

年煤价表现超预期，但上市公司盈利增速弱于港口价格增速。受安全事故频发、建党周年大庆影响，矿井产能释放较慢，在低库存的背景下，价格创历史以来的新高点，价格中枢大幅提升。但由于价格上涨速度非常快，上市公司售价变化慢于市场价，尤其是十月价格暴涨阶段，上市公司并没有像市场价一样大幅度上调价格，因此上市公司盈利增速弱于港口价格。

长协基准价提升，价格稳定性或同样提升。年煤炭长协基准价定在了元/吨，浮动区间为-元/吨，但新长协的浮动价的指数引入了新的指数，即“全国煤炭交易中心综合价格指数”，其余BSPI，CCTD以及CECI指数不变，若新指数波动较小，则或导致长协价格波动弱于以前，价格稳定性或强于从前。

长协覆盖面变广。长协供应方原则上覆盖30万吨/年以上矿井，年9月以来保供煤矿核增部分%签订长协，下游则要求发电供热企业除进口煤以外的用煤%签订长协，长协的覆盖面进一步变广，但由于动力煤龙头公司长协占比基本覆盖自产煤的80%以上，因此长协覆盖面增加对这些龙头公司影响有限。

动力煤长协基准抬升，盈利稳定性增强。长协价格基准价由元/吨提升至元/吨，年长协均价为元/吨，长协基准价提升意味着长协价格中枢上移，动力煤龙头公司长协占比普遍在70%以上，行业盈利中枢提升。且新的调价机制下，长协价格波动较以往减弱，盈利稳定性增强。长协比例较高的中国神华、中煤能源等公司盈利有望充分受益于长协价格中枢上移，其盈利中枢有望抬升，且由于价格稳定性增强，其公用事业属性同样有望被强化。

4.3电价突破关口，利润传导障碍解除

年10月11日，国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔〕号），规定自年10月15日起，

有序放开全部燃煤发电电量上网电价：燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准。

扩大市场交易电价上下浮动范围：将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制、电力现货价格不受上述幅度限制。

推动工商业用户都进入市场：取消工商业目录销售电价，10千伏及以上的用户要全部进入；对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成；已参与市场交易、改为电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。

保持居民、农业用电价格稳定：居民、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。

全面推进电力市场建设：进一步放开各类电源发电计划；丰富中长期交易品种，加快电力现货市场建设，加强辅助服务市场建设，探索建立市场化容量补偿机制。

加强与分时电价政策衔接：各地要加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，引导用户错峰用电、削峰填谷。

避免不合理行政干预：不得组织开展电力专场交易，对市场交易电价在规定范围内的合理浮动不得进行干预。

交易电价上浮落地。年10月15日，山东电力交易中心开展了深化煤电上网电价市场化改革后的首次交易，成交均价较基准电价上浮19.8%；同日江苏电力交易中心开展了10月中旬月内挂牌交易，成交价较基准价上浮了19.94%。10月31日，广东省月度竞价成交电量1.4亿千瓦时，统一出清价格0.元/千瓦时（较基准价上浮22.3%、较基准价+超低排放电价上浮19.7%）；11月1日启动的现货交易，首日成交电量9.39亿千瓦时，成交均价0.元/千瓦时。

煤-电产业链利润传导障碍解除。伴随着电力市场化的逐步推进，交易电价上浮来的落地将有助于产业链利润传导的障碍解除，“市场煤、计划电”的矛盾有望逐步解除，利润可以沿着产业链传导，电力企业对煤价上涨的敏感性有望减弱。

4.4焦煤价格压力缓解

焦煤产量增长潜力有限。从炼焦煤产量来看，除1-2月疫情造成的低基数以外，年焦煤产量持续低于年。由于焦煤矿井产出含50%以上的动力煤，因此保供背景下，焦煤矿井的开工率也处于高位，从年四季度的产量数据来看，高开工率水平下产量仍略低于去年同期，说明焦煤生产潜力增长有限。

进口焦煤缺口较难弥补。从目前来看，澳洲煤炭通关尚未有放松迹象，预计进口禁令仍将持续。蒙古在疫情的影响下通关量不稳定，未能起到替代作用，同时受基础设施影响，蒙古的通关能力也相对较弱，预计焦煤进口难有大幅增加。

综上，焦煤供给或难有明显增长，供给预计保持偏紧状态，焦煤价格的弱势主要源自于需求压力，预计年对钢铁产量的压减有望边际改善，地产也进入了政策友好期，需求有望触底反弹，焦煤价格有望保持高位。

5投资分析

5.1行业投资分析

根据上文分析，行业供给瓶颈仍在，需求持续保持稳健，再此背景下，煤价中枢有望上移。同时长协基准价有望从元/吨提升至元/吨，行业上市公司的盈利中枢有望提升。

5.1.1投资主线一：行业转型开启，有望迎来价值重估

煤炭企业转型新能源篇章开启。年12月15日，兖矿能源公布长期发展规划，公司既要扩张传统能源煤炭产量到3亿吨，又要投资新能源，规划5-10年内新能源装机达到10GW，氢气供应能力超过10万吨/年。此前电投能源早已布局光伏和风电，近年来不断有项目实现并网发电。其他公司如陕西煤业、中国神华等也采取了产业基金的方式布局新能源领域。“碳达峰、碳中和”的背景下，传统能源企业向新能源转型拉开序幕。

煤炭企业具备转型的经济实力。据上文，由于行业前期固定资产投资的缺乏，煤炭产能瓶颈或持续，在经济稳健的背景下，预计未来煤炭价格不具备大幅下跌的基础，因此煤炭企业的利润普遍较好。而资本开支普遍下滑，煤炭企业普遍具备较丰厚的经济实力，足以支撑他们去转型投资新能源。目前板块估值基本处于历史底部，转型有助于公司估值提升。

基于较强的投资能力，行业公司有望迎来价值重估。目前还有很多公司并未公布明确的投资计划或转型方向，但由于其本身无大的资本开支以及债务负担，现金流丰厚，其本身的“现金价值”(投资能力）并未被市场认可，但对于当前新能源领域，资金问题或成为进入市场的最大门槛，这部分公司的现金价值有望迎来重估，因此我们认为高现金高分红的公司也同样值得

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