煤炭行业研究报告：碳中和下的煤炭行业的前景.docx

煤炭行业研究报告：碳中和下的煤炭行业的前景核心观点：“能源双控”政策预计“十四五”将进一步抑制煤炭消费增速，煤炭消费在2025年前后实现达峰。在产能低位扩张的背景下，“十四五”期间行业尚可维持供需平衡，但远期看在“碳中和”推进过程中，煤炭需求大幅下滑不可避免，长期而言，行业中成本曲线最低端的龙头公司以及率先转型成功的公司有望胜出。煤炭消费或在2025年前后达峰，远期有需求压力。从目前能源结构看，煤炭消费占比达到57%,在“能源双控”的政策作用下，预计2025年煤炭消费将达到42亿吨左右的峰值，之后逐步下降，预计20252030年的年均复合增速为7.51%。随着发电和储能技术的全面成熟以及下游工业的脱碳，预计2060年“碳中和”实现的情形下，煤炭消费量将降至约35亿吨的水平，保留的煤炭消费主要是化工行业用煤以及能源应急响应的需求。对中短期景气不必悲观，“十四五”供需仍可实现平衡。尽管长期煤炭需求面临压力，煤价中枢也有下行压力。但未来五年，预计行业需求仍有小幅增长空间，而供给侧在新增产能核准节奏、环保和安监的约束下，或可保持低速增长，“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。行业分化或进一步加剧，转型路径仍待明晰。在“碳达峰”迈向“碳中和”的过程中，除了矿井资源衰羯带来的自然退出外，需求下降或将引发煤价下行亏损产能增加高成本产能退出供需平衡等一轮轮周期循环，行业内企业的分化或不断加剧，最终低成本的龙头公司有望长期胜出，获得寡头地位，实现超额利涧。目前煤炭企业已开始应对转型，或通过设立能源转型投资基金布局投资，或在煤化工领域继续向精细化工产业链延伸，或通过焦化产业链切入氢能源等领域，但从目前实践看，煤企转型还处于尝试阶段，尚未形成明确的转型路径。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（比例分另约在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2.1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.Opcts。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%o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%,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. 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IGW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56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，20252030年的年均复合增速为7.5%。三、远期碳中和：工业领域的“脱煤”是关键一步3.1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。3. 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，焦煤在高温蒸储下形成焦炭，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1.31.4吨干基各类型焦煤，因此吨钢耗煤量约在0.610.62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2530%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、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(VattenfaII)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IOOo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Iooo1050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11.05元/米3,约合11.211.8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1725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。3.3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C02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、煤制烯煌以及煤制乙二醇等。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、煤制烯燃产能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，煤制烯煌耗单位煤约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，至'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,煤制烯燃产能1500万吨，煤制乙二醇产能800万吨，完成百万吨级煤制芳烧、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20252030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。煤制烯烧、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7580%,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20252030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%o总结而言，我们判断，未来10年煤化工耗煤仍呈增长趋势，一方面因为烧烷类、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3.43.45亿吨，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44.05亿吨。结构而言，预计煤制烯燃等高附加值的煤化工产品耗煤还将继续上升，而传统的合成氮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C02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。3. 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20212025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20252030年，即“十五五”期间，在这一阶段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20272028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1.11.2%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20302060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%o目前我国煤炭每年的供给量为4041亿吨，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23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20202025年煤炭消费年均复合增速为1.05%,20252030年煤炭消费年均复合增速为7.51%,未来十年煤炭消费复合增速为-024%O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4.1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。20122015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CRIO提升了4pctso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CRlo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。4. 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40005000万吨左右。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。4.3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3050%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羯，2030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20212022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620650元/吨左右，低点年份均价或在530550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500550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。