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2003年下半年，刚刚战胜疫情的中国，迎来了一场全国范围内的拉闸限电。

在武汉，8月1号这天的气温突破百年记录，汉口一所变电站因为负荷太高而跳闸起火，20万居民受影响；在上海，近1000家企业限电，而市区的景观灯光从7月30日后晚上十点前便不再点亮。

在南京，北河口水厂发生电路意外事故，造成城区大面积停水10小时，市长亲自出面道歉；而即使工业欠发达的广西，也从10月份开始出现供电紧张，到10月中旬已经拉闸限电2146次。

在2003年6月份，据统计有16个省市采取过限电措施；8月份，这一数字变成了19个；到年底，总共已有22个省市拉过闸；而到2004年1季度结束的时候，这个数字进一步上升到了24个。

2003年下半年的拉闸限电，跟2003年上半年的疫情爆发一样，虽然性质不同，但都算波及全国的公共事件。

很多伏笔从那时已被埋下：2003年中国重化工业进程启动，经济进一步起飞；两大电网和五大发电集团刚刚完成重组，电力投资即将狂飙猛进；而煤老板们的黄金十年，就是从这时拉开了帷幕……

时间兜兜转转到了2021年，无论是疫情，还是限电，都有了很多似曾相识的感觉。

从2003年到2021年，中国电力基础设施发生了翻天覆地的变化，全国发电量从03年的1.91万亿度飙升到去年的7.42万亿度。但同时，一些让历史出现轮回和重复的机制也延续了下来：煤电博弈。

而回归到发电这个“古老”行业，里面的玩家虽然都是老百姓眼里的巨无霸，但如果用纯商业角度审视：中国的发电企面对上游的资源品周期和下游的价格管制，其地位完全无法跟“躺平赚钱”的西方公用事业相提并论。这种“夹心层”的地位反过来又会大幅异化其商业行为。

因此，拉闸限电的幕后真相显然不在“大棋党”的臆测里，也不能简单地用“双碳”和外需来解释。其真正答案可能并不像网友想象的那么复杂，反而可以用很简单的商业或投资术语来解释：资源周期、价格管制、煤电博弈，以及火电的商业模式。

所以火力发电到底是一个什么样的行业？这一次拉闸限电背后的原因是什么？这是本篇文章试图回答的问题。

01

电荒往事：三次限电的三种逻辑

电荒在中国其实并非稀缺事物。进入到2000年之后，中国加上这次一共发生过三次影响比较大的“电荒”。

第一次“电荒”发生在2002年到2004年，也即是文章开头提到的电荒。这次电荒的根源，还要追溯到亚洲金融危机的1998年。

当时由于金融危机，中国对外出口大幅度下滑，电力需求增速从90年代初的11%下降到了1998年的2.1%。但整个90年代，国内发电装机的增速始终维持在7-10%之间，各省份都在狂建火电厂。

因此，到了世纪之交的2000年左右，中国会出现了严重的电力供应过剩，发电机组利用率大幅下降，以至于政府开始鼓励全民用电，更让不少地方电力局以及媒体高呼“拉闸限电有望成为历史”。

同一时期，钢铁、石化等重化工耗电大户成为国企改制重灾区，为了解决发电机组利用率下降的压力，加之电力系统改革来临，当时还催生了一个不成文的规定——三年不建电厂。

话说得有多满，翻车时就有多尴尬：2003年开始，中国重化工业出现爆发式加速增长，四大高能耗行业占据了全社会用电量25%以上，电力需求增速飙到15%以上，让决策层都多少有些始料未及。

一边是供给萎缩，一边是需求暴涨，导致的结果就是20个省市先后拉闸限电，缺电地区覆盖了除东北电网外几乎所有大区电网，在许多地区甚至出现了全年”持续性缺电“和”随机性缺电“。

2004年的媒体报道

当然，证券交易所并没有被拉闸限电，2003年A股市场上钢铁、石化、汽车这些高能耗行业板块反而出现了一轮激情四射的上升行情，成为股民嘴里津津乐道的“五朵金花”。

第二次“电荒”发生在2011年：当年4-5月以及9-10月，多个地区出现缺电状况。华东在一季度出现明显电力供应缺口，华中在二季度干旱气候影响水电供给的情况下，也进入电力供应紧张状态。

“十一五”期间，我国首次实行“双控”目标，对能源消耗强度和能源消耗总量进行硬性约束，要求能耗强度在五年间大幅下降20%。2010年恰好是“十一五”收官，在能耗强度目标的硬性约束下，很多省份在5月开始拉闸限电狂冲KPI。

考试前一天才通宵复习，后果往往是灾难性的：2011年，“十一五”考核结束，产能被压制的制造业开始“报复性用电”，本就位居高位的煤价连续经历了两轮上涨，火电企业成本激增，越努力越亏损的火电企业决定冷静一下，通过减少供应以换取市场话语权。

最终在2011年，发改委两度上调电价，火电企业总算是守住了亏损底线。随着此后煤炭价格下行，第二次限电宣告终结。

和2002年纯粹的供需关系错配导致的限电不同，2011年的电荒第一次出现了政策因素：十一五末期的能耗压力造成了罕见的“淡季电荒”。另一个影响电力供应的核心因素——煤炭价格，也在这一轮的电荒中刷足了存在感。

而从今年初夏开始到近期大规模爆发的限电，原因和2011年的电荒有一些相似之处：

一方面，今年是双碳目标的开局之年，对于能耗双控目标的执行力度大幅提升。今年5月和8月，发改委都以报身份证的方式点名批评了能耗不降反升的省份。一些地方前期指标用完，只能假期前一天赶作业。

另一方面，煤炭价格伴随全球通胀持续上行，火电企业再度陷入越努力越亏损的境地。而在能耗双控背景下，煤炭产能利用率一直处于高位、煤炭库存降至历史低点，地方煤炭项目的审批也更加严格，再度加大了煤炭供应压力。在发改委通报名单里，宁夏、新疆、云南、陕西都是产煤大省。

曾被寄予厚望的新能源去哪儿了？要知道在过去几年，以火电、水电、核电为代表的传统能源投资额持续走低，高碳排的火电下降最明显，而风电和光伏的装机自2012年后大幅提升，电源装机占比从6%提升到了目前的24%。它们顶不上吗？

的确顶不上。从数据上看，我国目前对火电的依赖依然比较严重：火电装机占比虽然降到了56.6%，却贡献了71.8%的电力供给；而风电和光伏装机虽然有24%的占比，但发电量仅占总体的10%左右。

总结下来，全球大放水叠加碳中和的政策推动，促成煤炭库存锐减价格上天，加上气候反向助攻导致水电产能受限，共同促成了当下的大规模限电。

相比火电，其他的电力来源都有或多或少的缺陷，比如光伏只能白天开动；风电受风力大小影响，功率波动很大；水电则受气候影响；抛开碳排放因素，只有火电能够保证稳定性与可控性。

今年3月，丁仲礼院士接受媒体采访时，就谈到我国目前对火电的依赖：“非碳能源占比的提升不是一个线性过程，根本上还是要由技术进步所驱动。煤炭作为主力能源，还将在我国能源结构中主导较长的一段时期。”

那么，为什么电荒还会周而复始的出现？一切的答案，就藏在“周期”里。

02

行业密码：逃不开的逆周期

贯穿中国火电行业发展的最大命题，可以用六个字概括：市场煤、计划电。

煤炭作为工业能源和大宗商品，定价早早完成了市场化；电力作为公共事业，电价多少要服从“看得见的手”指挥，但电力同时又是商业机构，自身盈利又被“看不见的手”影响。过去近20年里，煤电双方无数次明争暗斗，大多归因于此。

火电企业赚钱与否，主要有三个关键因素：利用小时数、上网电价和煤价。

利用小时数可以简单理解为发电机组的运转时长：因为电力只能即发即用，无法大规模储存，但用电需求却有峰谷效应，所以电厂既要准备好产能应对高负荷，又不能时刻把产能开满造成浪费。因此，火电厂闲置的产能越少，对应的收入就越高。

有人可能会有疑问，既然装机量已经考虑了高负荷，为什么还会出现供应紧张？这是因为如果备用容量过多，对火电厂的收入冲击会过大。所以相关行业规章规定，“总备用容量不宜低于最高负荷的15-20%”。

煤价则是决定火电厂成本的核心要素，煤炭往往占发电成本70%左右。上网电价则可以简单理解为电厂发电的出售”单价“，对火电厂来说，自然是煤价越低、电价越高、产能开的越满越好。

但问题在于，煤价多少、电价几何、机组开多久，都不是火电厂自身能决定的。而相比煤炭价格的频繁波动，电价虽然也会调整，但总体比较稳定，这就造就了火电行业最大的特征：逆周期。

即火电厂的盈利状况，几乎完全依赖于煤炭价格的涨跌周期。换句话说就是：火电厂发财的时候，往往也是煤炭企业哀鸿遍野的时候；而煤炭企业吃肉的时候，就轮到火电厂吃翔了。

从下面这张图可以看出，代表火电厂的橙色阵营和代表煤炭企业的黑色阵营，双方的盈利能力呈现明显的负相关关系，公用事业行业8%-10%的收益率，在火电行业完全失效。

历史上看，煤炭的产能周期大概在4-6年，从下游需求拉动煤价上涨，到大量新煤矿建设投产，煤炭供给增加，煤价随之步入下滑阶段。2007年到2013年就是一轮标准的煤炭周期，火电企业伴随煤价涨跌，走完了一轮从吃屎到吃肉的轮回。

很多行业都有周期性的特征，其中的企业也难免今年吃肉明年吃屎，但由于电力自身公共事业的属性，一旦企业经营不稳定，可能会出现系统性风险，这显然不是决策层希望看到的。

2016年后，煤价开始新一轮上涨周期，改委牵头发文，将动力煤价格划分为绿色、蓝色、红色三种情况，一旦煤炭价格波动达到6%以上，看得见的手就会出马。

当时，发改委将政策期限限定在在2016-2020年之间，因为按照以往的规律，2020年应当是产能周期的拐点，轮到火电厂端起碗来把肉吃，结果没想到2020年遭遇疫情黑天鹅，2021年又赶上双碳目标开年，煤价不但没降，反倒坐上火箭。

在本次大规模限电前，就有11家火电企业联名给北称北京城管委上书，称京津唐电网燃煤厂成本已超过盈亏平衡点，与基准电价严重倒挂，部分企业已出现资金链断裂[3]。

类似的事件在历史上并不是第一次出现，而每一次煤价上涨，火电企业联名上书，都会掀起一轮涨电价的呼声。但电价怎么涨、涨多少、谁说了算，背后是一场长达20年的电力市场化改革。

03

煤电博弈：下不完的大棋

2004年，发改委发文开启了电价市场化改革的大幕。改革的核心是“煤电联动”——即根据电煤综合出矿价格为基础，通过公式划定上网电价，同时规定电力企业要自行消化30%的煤价上涨因素。

在这之前，中国电力行业已经完成了”政企分开“和”厂网分离“两轮改革。和中国的很多改革一样，电力行业在2004年正式摸完了所有石头，开始进入“深水区”。

2004年6月，发改委首次核定标杆电价，在2020年煤电联动被浮动电价替换前，全国性的电价调整一共出现了12次，其中8次明确与煤电联动制度挂钩。

煤电联动的初衷，是通过行政手段响应煤价波动，在一定程度上解决电价与煤价“一个计划一个市场”的症结。但问题是，煤电联动本身就是一个“事后调节”的机制，加上政策规定了不少于6个月的“联动周期”，相比快速波动的煤价，电价的调整频率还是太低。

这也导致了一个非常有趣的行业现象：煤价进入上涨周期，火电企业便开始集体哭穷，上书中央“呼吁煤电联动”。煤价步入下跌周期，舆论又开始对电价发难。

2008年煤炭价格上涨，恰逢煤炭市场化推进，价格基本放开，加之2003年电荒后大量电力项目开始运转，火电企业亏损严重，随即呼唤联动。随后发改委在7月和8月联动两次，但相比全年50%的煤价涨幅，联动幅度杯水车薪。

金融危机后，煤价持续高企，火电企业普遍连亏4年。2011年，发改委卡准周期连续三次联动，依然难解火电亏损。结果2013年后煤价下行，火电又迎来大丰收，呼吁电价过高的声音此起彼伏。2014年后，发改委再度掏出联动大法砍电价，2016年后，煤价又一次上行，煤电博弈重新上演。

彼时煤炭行业经过一轮供给侧改革，议价权随着行业集中度上升而加大，又撞上2015年煤电联动制度修订，火电企业期望中的“涨电价”落空。

2016年12月，华能、华电、大唐以及国电在内的4大电力央企，就曾以电煤价格超出企业成本为由，联合向陕西省政府提交报告，希望政府上调电价。2017年3月，包括四大电力央企在内的七家火电企业又联名上书宁夏经信委。

煤企大都是地方企业，而发电集团大多数是央企，这又给煤电对狙笼罩上了一层央地关系的隐喻。

煤电联动诞生之后的十多年里，两个行业的博弈伴随着煤炭价格周期周而复始的上演，自始至终没能解决火电“逆周期”的问题。所以说要想明白一些道理，还是要看合订本。

而在2015年后，中央层面开始推动清洁能源上马，火电被打成过剩产能；同时期，降低工商业用电成本被写进政府工作报告，煤电联动机制自然也要顾大局识大体。2018年和2019年连续两年，电价在煤价上涨的背景下连续下调，煤电联动机制名存实亡。

2019年，煤电联动机制被正式改为“基准价+上下浮动”机制，浮动范围为上浮不超过10%、下浮不超过15%，赋予了火电企业更高的定价自主权。

但人算不如天算，疫情之后大宗商品涨价，加之能耗“双控”背景下，煤炭库存降至历史低点，导致的结果就是煤价涨上天，终端电价没调整，火电厂发一度亏一度。

从数据上看，今年的用电需求增速中枢在7%~8%之间，虽然处于相对高位，但2018年的全年用电增速同样达到了8.5%，并没有出现大规模限电的情况。

两年的区别，就在于煤炭价格的上行和中央层面的能耗“双控”，由于前期指标过早用完，临近新的能耗双控指标考核，导致地方采取见效快、一刀切的停电停产措施。

其实，这一次的限电在去年冬天就展露端倪：去年12月，浙江省提议合理使用灯光照明，三楼以下停开电梯，随后，湖南、江西、内蒙等多个地区先后出台限电举措；今年5月，广东十几个城市启动了有序用电，大部分制造企业被要求错峰用电；7月，河南限制电煤外销，部分工厂限电停产。

站在民生的角度，电力是拱卫工业生产和居民生活的“压舱石”，大规模的供应紧张很容引起连锁反应；站在商业的角度，自带周期属性的生意多半是苦活累活；但如果站在投资的角度，每一次煤电的周期错配，似乎都蕴藏着投资的机会。

遗憾的是，从公开披露的信息来看，即便是翻云覆雨的顶级大佬，在火电行业的投资也是全身而退的少，阴沟翻船的多。

04

火中取栗：不要在没有鱼的地方撒网

席慕蓉说，青春是本仓促的书，流着泪一读再读。在A股，申万火电指数是一个充满误会的指数，无数投资者都吃过它的苦。

由于火电”市场煤、计划电”的机制，煤价随行就市，但电价长期被限死。这就导致行业长期处于盈利有上限，亏损无下限的特征。自1999年该指数发行以来，可以说是只有周期，没有成长，长期原地踏步。

07-08年、14-15年两轮过山车行情，参与的投资者大多数时候都摔得鼻青脸肿，大家可以参考下图。

哪怕是高手、高手、高高手，买火电股，想挣钱也不是那么容易。A股有两位著名的火电投资者：邓晓峰和裘国根，一位是高毅的明星基金经理，一位是重阳投资的创始人，均为业内公认的投资大师。

但他们对火电的投资，似乎也不是特别顺利。

邓晓峰屹立A股十余年，历经几轮牛熊，业绩始终稳定在市场前列。回顾邓晓峰过去的几次经典投资案例，基本都是买在不露锋芒的拐点处。这既是由大资金的规模属性所决定的，也是因为邓晓峰注重长期回报的投资风格。

在2015年和2017年的两次采访中，邓晓峰详细拆解了自己若干经典投资案例的具体逻辑，其中就包括了在2011年的火电布局。

从2011年开始，邓晓峰开始坚定地布局国电电力等火电股。他认为电力的需求没问题，但煤价太高吃掉了发电企业的利润。2011年国家开始执行紧缩政策，固定投资开始退潮，煤价迟早要跌。

既然煤煤价要跌，那么火电肯定有机会。邓晓峰进一步给出了三大逻辑：

1、发电企业效率都很高，因为长期煤价很高，电价受限，内部已经把各种挖潜的办法都用上了；

2、供需会改善，因为电力公司持续亏损，投资长期不振，而电力需求却是与日俱增的，在2010年之后还有钱去投电厂的，就只有神华了；

3、电力公司杠杆上的很满，又都跌得很惨，一旦行业回暖，全行业的回报率会恢复到非常好的水平。

因此邓晓峰认为“电力行业的春天正在到来，机会来临时要用盆接，不能用针顶。”

我们研究了邓晓峰当时的持股，发现其配置最多的火电股是国电电力。不过在我们尝试拆解国电电力这笔投资的具体盈亏时，却得到了不同的结论。

邓晓峰管理的博时主题行业和社保一零三组合从2011年三季度开始布局国电电力，在2014年一季度悉数离场。如果按当季平均成交价计算，邓晓峰动用了十亿级别的资金，但历时两年多，只赚了一千多万。

更让人感叹的是，在邓晓峰离场后，国电电力反而迎来了一轮翻倍暴涨（主要是受益2014-2015年的牛市），把大佬安排的明明白白。

事先声明：这种计算略显粗糙，邓晓峰离场彼时也有即将离职的影响。但事实就是，邓晓峰2011年对国电电力的这轮投资实际上没有赚到太多钱，属于典型的“逻辑性感，结果骨感”。

坚定的价值投资者裘国根也很热衷于买火电股，其投资哲学的精华可以归纳为三句话：不要亏损！不要亏损！不要亏损！重阳的这种投资风格天然地让他们对公用事业股更为关注，尤其是火电股。

重阳首席投资官陈心就在采访中拿火电举例：

在发达国家，这是一个有比较稳定增长和估值的行业。但在我们的市场里，则以两三年为一个周期，上下波动非常剧烈。好的时候把它捧上天，烂的时候，尤其在香港市场一些火电股便宜得一塌糊涂。但这个行业是不可以没有的，这个时候往往是买这类股票最好的时点。

裘老板和重阳显然对火电行业”市场煤、计划电”的特征也洞若观火。

自2018年2月开始，裘国根及重阳集团大手笔布局港股华能国际电力，连续12次增持，动用资金超过26亿人民币。然而华能国际电力此后三年的股价却走了一个深v，在今年股价大涨超过65%的情况下，重阳却依然没能赚到钱。

裘国根和邓晓峰都算是机构投资者中的佼佼者了，对周期行业的理解都属于业内顶级水平，但两家大佬都没捞到什么好处，可见火电行业实在是凄苦。

有意思的是，两位大佬都在水电股上赚过大钱。邓晓峰在国投电力单只股票上赚过20亿，裘老板就更不用说了，投资长江电力已成为A股传世经典，盛传重阳研究员转正的条件就是算清楚长江电力的现金流。

相比水电，火电最大的基本面就是其商业模式的缺陷：这始终是个成本、定价、产量都不由企业控制的行业。想要在火电股里火中取栗，不如想想那句名言：不要在没鱼的地方撒网。

05

尾声

一个产业现象问题的背后，往往是一个产业的结构问题，而不是所谓的阳谋、大棋论和推背图。

中国在电力领域有没有深谋远虑的布局？有的。但具体到拉闸限电，还是要回归产业本身的特点去分析，所谓“定价权争夺战”、“倒逼出口企业涨价”这种为了减肥做截肢的论调，的确是在牵强附会。

煤电博弈、资源周期、电价管制、火电的逆周期属性等行业特点，是导致历次电力供需周期的核心原因，包括这次。而外围的进口煤炭下降、外需增长、双限只是加速了这个周期的运转。

从另外一个角度看，在中国每一次的大型公共事件，往往都会成为改革的契机。

2003年电荒之前，国内普遍认为依靠三峡和滇黔的西电东输供应长三角与珠三角已经足够。但大范围供电紧张后，决策层意识到发电投资的不足，加快了发电项目的审批进度。

彼时，两大电网+五大发电集团的格局刚刚形成不久，做大规模意愿正强，一轮火电投资的高潮期就此到来，这保证了2003年之后的经济起飞，也顺便让一批煤老板成为全国人们羡慕的对象。

而2011年“淡季电荒”后，尚未被终止的煤电联动机制随即迎来大调整，能源结构转型被提上日程。而这一轮的拉闸限电，也必然会促使产业界与决策层，重新审视国内能源结构的方方面面。

我国目前的能源结构，其实处于一个“未立先破”的局面：即传统能源投资下降、新型能源投资加速的切换已经完成，但对应的能源供给的切换还没有完成。而一些地方“运动式”的减碳，又将这个切换过程中的缺陷暴露了出来。

今年3月的采访中，丁仲礼院士就曾谈到这一点：

未来人民的生活水平要进一步提高，对能源的需求必然会增加，虽然说2030年要碳达峰，但不意味着现在就不能新增任何煤炭项目。在经济社会发展的用能需求上，一定要实事求是，不应该为了追求某些指标好看，或者为了达标而去搞“一刀切”。

丁院士其实很明确的阐述了一个道理：在涉及到关乎亿万老百姓生活的领域，要警惕“一刀切”或者“运动式”的搞法。而在社会舆论经常渲染“大是大非”的当下，尤其要把人民群众的利益放在最前面。

实事求是，其实就是最重要的“大是大非”。

全文完。感谢您的耐心阅读。

[1] “煤电顶牛”历史重现，宁夏煤电博弈内情，界面新闻

[2] “煤电顶牛”矛盾再升级，中国能源报

[3] 11家煤电企业上书“哭穷”：无力完成北京地区电力交易，中国新闻周刊

[4] 专访丁仲礼：实现“碳中和”需以市场机制为基础，技术迭代为前提，中国新闻周刊

[5] “电荒”往事——兼议目前电力股投资机会，光大证券

[6] 行业风火轮：十年电荒，卷土重来，东吴证券

[7] 供给才是主导本轮“电荒”的原因，国泰君安

[8] 以史鉴今，火电王者归来，华创证券

[9] 火电行业研究框架：周期依旧在，尚待格局改，英大证券

[10] 当前时点我们如何看火电V：市场电：从哪里来，又去向何方，华泰证券

转自：https://mp.weixin.qq.com/s/nhht4zx_3we82xFRSKAoNg

作者 | 墨羽枫香

数据支持 | 勾股大数据（www.gogudata.com）

今年，白酒医药黯然失色，而传统周期性的行业，诸如有色金属、钢铁、化工、电力却领涨大市，被主力持续追捧。这真是三十年河东，三十年河西啊！

7月底以来，电力指数大涨近30%，尤其是煤电成为市场绝对的明星。诸如，华能国际、华电国际、国电电力分别大涨82%、51%、33%。

 

 

当然了，把时间维度拉长，风电、光伏为主营的新能源发电企业涨势更为喜人——从去年5月底算起至今，龙源电力大涨392%，大唐新能源大涨458%。

 

普普通通的电力公司，过往是被主力抛弃的，被散户遗忘的，但近来不知不觉却为聪明投资者带来了足够的惊喜。不过，电力行业内部自然有分化，风/光电力企业涨幅明显要高于煤电、水电。 

                    

                   

1

煤电发飙

       

今年上半年，煤电企业亏损面明显扩大，部分发电集团煤电企业亏损面超过70%、煤电板块整体亏损。股价也不温不火，华能国际在8月大涨之前，较年初还大跌12%。

 

业绩亏损，股价低迷，主要逻辑是上游原材料——煤炭价格大幅暴涨。焦炭2201、焦煤2201期货从今年3月以来，涨幅超过77%、110%。

 

 

煤炭价格持续走高，让下游的煤电企业受不了，对于涨电价的呼声越来越高。8月30日，11家发电企业联名请示上调交易电价，重新签约北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同。31日，上海取消电力市场价格暂不上浮规定，打破过去几年电价“只降不涨”惯性。

 

而在今年8月，蒙西、宁夏等地陆续放开了火电电价上浮交易限制，允许煤电交易价格在基准价的基础上可上浮不超过10%。

 

地方放开电价上浮机制，除了煤电企业亏损面问题外，还有一个重要因素：今年5-7月，电荒卷土而来，尤其是南方电网覆盖的广东、云南、广西、四川等地。另据券商分析，今年冬天预计拉闸限电现象还会加剧，可能比去年还要严重。

 

供给端，干旱天气对水力发电造成影响。此外，煤炭价格高居不下给火电企业带来成本压力，导致供电能力下降。

 

需求端，疫情后的经济复苏，结构上来看去年受疫情影响最严重的服务业用电量下滑幅度最大，今年以来的反弹也最强，第三产业的用电需求大增导致第二产业出现电力供需缺口。

 

当前，电力供需紧张叠加高煤价的形势有望推动电价机制改革提速，还原电力商品属性。市场也在预期允许电价上浮的政策有望在更多省份陆续推出，自然有利于煤电业绩企稳。要知道10%的电价上涨能够覆盖约100-150元/吨的煤价上涨。这是煤电企业近期一改颓势，大幅飙涨的重要逻辑。

                      

               

2

风电光伏逻辑

       

煤炭因为供给端出现了重大缺口，煤价在中短时间内还将保持高位状态。煤电企业因为电价端有一些放松有所对冲煤炭大涨，但业绩还是很难拿得出手的。股价经过一波大涨之后，其实缺乏继续大幅上攻的基本面逻辑。

 

然而，水电、风电、光伏发电不一样。

 

水、风、光是对水能、风能、太阳能的直接利用，除了部分地区的水电企业需要支付水资源费外，并不需要支付“原材料”费用，且不用担心涨价的问题。

 

成本端主要有固定资产折旧、人员、运维等费用。诸如，风光发电龙头三峡能源最近3年固定资产折旧在营业成本中占比80%以上，水电龙头长江电力、华能水电固定资产折旧则保持60-70%。

 

对比来看，水、风、光发电的商业模式会比煤电要好得多。这也给我们投资电力行业指明了大方向。

 

过去几年，风电与光伏发电发展非常迅猛，早已经成为国内第三、第四大发电类型。2020年，装机容量结构中，火电12.45亿千瓦时，占比56.6%，水电3.7亿千瓦时，占比16.8%，风电2.8亿千瓦时，占比12.8%，光伏2.5亿千瓦时，占比11.5%。

 

2020年，全国发电量中，火电5.17亿千瓦时，占比仍然高达67.9%，而风电和光伏占比仅为6.1%、3.4%。

 

当前，火电不管是装机量，还是发电量均遥遥领先其他发电类型，但趋势是不断缩小，水、风、光伏等新能源发电将持续瓜分煤电市场。

 

据《中国可再生能源发展报告2020》，“十四五”期间，预计可再生能源发电新增装机容量占新增总装机的70%以上。到2025年，可再生能源发电装机占总装机量的50%以上。

 

另外，中国科学院院士周孝信在今年6月表示，我国电源装机结构不断向清洁化方向调整，新能源装机2060年超过82%，煤电装机需在2025年后持续下降，2060年仅保留约0.7亿千瓦时，占全国装机总量的1%。煤电发电量同样如此，煤电发电0.22万亿千瓦时，占比约1.4%。

 

过去5年（2015-2020年），风电和光伏发电装机容量平均复合增速分别为16.6%、43.1%，发电量年均增速达到 20.2%、45.9%。

 

新能源发电电量将在未来长期处于爆发状态，但电价也随着技术成熟逐步下行，并最终实现了平价上网。

 

从2014年底开始，风电标杆上网电价在I类、II类、III 类资源区均下调2分/千瓦时。其后4年，降低了4次。光伏发电也一样，从2013年开始下调了7次标杆/指导电价。

 

到了2021年，风电、光伏发电正式进入平价时代，即中央财政不再进行补贴。

 

除了抢食煤电大蛋糕外，社会用电量还有增量蛋糕。据中电联预测，预计2025年中国全社会用电量为9.5万亿千瓦时以上，5年年平均增速超过4.8%。

 

总之，风电、光伏等新能源发电赛道长期是向好的，且增速非常快，孕育着不小的机会。 

                            

               

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潜在机会

        

2020年，中国风+光装机容量TOP6分别为龙源电力、三峡能源、华能新能源（私有化）、中广核、华电福新（私有化）、大唐新能源。

 

前6大龙头中，三峡能源增长势头更佳。2020年，新增装机近500万千瓦，远高于其他5家，不过因为新投产机组运行时间短，去年发电量仅高于大唐新能源。

 

再看过去5年，三峡能源装机容量、发电量的年均复合增速分别达到 22.3%、31.2%，而其他5年最高装机增速只有15.4%（中广核），发电量增速最高为20.7%（华电福新）。

 

公司毛利率方面，三峡能源、华能新能源、中广核要明显高于另外3家。其中，三峡能源2020年毛利率高达57.3%，高于华能水电的52.4%，略低于长江电力的62.6%。

 

净利率方面，三峡能源为TOP6 最高，为34.83%，远高于装机量NO.1的龙源电力（19.79%），低于长江电力11%。

 

ROE对比来看，2020年中广核电力高达10%，其次是三峡能源、龙源电力，分别为8.62%、8.19%，但都小于长江电力的15.3%。

 

通过以上核心数据对比可发现，长江电力、三峡能源的盈利能力相对最强。当然，市场也给予了昂贵的估值水平。单就风/光龙头来看，三峡能源高达39.77倍，远高于龙源电力的19.5倍和大唐新能源的14.92倍。

 

除了以上龙头外，风光装机量前20的运营商还有单独做光伏发电的细分龙头，且光伏装机量、发电量的增速相较于风电更快，其实孕育着更大的机会。

 

此外，核电也是高效的清洁能源，经济效益好，受政策扶持，长期增长潜力也是不错的，也有不错的投资机会。但核电有黑天鹅风险不能不防，就是核安全。据媒体7月底报道，台山核电厂1号机组少量燃料破损，决定对其停机检修。

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尾声

        

综上分析，煤电是真正的传统行业赛道，并没有中长期的配置价值，而水风光发电赛道长期向好，龙头们具备良好的增长潜力。

 

但我们也要清醒的认识到，尤其是风光发电赛道龙头经过中期维度的持续暴涨，估值已经明显溢价。比如风光装机量最大的龙源电力，当前PE19.51倍，远超过去5年平均的11倍估值。

 

投资也很现实，好赛道好公司，往往很难有好价格，如何择时，因人而异。当下而言，对待市场敬畏之心不可无。

 

转自：https://mp.weixin.qq.com/s/dFgjMd3zSYQdx3T_whalsA

这两天大家一直让让我们讲讲煤炭，说最近貌似煤炭增产的消息不断，是不是要跌价啊。

比如这条新闻就告诉我们说，内蒙古鄂尔多斯对前期用地手续不全停产的露天矿，批复了用地手续。

从八月初开始，这部分露天煤矿会全部复产，达产以后可以日增加产量20万吨。

可能很多人觉得，20万吨是个很大的数字了，对供需和价格一定影响很大。

不过如果你知道，我们的煤炭消耗每天是1000多万吨，你可能就觉得这个产量没那么多了。

而且虽然鄂尔多斯这边打算日增20万吨产能，但其他产煤地区的情况却没那么乐观。

比如产煤大省山西地区，前期停产的露天煤矿和柳林事故煤矿，至今也没有复产。古交那边的部分地方矿也在停产状态。

陕西神木地区的西沟锦界煤矿经济停售，并封闭了当地的高速。

河北石家庄井泾矿区的18家煤炭物流企业，也开启了停产整顿。

这里我们可以看出，鄂尔多斯的煤炭产量虽然增加了一点，但是其他地方却在减少。

如果从全国一盘棋的角度看，整体产量也并没增加多少，基本是此消彼长。

在这种情况下，动力煤期货的价格虽然在增产消息影响下，开始高位盘整，但是现货价格却非常稳定。

北方港口5500大卡的煤炭已经有人报价1070，华南地区5000大卡的山西煤报价已经是1120元每吨。

如果回顾一下我们这几个月对煤炭价格走势的判断，你会发现个很有意思的现象。

五月份我们写《煤炭产能过剩为啥还在涨价》的时候，说后续动力煤涨价不会停。

因为现在全球主要制造国里面，只有中国控制了疫情，能正常维持生产。

等于全世界的订单一下子涌入到中国了，这带动了电力需求的增长。

不过因为过去几年，全国的煤炭产能并没有新增，所以供应是有天花板的。

疫情之前不缺电，是因为南方水电来水充足，这些水电可以外送。

再加上制造业用电需求，也没有今年增长这么多，所以缺电的状况并没有显现。

今年南旱北涝，南方水电来水不足。这些省份自己水电都不够用，更别说外送了。

再加上海外订单疯狂涌入中国，带动了电力需求增长，所以缺口就来了。

那时候没人会觉得电力需求增长，会导致煤炭涨价和供应出现缺口。

所以当时写下这篇文章的时候，有人一直告诫我们说，国内煤炭产能是过剩的，价格是不可能持续上涨的。

七月份我们写《涨价依然还会继续》的时候，又有人告诉我们说，七月煤价会步入下降通道。

而且还拿出了6月27日央视财经的这张采访截图，信誓旦旦的说7月份煤价必定会进入下降通道。

现在时间已经到了8月份，动力煤价格还没有下来，而且眼看要奔着前面创下的历史新高去了。

更搞笑的是，不光动力煤价格没回到下降通道，就连焦煤的价格也被带起来了。

现在焦煤已经涨到了2400多每吨，这个价格也已经突破了历史新高

说起来最近半年，各个相关部门一共提了三次煤炭的价格问题。

如果我们观察动力煤期货，可以看出每次消息出来，都能把动力煤期货砸出个坑。

不过砸完坑以后没过多久，动力煤期货就又慢慢悠悠的爬上去了。

而且可以看出，这三次对动力煤期货价格的影响，是越来越小的。

因为每次消息出来以后，期货上面砸的坑，也在肉眼可见的变浅。

第一次砸坑，是5月19日开会稳定煤炭价格。这次动力煤期货价格波动，可以说是最大的。

第二次出来稳定价格时候是六月底，也就是这次发哥告诉我们说，7月份煤价会步入下行通道，这次动力煤期货的价格波动也挺大。

到了第三次稳定价格，基本就对动力煤期货的价格没啥影响了。期货只是微微一跌，表示尊敬。

因为这个阶段大家都已经看到，之前说的增加产能和供应，目前依然看不到踪影。

不能每次都信誓旦旦说增产马上就来了，每次最后增了个寂寞吧。骗我当然可以，但要注意次数。

就是因为供应没办法大规模增加，需求依然非常旺盛，火电厂和整个社会库存又很低。

在这种情况下，煤价步入下行通道，也就变得越来越难。

这里可能有人要说了，国内短期缺煤，我们为啥不加大进口力度，增加供应啊。

因为国际煤炭的总产量，在国内煤炭产量面前就是个弟弟，而且国际煤炭定价遵循丛林法则。

中国供应充足的时候，这些国外煤炭生产商就低价抢市场。中国供应紧张的时候，他们涨价比国内还疯。

因为涨价以后，可以收割亚洲其他用煤厉害的国家和地区，比如印度、日韩和东南亚国家。

这也是为啥国家总是强调，不管是基础能源还是粮食，必须抓在自己手里。

当你的粮食和基础能源没有定价权，又没有稳定产能的时候，能被别人玩死。

煤炭整体供需不平衡还带来一个结果是：电力供应这段时间有点供不上了。

很多做工厂的小伙伴，最近应该感受到多年没有发生的限电，又重出江湖了。

不少工业发达地区都在限制工业用电，尤其是高能耗的用电大户，全力保障居民用电。

如果不是国有火电厂在亏损的情况下，全力保供应保发电，全国很多地方怕是要大规模限电或者停电了。

有人觉得现在是因为天热，所以用电需求旺盛。那么夏天过去以后，煤炭价格会不会回落呢？

这个只能边走边看，目前我们认为还看不到这个迹象。因为目前的库存情况实在太低，补库存的需求也很旺盛。

虽然夏天火电补库存的需求10月会结束，但冬季采暖的补库存需求又来了。

另外最近总是有很多人问我们：水泥公司为啥这大半年都没啥资金关注，这其实和煤价上涨关系也很大。

我们知道水泥的成本基本是锁定的，煤价占据了水泥成本里很大权重。上半年煤价暴涨，压缩了水泥的利润。

再加上房地产企业的在房住不炒的政策下，减缓了开发进度，上半年基建受制于地方债，也没有投太多大项目。

需求起不来，价格上不去，成本又在不断提升，所以这半年表现不咋好也算正常。

转自：https://mp.weixin.qq.com/s/JligYos6C-eQU62FMTkAUw

作 者 | 鲁证研究

来 源 | 鲁证研究

 

摘要

 

我国煤炭生产区域主要集中在内蒙古、山西、陕西、新疆等地，但下游消费区域主要是在华东、华南等地，煤炭供需之间存在错配，由此形成了“西煤东调”、“北煤南运”的格局。煤炭运输方式包括铁路运输、水路运输和公路运输，省内运输以公路为主，省际运输则以铁路及水路为主。“西煤东运+铁水联运”是当前主要的煤炭运输方式。在夏冬需求旺季时，“三西”煤炭向环渤海港口、内陆运输时由于运载车皮不足，会导致煤炭无法及时到达下游港口及电厂的现象。煤炭铁路运输已成为影响有效供给以及行情节奏的重要因素之一，值得投资者关注。

我国煤炭铁路运输通道及构成

 

根据《煤炭工业发展“十三五”规划》，煤炭铁路运输以晋陕蒙煤炭外运为主，全国形成“九纵六横”的煤炭物流通道网络，其中铁路通道包含“七纵五横”。1.七纵主要包括晋陕蒙外运通道的焦柳、京九、京广、蒙西至华中、包西；贵州外运通道的南昆和新疆外运通道的兰新、兰渝纵向通路。2.五横包括，晋陕蒙外运通道北通路（大秦、神朔黄、蒙冀、丰沙大、集通、京原）、中通路（石太、邯长、山西中南部、和邢）和南通路（侯月、陇海、宁西），以及锡乌、巴新横向通路；贵州外运通道的沪昆通路。

其中，最重要的晋陕蒙煤炭外送通道是：大秦铁路、朔黄铁路、张唐铁路、瓦日铁路。一方面这四条铁路合计运能达12亿吨，具备规模效应；另一方面，四大铁路均直达东部沿海港口（秦皇岛港、黄骅港、曹妃甸港、日照港），经其运载的煤炭可直接在港口下水并输出至东南沿海几大煤炭主要消费省份。2019年9月，浩吉铁路开通，完善了内蒙古、陕西等省份“北煤南运”的线路。

西煤东送第一通道“大秦铁路”

大秦铁路（中国铁路太原局持股61.70%）是世界上煤炭运输量最大、运输效率最高的铁路。大秦铁路西起山西省大同市，东到河北省秦皇岛市，全长652公里，是我国第一条单元双线电气化重载运煤专线，设计运输能力4.5亿吨/年。1992年底全线通车，2002年运量达到一亿吨设计能力；2004年实施持续扩能改造，全线运量大幅提高；2008年运量突破3.4亿吨，成为世界上年运量最大的铁路线。自2010年大秦铁路全线完成4亿吨扩能改造以来，发运量始终维持在3.51-4.51亿吨之间。大秦铁路担负着晋北、平朔、内蒙古西部、陕北、宁夏等地煤炭的外运工作，煤炭运量占全国铁路煤运总量的20%左右。大秦铁路的主要下水港口是秦皇岛港，其次是曹妃甸港分流，目前秦皇岛港存在被限流可能，曹妃甸港处于货源不足的状态。

西煤东送第二通道“朔黄铁路”

神朔-朔黄铁路由神朔铁路和朔黄铁路（中国神华持股53%）所组成，西起陕西省神木市大柳塔过山西省朔州市东至河北省黄骅市黄骅港口货场，正线总长近815公里。其中朔黄线正线总长598公里，设计为国家I级干线、双线电气化铁路，重载路基，设计年运输能力为近期3.5亿吨，远期4.5亿吨。1997年11月25日正式开工，1999年11月1日全线建成，是我国西煤东运第二大通道和神华集团矿、路、港、电、航、油一体化工程的重要组成部分，在全国路网中占有重要地位。朔黄铁路煤炭主要来源于神朔线神华集团所属矿区及陕西、山西部分地方煤矿，煤炭流向目前主要为黄骅港下水、肃宁北转京九线、黄骅南转黄万线、朔黄铁路沿线地销等。中长期看，根据神华集团路港集疏运规划，随着上游神朔线3亿吨扩能改造项目的推进及新建准池线2亿吨能力的逐步形成，朔黄铁路远期年输送能力最终有望达到5亿吨。

西煤东送第三通道“张唐铁路”

张唐铁路，即蒙冀铁路，在规划初期又名张曹铁路（张家口-曹妃甸），2009年开工建设，2014年建成，是继大秦铁路、朔黄铁路之后中国蒙煤外运的第三条能源大通道，远期可向西续建至内蒙古自治区的包头、集宁等市，全长约1000公里，设计运输能力为2亿吨/年。2016年1月，曹妃甸港迎来首列内蒙古货车，这也标志着蒙冀铁路正式通车投入运营。中期张唐铁路运力将持续释放，逐渐接近其2亿吨的运输能力，远期有望达到4亿吨。

西煤东送第四通道“瓦日铁路”

瓦日铁路又称晋豫鲁铁路、晋中南铁路，西起山西中南地区的河东煤田、霍西煤田、西山煤田、沁水煤田等多个大型煤田，衔接南北向多条主要铁路干线，东至山东日照港，形成华北地区一条新的“西煤东运”的能源运输动脉，全长1260公里，设计运输能力2亿吨/年，于2014年底全线贯通。瓦日铁路是国内最高等级的万吨列电气化重载铁路。沿线有河东煤田、霍西煤田、沁水煤田的主产区，煤炭资源分布广，储量大，煤类多样，煤质优良，赋存条件好，是山西焦煤和动力煤的重要产地。2016年11月，国家发改委批复了瓦日煤炭铁路通道后方集运线–神瓦铁路（神木至瓦塘镇）的建设，预计2019年完工。此外，兴县至保德的“兴保铁路”也已开工建设，届时，神府煤田、宁武煤田也将成为瓦日铁路的煤炭资源腹地。瓦日铁路自2014年底建成通车以来，由于煤源装车点不配套、企业专用线未与铁路接轨等原因，其运输能力并未完全发挥。

北煤南运大动脉“浩吉铁路”

浩吉铁路原建设工程名为“蒙西至华中地区铁路”，由铁路总公司、沿线各省、神华集团、陕西煤业集团共同出资建设。2019年9月28日，浩吉铁路全线通车投入运营。浩吉铁路北起内蒙古浩勒报吉站，终点到达江西省吉安市，是我国规模最大的运煤专线，也是一次性建成的世界上最长的重载铁路，纵贯蒙、陕、晋、豫、鄂、湘、赣7省区，全长1837公里，比大秦铁路的653公里差不多长了两倍。铁路设计行车速度120公里/小时、工程路基总长1038.757公里、桥梁297.121公里/702座、隧道457.504公里/228座，项目规划设计输送能力为2亿吨/年（建成运营初期输送能力达到1亿吨/年），为我国规模最大的运煤专线和“北煤南运”新的国家战略运输通道，建设目的是将煤炭生产最为集中的晋陕蒙地区煤炭输送至最为缺煤的两湖一江地区。

主要产煤大省铁路运输组成

 

目前我国原煤产出大省主要为内蒙古、山西和陕西，2020年，内蒙古、山西原煤产量分别为10.01亿吨、10.63亿吨，占全国原煤产量共计54%，陕西原煤产量6。79亿吨，占比在18%左右。我国目前有十四大煤炭生产基地，分别是神东、晋北、晋中、晋东、陕北、蒙东、两淮、云贵、冀中、鲁西、河南、宁东、黄陇、新疆基地。分煤炭种类来看，动力煤储量最丰富，焦煤次之，无烟煤储量最少。动力煤主要分布在神东基地、晋北基地、陕北基地、蒙东基地、新疆基地、宁东基地、黄陇基地，其中神东、晋北、陕北、蒙东、新疆、黄陇基地煤炭开采条件较好。煤炭质量方面，动力煤在定价时重点关注的指标为发热量，晋北、神东、陕北煤炭发热量最高，新疆、宁东、冀中、两淮基地次之，贵州煤炭含硫较高、煤质偏差。

在主要产煤大省中，山西省煤炭运输通道相对完备，且运力充足，可通过大秦线、神朔黄线、瓦日线等铁路将煤炭运输至环渤海地区，再由水路通道沿海纵向通路运输至东南沿海港口；陕西省整体运力不足，横向运输路线神朔黄线为神华专用路线，纵向路线运力不足；内蒙古横向路线运力相对充足，纵向通路有包西线、浩吉线等，运力匮乏；新疆外运通道仅有兰新、兰渝纵向通路，且距离煤炭消费地区较远，运费始终是新疆煤炭成本的瓶颈；贵州外运通道为沪昆横向通路和南昆纵向通路，由于贵州煤炭主要供本地及周边省份需求，运力相对充足。2019年9月，浩吉铁路开通，完善了内蒙古、陕西等省份“北煤南运”的线路。

以上我们简要总结分析了我国煤炭铁路运输网络构成，以及主要铁路运输通道，并介绍了主要煤炭生产大省铁路运输组成。随着“三西地区”煤炭产量占比进一步提升、进口煤限制措施升级、公路超治常态化以及环渤海港口禁汽运煤政策力度持续加强，对于铁路运力的需求也随之上升。而国内铁路的新增运力供给十分有限，所以铁路运输的运力瓶颈问题进一步显现出来。铁路运力，尤其是“三西地区”煤炭外运的铁路运力偏紧的问题将成为影响煤炭基本面的重要因素之一。

作 者 | 矿业界

来 源 | 国家发改委、界面新闻、中国矿业报

据界面新闻报道，7月18日，国家发改委经济运行调节局向华能集团、大唐集团、华电集团、国家电投、国家能源集团、华润集团发布了《关于限期提升电厂存煤水平的通知》（下称《通知》）。

《通知》称，当前用电处于高峰期，要求上述企业保证电厂煤炭供应，绝对不允许出现缺煤停机的情况。

《通知》要求，7月19日前，所有电厂存煤水平需提升至7天以上（含在途资源），存煤水平低于7天的电厂应“一厂一策”拿出解决方案，确有困难的先落实煤源和运力，21日前提升至7天以上。如果电厂认为能稳定保障，且无需提升存煤水平，需做出说明。

煤炭分析师表示，这意味着鼓励电厂积极拉煤，不能停炉，不能影响机组发电。预计电厂将开展新一轮补库，以保障平稳度夏。

“往年迎峰度夏期间，电厂最低库存要求在20天以上。但目前库存水平基本降到了7-14天，电厂低库存已常态化。”上述分析人士称。

有观点认为，造成电厂煤炭低库存的主要原因，是今年以来持续火热的煤炭市场。

煤市有多火热？

从3月中旬开始，受供需错配影响，产地煤炭价格频频拉涨。5月，煤价涨势再超市场预期，坑口及贸易商均频繁抬涨报价。5月中旬，部分优质煤种触及千元大关。随即，国务院多次部署指导关于大宗商品保供稳价工作。随后动力煤市场出现恐高情绪，煤价出现短暂遇冷。但自6月初起，因各地陆续进行煤炭生产大检查，叠加迎峰度夏临近，电厂日耗增加，煤炭需求拉升，再加上贸易商经营下水煤煤价倒挂，贸易商发运不积极，优质资源短缺，这使得煤价再度攀升。

焦炭价格走势（数据来源：万得公司）

7月以来，全国陆续出现高温天气，国内迎来今夏第一波用电高峰。7月14日，全国日用电量刷新历史纪录，达271.87亿千瓦时。华东、华中区域电网，以及广东、安徽、福建等11个省级电网负荷创历史新高，江苏、浙江等多省出现了电力缺口。这使得煤炭消耗急剧增加，煤炭市场面临较为严峻的保供压力。7月15日，陕西榆林郝家梁煤矿发生透水溃沙事故。事故发生后，陕西省开展煤矿安全大排查，导致近30家煤矿停产，这使得紧张的煤炭资源愈加紧缺。

据鄂尔多斯煤炭网报道，未来半个月，市场煤量会更加紧张，部分煤矿及贸易商已经开始小幅上调价格。预计未来一周，煤价在目前高位仍将继续上涨，市场将延续火热景象，煤炭市场供需双高将再现。

动力煤价格走势（数据来源：万得公司）

广发期货分析认为，目前长协煤供应难以维持高日耗，加上外贸煤补充力度有限，导致电力供应压力较大，下游电厂补库压力进一步增加，短期仍有补库需求，需求端对煤价仍有一定支撑。

为稳定煤炭市场，国家发改委日前表示，将再次投放超1000万吨煤炭储备。

再次投放超1000万吨煤炭储备

今年以来，国家根据煤炭供需形势需要，先后4次向市场投放了超过500万吨国家煤炭储备，主要是在需求和价格增长过快时，择机投向煤炭供需矛盾突出、保障难度大的地区。从效果来看，基本达到了增加供应、平抑价格的目的，也为今后更大规模地投放积累了很好的经验。

据了解，目前全国已建成超过1亿吨的政府可调度煤炭储备能力，储备基地现有存煤4000万吨左右。本次即将投放的煤炭储备，主要分布在全国各地的几十个储煤基地和有关港口，能够根据需要随时投放市场。下一步，国家发改委将根据供需形势变化再分批次组织煤炭储备资源有序投向市场，保障煤炭稳定供应。

煤炭储备规模将进一步扩大

国家发改委近日表示，国家正在推进煤炭储备能力建设，总的目标是在全国形成相当于年煤炭消费量15%、约6亿吨的煤炭储备能力，其中政府可调度煤炭储备不少于2亿吨，接受国家和地方政府直接调度，另外4亿吨是企业库存，通过最低最高库存制度进行调节。

经过多年建设，目前已形成1亿吨政府可调度储备能力，布局上，储煤基地主要分布在煤炭生产集散地、消费集中地、主要铁路运输节点和接卸港口。政策上，国家每年安排中央预算内投资10亿元支持储备设施建设，加上其他支持政策，充分调动各方建设煤炭储备的积极性。管理上，建立储备管理信息系统和储备动用投放机制，实现储备基地动态监测和调度管理“全国一张网”，确保在重点时段、关键节点能够及时有效发挥增加供应、平抑价格、保障急需的作用。

下一步，还将加快建设1亿吨以上储备能力，同时推动已投入运行的储备设施增加存煤，加强管理，加快周转，确保煤炭储备能够及时有效发挥作用。

预计今年新增煤炭先进产能超2亿吨

7月19日，国家发改委再度发布消息称，今年上半年，全国通过在建煤矿投产、在产煤矿产能核增、煤矿智能化改造扩产、煤矿产能衰减接续项目达产等多种方式，合计新增优质先进产能1.4亿吨/年以上，其中在建煤矿投产9000万吨/年左右，在产煤矿核增产能约3000万吨/年，内蒙古自治区鄂尔多斯市批复露天煤矿临时用地，恢复产能1800万吨/年。目前，已完成产能置换、正在办理核增批复的煤矿产能4000万吨/年以上，加上还有7000万吨/年的在建煤矿陆续建成投产，下半年还将新增优质产能近1.1亿吨/年。

在积极释放优质先进产能的同时，一批落后产能也在加快退出。过去5年来，煤炭去产能工作取得积极成效，煤炭产能结构显著优化，全国煤矿数量由2015年底的超过1万处下降到4700处左右，单个煤矿平均产能由58万吨/年提高到110万吨/年以上，已建成年产千万吨级煤矿50多处，120万吨/年及以上绿色化、智能化、安全有保障的大型煤矿成为煤炭生产的主体，产量占比达80%以上，煤炭供给能力、质量和弹性均大幅提升，应对需求短期大幅波动的能力显著增强，能够较好满足国内用煤需要。

我国煤炭消费或出现新的峰值

“如果中国煤炭消费今年继续增长，将可能出现新的峰值。”在近日举行的《bp世界能源统计年鉴》2021年版（下称《年鉴》）媒体采访会上，bp集团首席经济学家戴思攀作出上述表示。

截至去年，我国煤炭消费连续四年增长。《年鉴》显示，2020年我国煤炭消费量为82.27艾焦，同比增加0.3%；煤炭进口增长超过6.6艾焦，创下2014年以来的最高水平。

数据来源：《bp世界能源统计年鉴》2021年版

bp《年鉴》数据显示，我国煤炭消费量于2014年达峰，为82.49艾焦。此后，煤炭消费量徘徊在80-81.79艾焦。但现在形势有所逆转。去年我国煤炭消费突破82艾焦，如果在2021年继续增长，就将超过2014年的峰值。

我国煤炭产量的峰值，出现在2013年。如果2021年煤炭产量继续增长，也可能超过2013年的峰值。

《2014年国民经济和社会发展统计公报》显示，当年我国原煤产量为38.7亿吨，同比下降2.5%，成为国家统计局1998年发布年报数据以来的首次下降。由此推算，2013年原煤产量数据经过调整后为39.69亿吨。此后2015-2016年，原煤产量继续下降，但自2017年起又开始重新增长。

数据来源：2013-2020年国民经济和社会发展统计公报

但我国煤炭消费占比自2014年起呈现持续下降趋势。国家统计局数据显示，2018年国内煤炭占一次能源消费比例首次低于60%。2020年国内煤炭消费量占能源消费总量的56.8％，比上年下降0.9个百分点。

数据来源：2013-2020年国民经济和社会发展统计公报

《年鉴》表示，在后疫情时代经济复苏利好的驱动下，2020年我国的一次能源需求增长2.1%，是为数不多的几个能源需求增长的国家之一，并且见证了全球最大的绝对上升趋势。

煤炭院士：“双碳”目标下难改煤炭主体能源地位

中国工程院院士、西安科技大学学术委员会主任王双明近日在接受《中国矿业报》记者采访时表示，在“双碳”目标下，我国的煤炭主体能源位置不会改变。

王双明指出，据中国煤炭工业协会预测，到“十四五”末，全国煤炭消费量将控制在41亿吨左右，年均消费增长1%左右。“十四五”及今后较长一个时期，能源需求保持稳定增长，煤炭在一次能源消费结构中的比重将下降，但其主体地位和作用还很难改变。

王双明认为，要从多个维度和角度出发，对“双碳”目标下的煤炭主体能源位置进行再认识。

一是我国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋，决定了煤炭在能源消费结构中的主体地位；二是以煤为主长期未变的消费历史，体现了煤炭的主体地位；三是超低排放燃煤发电技术巩固了煤炭主体地位；四是煤制油规模化生产技术提升了煤炭主体地位；五是煤制油气和利用技术创新必将延长煤炭主体地位。

王双明坦言，“十四五”时期严控煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。到碳达峰时，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%。天然气占比达到15%，石油占比15%~16%，而煤炭仍将占比45%左右。

“煤炭超低排放+二氧化碳利用、封存=清洁低碳。煤炭资源经济安全、清洁高效、储运便利，主动权可牢牢掌握在自己手中。同时，煤炭资源总量丰富，替代油气潜力巨大。”王双明表示。

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