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动力煤2021年全年行情可谓是惊心动魄，绝对价格和价格波动率均创历年新高，环渤海港口5500大卡下水煤报价一度突破2500元/吨，期货旺季2111合约最高价打到2359.8元/吨，价格运行区间及日内波动幅度均扩大，2021年一周的波幅基本达到往年一年的波幅，现货报价变化频繁，市场走势多变。最终导致交易所连续提高手续费及保证金，最终将动力煤列入低流通性高风险品种。从2020年四季度以来，国内煤价进入持续的上涨阶段，当时在保供作用下，产量整体处于较高位，而在恶劣天气和车皮紧张下，运输存在瓶颈，并且需求端在工业用电强劲以及寒潮不断民用电需求亦高位下，日耗持续攀升，需求远超预期，电厂库存告急。供需矛盾突出，迟迟得不到缓解，港口惜售一直抬高报价，到2021年1月中旬港口报价最高突破千元关口，当时盘面03合约是涨到800元/吨以上，新主力05合约接近740元/吨一线，盘面贴水一度达到200-300元/吨以上。

图1：动力煤（连续）结算价

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资料来源：Wind，海证期货研究所

一季度，保供政策退出，而节后需求恢复且高需求有延续预期，对价格有支撑；当时现货最低价跌破600元/吨，而期货收盘价一直未破，出现升水。期现预期出现明显劈叉，强预期逐步证实，现货开启缓涨的序幕。期现价格一直涨到730元/吨附近，市场第一阶段上涨告一段落。

二季度，清明节后，发改委开会传出增产保供，价格预期发生改变，市场价格出现明显滑落。然而紧接着煤矿事故接连发生，主产地安监趋严，短期增产预期落空，终端加紧补库，煤价再次上涨创新高。价格涨到900元/吨以上，直至政策再度发力。国常会总理讲话，安全前提下增产增供，政策调控加码。市场恐慌情绪迅速蔓延，期现货高位掉头回落，期货从高点下跌26%，回到700元/吨上方附近。但整体偏强的基本面格局并未发生变化，6月是安全生产月，煤矿事故仍有发生，随着七一建党大庆的临近，安监进一步趋严，产量只减不增，同时迎峰度夏在即，供需矛盾进一步加重，煤价再步入上涨阶段。到6月下旬盘面主力合约涨到850元/吨附近，现货在950元/吨以上。

图2：动力煤现货价格走势

资料来源：Wind，海证期货研究所

三季度，9月中旬现货价格涨到1500元/吨以上，盘面1100元/吨以上，维持高贴水，交易介入调整手续费及保证金，再加上增产增供政策持续发酵，但是基本面强势不改，导致期现运行逻辑出现明显分歧，最终导致期货盘面已有明显受到压制的现象。

四季度，中秋、国庆双节后煤价再加速上涨，现货冲到2500元/吨以上。国庆前后政策就发电供热企业先定向保供，在产量大幅释放前，市场煤份额暂被进一步压缩，市场情绪高涨，交易趋同性明显，盘面接连涨停。10月19日开始，政策组合拳，直接调控价格，增产也开始明显显现，煤价快速回落，直至腰斩。后续供应维持高位，终端持续补库，需求端增长显现乏力，价格偏弱震荡调整，继续回落概率加大。

二、供给端主基调有所转变

1．产量结构优化进入后半程

2021年1-10月全国规模以上原煤产量32.97亿吨，同比增长4.0%，其中1-2月增速为25%，2月底保供结束后，产量增速明显下滑，基本为负增长，四季度保供逐步推进，增量显现，10月份同比增长至4%。预计11、12月份的原煤产量在3.65亿吨附近，同比增速维持在4%左右。结构上来看，山西原煤产量整体维持在高位，陕西从6月份以来同比为负增长，内蒙产量从9月份同比转正，保供增产推进，主要增量仍在内蒙地区。产量集中度上，主产区产量占比逐年提升，2021年山西、陕西、内蒙三省产量占全国总产量的比重在72%以上，加上新疆地区，四省产量占比已接近80%。

图3：中国2021原煤产量走势图

资料来源：Wind，海证期货研究所

2．产出弹性增大，保供能力依旧

4月份开始政策消息就不断，而产量到底能不能短时间放出来，从当时市场直接或间接的情况来看都表明很难，会有一些增量但是有限不足以改变局势，且大幅放量需要时间。近年来，通过供给侧改革以及2020年的倒查等，生产合法合规化，表外产量明显减少，3月1号开始，超产也正式入刑，这使得上游利润高也不敢冒险增产。4月份开始煤矿事故也时有发生，到6月临近建党大庆，整体环保安监也更加强，增产是有难度的。7月份开始内蒙一些露天矿用地批复的消息有出来，但我们核实，有些是正常生产的，算不上增量，有些土地剥离需要最少1个月的时间，短期出来量也比较难。

动力煤作为中国主要能源品种，煤价的大幅暴涨，严重挤压了下游各个行业的利润，尤其是多年未曾调整的电价也在严重亏损下被迫调整浮动比例，由此进一步加剧了下游工商业的成本开支，能源危机呼之即出，调控手段自然不断加码。7月份中下旬开始，政策端的不断发力，煤矿生产开始逐步恢复正常，供应量提升，尤其是发改委与能源局推动煤矿建设产能加速投放以及核增产能实行产能承诺兑现制，产能核增不断审批。实际产量投放明显扩大，因为部分煤矿全年产量就等于原有核定产能+临时核增产能，四季度的月均产量远高于全年月均产量。

随着优质产能的释放以及供需宽松态势的延续，供给对价格的弹性将增加，从而导致未来的价格上涨的弹性小于下跌的弹性，未来价格的变化的特性为易跌难涨。

3．国内外煤炭共振上涨

据海关总署数据，2021年11月我国进口煤及褐煤3505.2万吨，环比增幅30.1%，同比增幅198.1%；1-11月累计进口煤及褐煤29232.1万吨，同比增幅10.6%，11月份进口量超预期。2021年进口量呈现出前低后态势，上半年澳煤一刀切的政策导致进口数据持续低迷，叠加国际市场需求整体较火热下，进口煤价格持续维持高位，进出口倒挂严重；另外一方面，国际海运费也居高不下，进口煤优势明显减弱。下半年以来，进口政策维持宽松，终端备煤积极性明显提高，多渠道寻找货源，进口煤补充增量较明显。目前，前11个月进口量已达2.92亿吨，在澳洲焦煤进口受限的状态下，2021年动力煤总进口量远超2020年水平，但从近几年的进口总量情况看，预计不会超出太多。伴随国内资源的释放，以及国内外价差的低位运行，2022年进口量预计仍维持在3亿吨附近增量水平较为有限。

图4：动力煤进口量

资料来源：Wind，海证期货研究所

从基本面来看，以及终端需求市场库存再度出现大幅回补，因此国内价格上行空间有限，将导致进出口价差维持低位，因此进口量会受到一定影响，在这样的大背景下，终端进口量将成为被动配置选择。未来进口限制政策对于市场影响因素逐步趋弱，2022年整体进口市场将维持相对平稳，伴随进口利润逐步收缩，整体进口增幅将有所收窄。

三、火电消费再度大增

1．火电基石作用凸显

从发电数据上来看，2021年1-10月份，全国规模以上电厂发电量67176亿千瓦时，同比增长10%，为近年来增长高位。其中火电发电量47556.4亿千瓦时，同比增长11.3%，高于总发电增速，近年来在清洁能源出力增强下，火电增速一般低于总发电增速，而由于2021年占比重第二的水电较差，替代效应偏低，火电增速也强劲，不过从11月中下旬开始，需求增长显现乏力，高频的日耗数据同比已转负，再加上2020年12月份的发用电基数明显偏高，后续火电增速会明显放缓，甚至出现负增长。

图5：水电产量

资料来源：Wind，海证期货研究所

发电占比来看，火电的基石作用凸显，占比维持在71%左右，由于水电全年发电量不及预期，导致2021年火电需求增量有所扩大。1-10月水电发电量10221.9亿千瓦时，同比回落2.3%，由于丰水期来水较差，整体水电不及预期。核电、风电、太阳能(000591)均保持两位数增长，其中风电同比增速高达28.6%。然而另外一方面其他清洁能源发电占比继续提高，其中风电提高最明显，占比增长至6.72%，较2020年提高1.1个分点，未来清洁能源发电将继续快速增长。