回顾2021年，在全球放水、需求强劲的作用下，煤价长时间处于上涨阶段，价格绝对值高，波动幅度大。期货端在交易限额和持仓限制收紧，保证金和手续费提高下，下半年量仓整体进入下滑阶段。会不会出现行情转折点，多次聚焦在增产增供上。4月份开始政策消息就不断，而当时的市场情况直接或间接都表明短时间增产很难，会有一些增量但是有限不足以改变局势。一直到四季度，国庆节后增量落地效应才明显体现，日产量接连创新高，再加上政策的组合拳，以及需求端增长显现乏力，整体局势才逐步转变。
核心观点
宏观局势上，疫情反复仍带来很大不确定性，外部环境更趋复杂严峻。2021年全球大放水，而中国货币政策相对稳健，在通胀压力下，明年国外收紧流动性预期加强，而中国政策却更具备调整空间。2022年将召开党的二十大，明年经济工作稳字当头。预计国内政策会发力，宏观政策更为宽松，但经济整体仍将下行。
双碳政策会对产业有持续调结构的作用，遏制两高项目发展更加严格，高耗能企业电价也更市场化，这也是在变相推动产业升级转型。另一方面，仍将大力实施可再生能源替代，风电、太阳能装机规模继续大幅增长。不过施行双碳政策仍会坚持先立后破，立足以煤为主的基本国情。
长协机制：2022年新的长协框架基本确定，长协签订量提升以及价格区间的划定，整体是有利于市场稳定，减少煤炭价格大幅波动的。在供需相对平稳的情况下，新的长协价格波动区间基本能为市场价格确定主基调。
供需格局：价格的核心仍在供需。当前保供政策何时退出是市场关注点之一，从现在局势来看，供应已基本没问题，在后续冬奥会环保趋严影响下，产量相较往年春节应该会提前回落。另一方面，前期的保供更多是定向针对发电供热企业，保供退出会使得长协煤外溢，增加市场煤的份额。产能上，对于明年来说会形成部分实质新增产能，据了解，目前已办完核增手续的煤矿新增产能大概1亿吨左右。相较于今年的高需求，明年用电增速及煤炭消耗多将放缓。目前的高煤价仍将进一步回落，2022年价格重心会下移。
交割细则：从动力煤期货2212合约开始将施行新的交割细则，可交割煤的范围扩大，对于买方来说，接货品质的不确定性有增大，新标准执行后将对市场产生一定利空作用。
正文
1. 2021年动力煤价格走势
1.1 价格波动
对比近几年煤炭价格的波动情况，2021年价格绝对值明显偏高，环渤海港口5500大卡下水煤报价一度突破2500元/吨，期货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，今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。
1.2 22021年期现走势
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，到今年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。
到了1月中下旬，在寒潮势力减弱后，电厂耗煤出现一定回落，同时随着春节的逐步临近，工业用电需求回落预期也增加，电厂库存企稳，市场情绪有所降温，终端对高煤价接受力度降低，价格出现松动掉头，港口虚高价格水分快速被挤出，到1月底现货价格已回至800元/吨以下，基差得到一定修复。2月份开始基本进入腊月下旬，产业生产活动收缩，供应相对稳定，期现价格进一步下跌，春节假期港口大幅垒库，同时沿海终端也进一步垒库，进口煤不断补充，下游采购积极性较弱。节后市场延续弱势运行，到2月底CCI5500价格降至571元/吨，盘面小幅升水。
聚焦春节后的市场走势，大概可以划分为6个阶段：
阶段一：2月底到4月初，2月底保供政策退出，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，也体现价格发现作用，部分贸易商开始做期现套利，赚取盘面升水的价差。期现价格一直涨到730元/吨附近，这一波主要是产业客户参与。
阶段二：4月初到5月上旬，清明节后，发改委开会传出增产保供，盘面跳水，前期部分贸易商套保盘解套。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，更多宏观资金接盘。
阶段三：5月中旬至6月下旬，5月12日、19日，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。
阶段四：6月底到9月中旬，6月27日发改委发言7月煤价将进入下行通道，盘面短暂回落，然供需矛盾不改，期现价格再攀升创新高。到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，盘面已有明显受到压制的现象。
阶段五：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。
阶段六，10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。
1.3 期货量仓
价格的高波动一般伴随着量仓的放大，2020年至2021年上半年动力煤期货合约的整体成交量和持仓量明显在高位。就成交量而言，2020年12月11号，日成交量达到199万余手，持仓量看，今年4月29日收盘后合约总持仓达到49.59万手。而从5月份开始成交持仓整体进入下滑阶段，主要是交易所频繁提高交易保证金和手续费，并收紧日内交易限额和持仓限制，投机交易相对减少，流动性降低，5月份后合约交割量也明显减少。交易恢复常态仍需一定时间。
2. 供应情况
2.1 国内产量
今年的行情转折点一直聚焦在增产保供上。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去年的倒查等，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。
直接来看产量，从日常跟踪的鄂尔多斯高频的日产数据看，从4月份到6月份产量一直是在回落的，更谈不上增产，7月份产量也在低位，8月增量才开始有所显现，也只是达到3月份的水平。全国规模以上原煤月度日产均值看，8月份的量还没达到3月份的水平，9月份才达到，可见增产的缓慢。
到10月份具体产能核增，加快释放的文件才出来，加上前期的工作推动增产才得以显现，超过去年冬季保供水平，日产量接连创新高，市场结构逐步转变。
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，今年山西、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％。
2.2 煤炭进口
据海关总署数据，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。今年进口量前低后高，澳煤一刀切，进口货源前期补充受限，在国际市场需求整体较火热下，进口煤价格亦是持续上涨，国际海运费也居高不下，春节后甚至出现内外倒挂情况，进口煤优势明显减弱。下半年以来，进口政策维持宽松，终端投标采购较积极，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，在当前进口政策宽松下，今年总进口量大概率超去年水平，但从近几年的进口总量情况看，预计不会超出太多。明年进口量预计仍维持在3亿吨附近。
3. 需求情况
3.1 用电量
2021年1-10月全社会用电量68254亿千瓦时，同比增长12.23％，其中1-2月增速为22.24％，1-7月持续维持两位数增长。分产业看，1-10月，第一产业用电量841亿千瓦时，同比增长18.4％，第一产业用电基数低，占比只有1.2％，但全年持续维持两位数高增长。第二产业用电量45490亿千瓦时，同比增长11.30％，第三产业用电量11949亿千瓦时，同比增长20％，表现强劲。城乡居民生活用电量9974亿千瓦时，同比增长7.4％。疫情后经济整体稳步恢复。
用电占比上，第一产业和居民生活用电均变化不大，第二产业仍占绝对高比重，但在逐年下降，相应第三产业用电量占比逐步提升，相比去年，今年第二产业占比再下降1.5个百分点，第三产业增加1.4个百分点。
用电增速上，今年同比增速前高后低，其一是去年上半年基数较低，其二是8月份后需求端也出现一定结构变化，工业用电增长有所放缓。对比用电同比增速与两年平均增速，8月份开始同比增速出现了低于两年平均增速，我们从二产业的细分来看工业用电，9月份、10月份四大高耗能行业合计用电量同比有转负，这也说明工业增速出现疲软情况。除了有能耗双控的一个制约外，国内经济也有走弱压力，主要的房地产端数据，像房屋新开工、商品房销售等均走弱，对整体工业品需求有向下的带动。11月份以来稳地产的预期有升温，需进一步关注。但整体看，年前用电同比增速会进一步放缓。
3.2 发电量
从发电数据上来看，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，而由于今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，再加上去年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。1-10月水电发电量10221.9亿千瓦时，同比回落2.3％，今年乌东德水电站全部机组投产发电，6月底白鹤滩水电站首批机组也开始投产发电，水电装机进一步提高，但由于丰水期来水较差，整体水电不及预期。核电、风电、太阳能均保持两位数增长，其中风电同比增速高达28.6％。
发电占比来看，火电主力短时间难以改变，占比维持在71％左右，由于水电增速较低，占比较去年回落1.1个百分点，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％，较去年提高1.1个分点，未来清洁能源发电将继续快速增长。
3.3 终端日耗
从高频的日耗数据看，1-10月份各口径日耗表现都强势，随着去年低基数效应的消退，下半年增速较上半年有回落，但仍持续维持两位数增长。1-10月份重点电厂日耗同比增速约14.5％，沿海需求表现更强劲，从沿海八省终端耗煤来看，1-10月日耗均值190.5万吨，同比去年高出33.5万吨，增长21％，多省用电连刷历史新高，在电力紧张下，9月中下旬多地出现限产限电，东北地区民用电甚至拉闸。今年在煤价持续大幅上涨下，电厂长时间处于亏损状态，大企业保供担当责任，而部分小电厂在持续亏损下难运转，出现停机检修甚至关闭。另外据悉，今年电厂的入炉卡值有所降低，这也是日耗增速表现较用电及发电增速更高的原因之一。
11月份电厂日耗同比增速明显回落，内陆电厂基本与去年持平。而从11月下旬，终端日耗同比开始转负，需求端的表现不及预期，这也和部分工业产业开工率低位相一致，今年的天气也没有去年那么极端，再加上去年需求超预期好的一个高基数，那么12月份日耗同比表现不佳多会延续。
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