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1、2022年煤炭行业煤炭增产保供政策运行框架及对供给的影响分析一、2021年以来政策密集出台，煤炭增产保供责任重大2021年以来，我国煤电阶段性供应紧张问题突出，煤炭等能源价格创多年来新高，国际政治经济形势具有较大不确定性，党中央、国务院密集出台系列煤炭增产保供和市场调控政策，有力推动能源安全保供。保障煤炭供应涉及国内煤炭增产、铁路运力调度和煤炭进口等诸多方面，本文重点从煤炭生产规律和煤炭企业经营思路等视角，系统分析增产保供政策运营框架和对煤炭供给的影响。12021年以来煤价超预期上涨，煤炭供给不足问题凸显煤炭价格超预期增长。以秦皇岛港5500大卡动力煤为例，2021年1-2月煤炭价格小幅下跌后
2、，于3月启动上涨，快速由低点567.5元/吨飙升至2592.5元/吨，最高涨幅达3.57倍；10月下旬，国家发改委出台系列稳价控价政策后，煤价大幅回落至1000元/吨左右；2022年年初，煤价下跌至最低点790元/吨后小幅波动上涨；直至2022年5月1日以后动力煤价格设置明确的长协价和市场价合理区间，动力煤价格维持相对稳定，但价格依旧处于高水平。截止6月30日，秦皇岛港5500大卡动力煤市场价1250元/吨，为2021年同期1.27倍，为2019年同期的2.2倍，年度复合增长率为60.13%。在此期间，煤炭开采洗选指数（中信）在2021年年初小幅下跌后，由2月5日的1614持续上升至9月22日
3、的3370，随后因国家发改委对煤炭价格管控之后降至11月30日的2420，并在今年以来最高飙升至3727，较2021年最高点再次上涨357点。煤炭供应不足矛盾凸显，且初期保供效果不明显。2021年1-2月，在2020Q4以来煤矿产地持续生产，保障下游冬季用煤的惯性影响下，煤炭供给较充足，下游需求平稳，带动煤价下行。2021年3-9月，随着下游制造业迅速恢复和“迎峰度夏”临近，煤价开始上涨，煤炭库存迅速降低（以内陆17省动力煤终端用户库存为例，由年初的5928万吨迅速下降至4536万吨）煤炭供给不足问题逐步凸显。2021Q4以来煤炭产量明显增加但仍未彻底解决供应不足的问题。2021Q4以来在增产
4、保供政策的大力实施下，原煤产量明显上升，第四季度累计生产原煤11.1亿吨，占全年产量约27.3%，其中月度原煤产量分别为3.6亿吨、3.7亿吨、3.8亿吨，同比增长为4%、4.6%、7.2%。直至2022年1-5月，月度原煤产量一直保持较高水平，月度原煤产量均值为36288万吨，较2021年同期均值32240万吨增长12.55%，原煤产量累计18.14亿吨，较2021年同期16.21亿吨增长11.91%。2022年以来，内陆17省动力煤终端用户库存由年初的7855万吨迅速下降至5849万吨，虽高于往年同期，但主要原因是增产保供系列政策的实施使得煤炭全面保障电煤供应，电煤现货市场供应短缺，且上半
5、年上海、北京等主要经济体受疫情影响下游需求明显下降，影响煤炭消费日耗。在下半年经济稳增长和下游需求恢复的情况下，煤炭供需仍存偏紧风险，仍需继续挖潜煤炭产量，确保顺利“迎峰度夏”，保障能源供应安全。二、增产保供政策实施涉及多方主体，实际效果受多方面因素影响1增产保供政策实施涉及不同相关方，各方关注重点不同煤炭增产保供政策的传导和实施涉及不同的主体，每个主体都有各自的诉求，增加了政策运行的复杂性。通过大致梳理，主要涉及五类不同主体。煤炭生产主管部门，主要包括发改委、能源局、自然资源部、生态环境部、应急管理部、国家矿山局等。发改委和能源局负责煤矿建设项目的核准，重点是保障煤炭供应充足、价格合理，避免
6、出现“拉闸限电”现象，影响经济发展；生态环境部和应急管理部负责办理煤矿项目环评和安全生产许可证，重点是防止出现安全生产事故和负面环保性事件，维护煤炭行业安全环保形势稳定；自然资源部负责办理采矿许可证，支持煤炭采矿权开发建设。煤炭企业股东，主要包括国资委、地方政府和民营资本等。国资出资人重点是维护国有资产保值增值，推动社会经济发展；地方政府尤其是煤炭资源型城市重点是深化改革，促进煤企带动区域经济和能源转型升级，如山西能源综合改革示范区，以及化解煤炭产业发展过程中形成的区域性金融风险和历史遗留问题，如山西、河南、河北、东北等资源趋枯竭、地方煤企负债高盈利弱的省区。民营资本大部分是注重提升经济效益，
7、追求经济利益最大化。煤炭生产企业，主要包括国有企业和民营企业。国有企业重点是在保障安全生产的同时尽可能地完成政治保供任务，在维护国有资产保值增值的前提下，不会刻意追求高额利润，更多是改善资产负债结构，提高经营质量。民营企业大部分是追求经济利益最大化。下游企业，主要包括民生强相关部门和工业部门。民生强相关部门，如电力、热力等企业，注重的是供应稳定、价格合理的煤炭，在维护企业正常经营现金流的同时尽可能扩大经营效益，保障民生和社会稳定，这也是政府强制保供的重点；工业部门，如化工、钢铁、建材等企业，注重的也是供应稳定、价格合理的煤炭，尽可能扩大经营效益。煤炭贸易商，注重的是煤炭贸易价差，追求贸易利益最
8、大化。2增产政策：实施效果关键在煤炭生产企业，但受安全生产干扰大煤价高涨、库存走低、煤电亏损、保供风险凸显。：2021年3月份以后的传统淡季期间供需错配加剧导致下游库存快速去化至历史低位。与此同时，煤炭价格也逐步走高，截至5月中旬，港口5500大卡动力煤市场价已经达到947元/吨的高位。在“迎峰度夏”来临之际，补库无望；电力企业开始亏损，国家经济正常运行也面临风险。增产政策频发，但初期效果不明显。：2021年5月9日的国常会督促重点煤炭企业在确保安全前提下增产增供，发改委出台具体方案。2021年6月份针对煤炭供应紧张，发改委提出要稳定增加煤炭产量，相关部门共同推进具备增产潜力的煤矿释放产能，出
9、台煤矿生产能力管理办法和核定标准。这需在已核准产能的基础上，通过挖掘生产煤矿产能核增潜力、基本建成煤矿加快进入联合试运转、停工停产煤矿抓紧复工复产，允许煤矿释放应急储备产能等多种途径。在增产初期，由于2021年3月份危险作业罪入刑、以及7月1日“建党100周年”、10月1日国庆两个重要节庆日前夕，安全监管始终处于国家监管以及煤矿管理人员切身利益最重要的位置。因此，尽管6-9月份增产政策频发，但实际产量依然没有有效释放，初期保供效果不明显。：10月份之后煤价进一步快速上涨，飚至2592元/吨的高位，出现电厂无煤可买，买不起煤的情况，有序用电范围进一步扩大，影响国计民生。但增产保供成为首要任务，煤
10、矿安全及违法行为监管略有放松，产量开始逐步释放。在2021Q4严控高耗能产业导致需求回落的双重影响下，供需矛盾缓和，下游（尤其是电厂）库存累积至近年高位，市场煤价快速回落，煤价12月16日降至1070元/吨，下游库存处于近三年最高位。2022年3月18日，国家发改委印发关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知，要求“主要产煤省区和中央企业全力挖潜扩能增供，年内再释放产能3亿吨/年以上，日产量达到1260万吨以上”。外部监管加强，增产必须守住安全环保底线。：中央部委相关部门在要求增产的同时明确所有煤矿应该在确保安全的情况下，按满负荷合理组织生产。但是煤炭生产企业为完成增产目标，可能会加大生
11、产强度，甚至有可能出现超能力高强度工作，这无疑会加大安全生产隐患，增加事故发生概率。一旦爆发事故则会严重影响企业管理层、地方政府官员的职业生涯以及应急管理部等部门的职责任务。：在事故爆发、下游供需紧张矛盾缓解、重要政治事件前夕，应急管理部及地方监管部门，会加强督导检查，压紧压实企业安全生产主体责任，严禁超能力生产，加大对违法违规煤矿的打击力度，加强煤矿安全增产措施，以减少或杜绝安全生产事故。我们看到国务院安委会办公室、应急管理部、国家矿山局以及山西、陕西等地密集开展各类安全整治活动，并对超能力生产企业进行处罚。通过对增产政策运营框架的分析，结合各相关主体诉求，简单讲，增产政策运营实施需要重点关
12、注三点：第一，煤炭生产企业是增产政策的落脚点，国有煤矿以完成保供政治任务为优先，民营煤矿追求最大产量为目标，但矿井增产效果受限于矿井产能规模，受制于矿井地质条件和生产系统，即使煤矿管理者有着强烈的增产意愿，但实际产量也不是主观任意增加的。第二，矿井增产的前提是产能核增，但产能核增仍需履行国家发改委、能源局、应急管理部、国家矿山局、生态环境部等相关部门的审批验收等程序，核增矿井的增产难以一蹴而就。第三，安全生产是干扰矿井增产的重要因素。主要体现在超能力生产等危险作业罪列入刑法，对安全生产事故追责处置力度从严从重，包括追究范围从煤矿企业法定代表人到实际出资人、实际控制人，从煤矿企业延展到施工建设方
13、、技术服务方等外部单位，追究处置包括国有煤矿和政府监管人员免职、罚款，涉及危险作业的还需追究刑事处罚等，这些从客观上对煤炭企业超能力生产或盲目增产形成了畏戒。而且，安全生产监管尤其是重大政治活动和敏感时期从紧从严，严格查处违章作业和超能力生产问题。对于安全生产，应急管理部、地方政府、国有企业和部分民企他们的诉求基本是一致的，煤矿的增产必须守住安全生产的底线红线。3保供政策：电煤长协覆盖，短期保供效果凸显，但存执行效果不佳问题严格执行长协，保障电煤供应。：在增产同时，政策还要求保供，一方面通过特别政策渠道释放的产量增量要保障电力热力的用煤需求，如在2021年下半年申请核增和露天煤矿用地批复的煤矿
14、，增加的产量都补充签订长协；另一方面提高电力热力领域长协煤的覆盖范围：在2021年底签订2022年度长协是要求30万吨/年以上产能煤矿均签订长协，并且电厂除进口煤外100%签订长协。：此举在煤炭供应总量增量不足前提下，优先保障国计民生相关的电力、供热用煤需求，同时使得市场煤供应减少，加剧市场煤供需错配及市场煤价波动幅度。这也就是为何去年9月份以及今年1月份一旦供需错配，煤价就会大幅拉涨的原因所在。市场煤供不应求，价格加速上行；一旦成本拖动价格上行超出可传导限度，或许也会执行长协覆盖（如化肥）。煤炭保供或存执行不力等负面影响。：由于2021年10月份以来，主要大型煤炭集团5500大卡年度长协价格
15、保持在712-754元/吨的水平，远低于同期市场煤价，保供任务重的煤企牺牲巨大经济利益，这当中又以国企为主，因此保供在很大程度上侵蚀了煤炭企业盈利、国有资产增值以及资源输出省区GDP，也拖累煤企及所在区域的债务风险化解和转型升级步伐。：但在保障基本政治站位的同时，由于长协煤价和市场煤价价差过大，难免滋生兑现率低、以次充好、阴阳合同、转手交易等行业乱象，这些现象从2022年3月17日发改委敦促煤电企业签订中长期合同会议提到的问题中可见一斑：“（1）签订数量（80%以上），特别是中小企业，报上来数据有水分；首要任务，重点核查重点追责；（2）实施时点不及时；（3）未按要求履约，有些转签给化工企业然后
16、再按市场煤转卖，有些拿低卡煤冒充高卡煤。”煤炭保供导致的价格双轨制差异越大，越不利于中长期市场秩序的规范。：但在电力热力关系国计民生且远未市场化的背景下，保障居民及工业基本用电供暖需求的大局决定国有煤炭企业还是会提高政治站位，牺牲短期利益来维护大局，同时期待国家相关部门在其他政治、金融以及产业资源给予支持和弥补（短期矛盾后置）。通过对保供政策运营框架的分析，结合各相关主体诉求，简单讲，保供政策运营实施需要重点关注四点：第一，煤炭保供在于电煤，但受铁路煤炭运力限制，以及部分地区强制将其它煤种用于保障电煤（如贵州地区要求一定比例的无烟煤供应电厂），这必然会压占化工煤、冶金煤等非电煤和电煤现货市场的
17、供应。第二，煤炭保供重在长协执行，随着监管加强，整体长协兑现率长协兑现率有所提升，但长协兑现参差不齐（部分企业合同兑现率仍低于50%），主要还是依靠国有煤矿。4稳价政策：价格区间+市场强监管，利于短期市场稳定，但难改善实际供需矛盾明确价格区间，强化市场监管。：当增产依然无法缓解供需矛盾，保供使得市场煤价和长协煤价迭代上行将超出电力热力企业承受能力时，国家发改委在2021年10月19日（时点煤价2292元/吨）召开会议研究依法对煤炭价格实施干预措施，并在此后密集研究出台具体措施并派督查组现场执法。2022年2月25日（时点煤价1113元/吨），国家发改委发布关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通
18、知，设定了其对长协媒、市场煤的价格管理区间（2022年5月1日执行）：（1）长协煤：基准价675元/吨，在570-770元/吨范围运行；（2）市场煤：5500大卡坑口价不超过700元/吨，港口价不超过900元/吨。若煤炭价格超出合理区间，将充分利用价格法等法律法规规定的手段和措施，引导煤炭价格回归合理区间。为保证煤价在合理区间运行，今年以来国家发改委连续下发煤炭价格调控监管政策解读，包括煤炭企业不得通过关联方大幅度提高煤炭价格、定义动力煤为销售给发电供热企业或热值低于6000千卡的煤炭、煤炭企业不得通过提高流通费用等方式变相大幅度提高煤价、煤炭中长期合同不得捆绑销售现货变相超出价格合理区间、各
19、环节煤价均应在合理区间内等。限价利于电力热力企业稳定，但潜存负面影响不可忽视。：实行限价后，一方面，下游电力热力企业能够采购一定量低价煤，短期内资金压力得以缓解。另一方面，煤价低于真实供需会导致以次充好、阴阳合同、腐败等行业乱象滋生，损害上下游关系及煤炭生产规划。同时由于限价低于实际供需形成的价格，市场价格调节供需机制失灵，使得成本曲线尾部的产量退出市场、供应缩减，加剧供需错配（如2月18日印度煤炭公司在公开会议中宣称若无法提高价格，可能会下调煤炭产量，对印度的能源供应带来新的威胁）。此外，限价将导致国内外煤价倒挂，进口受限，进一步加剧煤炭供给问题（2022年1-2月份中国进口煤量同比下降13
20、.95%）。：限价政策侵蚀了煤炭企业盈利、国有资产增值以及资源输出省区的GDP，拖累的煤企及所在区域的债务风险化解和转型升级步伐。：在电力热力关系国计民生且远未市场化的背景下，保障居民及工业基本用电供暖需求的大局决定国有煤炭企业还是会提高政治站位，牺牲短期利益来维护大局，同时期待国家相关部门在其他政治、金融以及产业资源给予支持和弥补（短期矛盾后置）。我们认为此举只能抑制供需紧张下的投机行为，对实际解决煤炭供需紧张并无益处，且正如2021年Q4限制市场煤价不超过1200元/吨，2022年Q1市场煤价已经突破该价格管制，以及近期港口现货实际报价中，大型煤企的价格基本按政策上限顶格执行，主流市场报价
21、大多超过政策限定区间类似，没有供需基本面逻辑支撑的市场煤限价很难落实。通过对稳价政策运营框架的分析，结合各相关主体诉求，简单讲，稳价政策运营实施需要重点关注四点：第一，国家发改委同时明确“港口+坑口”的长协和现货合理价格区间，且连续出台十余次限价解读，自煤炭行业2016年推行“长协+现货”价格双轨制以来，政策层如此全面限价尚属首次。政策力度之强也侧面反映煤炭价格管控难度之大。第二，限价政策监管趋严但落地实施难，主要体现在：大侵蚀煤企利润，煤企动力不足，且容易通过以次充好、变更用途等方式主动规避市场监管；拉低地方GDP，地方监管缺乏主动性；合理区间设计也不是很完善，比如，国家发改委为各产地限定了
22、不同的价格区间，蒙西地区、陕西、山西三地交界区域的5500大卡煤现货价格上限最高相差100多元/吨，地理位置极近，也容易促使贸易商对现货煤炭资源无端流动，干扰区域煤炭市场。第三，国内电煤限价造成进口煤价格倒挂，导致进口煤动力不足，加剧了国内煤炭供应矛盾。第四，煤价限价困难的深层次原因是“市场煤”和“计划电”的”煤电顶牛”现象没有根本解决。我们认为在确定增产保供限价等高压政策仍未能改善电力企业经营状况的情况下，也可以进一步预期深化电力市场改革，进而缓解电煤价格传导压力。三、增产保供政策对煤炭产量供给的影响煤炭增产保供主要是通过项目核准和产能核定政策增加国内煤炭产量，鼓励煤炭进口增加进口量，进而增
23、加煤炭总供给，加之协调铁路运力保障煤炭调运，进而保障煤炭供需平衡。煤矿项目核准和产能核定是增加国内原煤产量的基础性政策，如2020年的关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见（发改运行2020900号）、关于做好2020年重点领域化解过剩产能工作的通知（发改运行2020901号），以及2021年的关于实行核增产能置换承诺加快释放优质产能的通知（发改办运行2021583号）、关于加快做好释放煤炭先进产能有关工作的通知（发改办运行2021702号）、关于进一步做好今冬明春煤炭增产增供工作的通知（国能发煤炭202150号）、煤矿生产能力管理办法和核定标准的通知（应急202130号）等。对煤炭调控
24、的主要政策导向是：优化煤炭生产开发布局和产能结构，扩大先进产能供给，促进煤炭生产供需动态平衡，切实发挥煤炭的“兜底”保障作用。回顾过去几年对煤炭产业的跟踪研究，我们仍然坚守“煤炭落后产能出清后，由于投资严重下滑导致长周期供不应求，从产能周期角度供给面难以快速改善”的判断。在此，结合前述研究，本节重点从煤炭企业生产经营的视角，系统分析增产保供政策对煤炭产量供给的影响。1煤矿项目核准政策对煤炭实际产量的影响1.12017年以来新一轮煤矿项目核准大致分为两个阶段2016年2月，国务院关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见明确：今年起3年内原则上停止审批新建煤矿项目。2017年起，面对紧张的能源供
25、需形势和煤价持续走高的现实，在去产能的同时国家开启了新一轮的煤炭产能置换和项目核准工作。通过梳理近几年的煤炭核准项目，我们将其大概分为两个阶段。阶段1：2017-2019年，该阶段实施的煤炭项目核准主要是解决手续不全的违法违规建设矿井，“未批先建”的表外产能核进表内，主要包括三类：已进入试生产的在建矿井、未进入试生产的在建矿井、处于僵尸状态的停建矿井。从对煤炭产能增量影响的角度，主要取决于试生产煤矿的达产达效及在建矿井的建成投产，其中，进入试生产的矿井实际已经贡献产能，在建矿井考虑到企业追加投资和矿建进度，当年实际产能增量有限，产能边际增量效用较弱。根据国家能源局2018年4月2日披露的截至2
26、017年12月底的合法在建产能10.19亿吨/年，一部分是基本建成待验收阶段的联合试运转产能3.57亿吨/年，一部分是已核准未进行联合试运转的产能6.62亿吨/年。国家发改革和能源局公告数据显示，2017-2019年，累计核准项目57个，核准产能合计31940万吨，其中：2017年核准煤矿项目2个，产能2800万吨；2018年核准煤矿项目16个，产能9300万吨；2019年核准煤矿项目39个，产能19840万吨。综合考虑产能达产时间、产能核减和落后产能关闭（2017-2019年实际有效去产能约5.4亿吨）等多种因素影响，以2019年和2017年煤炭实际产量相比，煤炭产量增加约3.3亿吨，也侧面
27、验证了本轮项目核准形成的边际增量较弱的判断。阶段2：2020年至今，该阶段实施的煤炭项目核准大部分是新申请煤矿建设项目，主要包括三类：新建煤矿项目、改扩建项目、小部分尚未解决的手续不全矿井。据国家发改委和能源局公告数据显示，2020-2022年1-5月，累计核准项目38个，核准产能合计11570万吨，其中：2020年核准煤矿项目23个，产能4860万吨；2021年核准煤矿项目8个，产能2920万吨；2022年1-5月核准煤矿项目7个，产能3790万吨。从对煤炭产能增量影响的角度，本轮核准项目的理论上将大部分形成新增产能，但考虑企业建矿意愿、投资能力、建矿周期、煤炭市场变化等诸多因素影响，实际产
28、能边际增量有限且存在一定的滞后性。通过统计各省市已公布的去产能矿井，综合考虑关闭矿井的产能利用率、2019年之前已核准矿井建设达产情况、以及本轮改扩建和新建煤矿的建设投产周期等，当前核准项目产能将在2022-2025年逐步释放。1.2煤矿项目核准政策趋于宽松，但煤炭企业积极性不高，产业长期稳产增供压力大当前，国家及地方相关部门在保障煤炭安全生产的前提下，坚决支持煤炭保供增产工作，并按照特殊时期特事特办，简化核准程序，压缩审核时间，加快新申请项目核准速度，推动手续不全矿井补办手续、尽快投产，为煤矿建设带来了良好的政策“窗口期”。但煤炭产业受政策和市场双重影响，煤矿建设存在投资大、周期长、见效慢等
29、特点，已核准项目往往难以按预期达产达效，产业长期稳产增供的压力依旧很大。产业发展自信不足，规模扩张式发展的积极主动性降低。在“双碳”目标影响下，能源低碳化发展和能源结构调整进一步压缩煤炭行业的增量空间，导致煤炭产能正在由增量市场转为存量和减量市场，一次能源消费结构中煤炭占比逐步下降，煤炭业界普遍对煤炭产业的长远发展持消极态度。在产业周期论的朴素认识下，煤炭产业从2002-2011年的“黄金”十年后，经历了2012-2020年的“波谷”期，随之当前的回暖上扬期，煤炭市场行情的周期性波动已形成潜在意识，维持当前高位运营下的稳定生产，弥补前几年的亏损，改善资产负债结构，减少大幅投资，已成为多数煤炭企
30、业的当下做法。在煤炭保供限价政策的调控下，2021年10月实施的保供限价政策调控强度超预期，今年2月刚印发的关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知直接明确了煤炭交易价格区间，在新的价格形成机制及保供调控下，预计未来煤炭价格基本稳定，煤炭投资回报率将回归正常，投机性产能扩增的积极性减弱。在此影响下，部分煤炭企业既对当前政策调控抱有观望心态，又认为后续核准难度更大，对现有新核准项目怀有珍惜之情，大多是统筹考虑现有产能退出和核准项目新增产能接续情况，控制总产能规模和协调人员衔接安置的情况下，有序推进项目建设，尽量规避大规模集中性建矿资本支出，更加注重将有限的资金投用于智能矿山建设和机械设备更新改造
31、，通过提质增效和减人提效进一步降低生产成本，提高经营质效。从煤炭新增产能情况看，2016-2019年，合计新增煤炭产能5.41亿吨，且大部分在建项目产能已释放，远小于2009-2014年新增产能22.13亿吨，当前新增产能规模小，短期内不具备触发产能骤增的条件。煤炭企业资金压力仍较大，行业投资能力不足。在近两年煤炭价格高位运行情况下，大部分煤炭企业实现高营收和高利润，企业年度现金流相对充裕，加之近年来地方性煤炭企业的整合重组组建了龙头大型煤炭集团，优化了整体资产负债结构，但由于前几年亏损欠账较大（如煤炭市场较差的时候，部分矿井为完成经营业绩考核，未完全按照年度生产情况计提部分成本费用，形成了潜
32、亏），债务负担重（部分煤矿建设形成大额债务，需要偿还债务，减轻财务费用和经营压力），总体的资金压力仍较大，资产负债率仍处于管控线以上，而且金融机构对煤炭企业融资仍受限，外部融资成本高，导致煤炭行业投资仍保持谨慎且能力不足。上市煤炭企业集团中，除神华、陕煤和中煤等大型集团资产负债率相对较低外，大部分煤炭企业集团的资产负债率在63-69%水平，煤炭开采洗选业资产负债率近年虽有下降，但仍高于62.48%。此外，为减轻后续经营压力，部分煤矿将本应该资本化的部分智能矿山建设投资或应该匹配后续年度生产成本支出一次性计提成本费用，这也是诸多煤矿企业利润总额并未随煤价同步大幅增长的原因。从煤炭行业固定资产投资
33、看，2016-2021年我国煤炭采选业固定资产投资投资增速止跌回升，但投资总额整体仍处于较低水平，资本开支合计1.97万亿元（主要为设备更新改造和智能矿山建设），头部煤炭企业的资本开支也未随煤炭经营效益的大幅提升而显著增加，资本开支尤其是新建矿井投资严重不足，在建矿井产能储备和新增量较小，是本轮供给难以快速改善的根本原因，也反映了煤炭产业发展自信不足，行业投资能力偏弱。2022年1-5月，我国煤炭采选业固定资产累计增速达到40.7%，但新建矿井投资总额仍低于2011-2013投资峰值年度的同期值，主要包括：一是智能矿山建设持续加快，2022年智能化工作面目标实现数量1000个以上，较2021年
34、末的813个增加187个，智能矿山建设投资稳步增长。二是为落实增产保供，现有生产井工煤矿加大准备和开拓巷道工程致使井巷工程投资快速增加，山西、内蒙、陕西等多地明确要求加快在建矿井的工程进度使得续建矿井投资增加，以及部分已核准新建项目的开工建设致使新建矿井投资增加。煤矿建设周期长，达产达效相对投资具有明显的时滞性。近年来，尽管国家不断深化“放管服”改革，优化部分审批程序，但煤矿建设项目涉及诸多政府机构和其他服务单位，前期手续仍较繁杂，项目管理难度大，矿井建设周期长。取得项目核准批复标志着已完成项目前期立项，后续还包括采矿证办理（尤其是环评手续）、专项设计报批、申请开工备案、组织工程建设、试生产、
35、竣工验收等阶段。通过对煤炭建设项目的调研分析，新建和改扩建项目自核准批复至矿井竣工验收的建矿周期平均至少3-5年，如因项目建设资金紧张或环保等手续不顺等影响，部分矿井建矿周期达8-10年。因此，当前核准的新建或改扩建项目，实际贡献产能约在3-5年后，具有明显的滞后性，客观的建矿周期也打击了投机性建矿的活动。产业政策调整，煤矿建设整体投资增大。当前，新建或改扩建矿井整体投资显著增大，主要体现在三个方面：一是随着煤炭建设工程定额的不断调整，以及矿井建设标准、行业验收要求的逐步提高，矿建、土建、安装工程投资增大，矿井直接建设投资大幅增加。二是2016年以来实施的关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的
36、意见(国发20167号）等系列产能置换政策，要求煤矿建设项目核准前或已核准未投产之前需购置产能置换指标，新增的产能购置费用加大了项目前期投资。三是2017年2月实施的矿业权出让制度改革方案（厅字20172号）和矿产资源权益金制度改革方案（国发201729号），全面推进矿业权有偿取得制度，且依据矿业权评估出让收益评估指南（试行）评估矿权价值，使得矿业权权益金较原资源价款大幅增高，并要求新建矿井取得采矿许可证之前需至少缴纳20%的采矿权出让收益，剩余部分按年度分期缴纳，其中，首期价款列为资本化支出，加大了项目前期投资。以某新建煤矿为例简述产能置换和采矿权权益金对矿井投资的影响。该矿井设计规模600
37、万吨/年，可动用储量7.1亿吨，项目自2008年2月取得矿区总体规划批复后便积极推进前期工作和项目建设，至2017年取得项目核准，此间矿井建设工程均已完工，即将决算审计和竣工验收。经估算，矿井部分总投资42.9亿元（未计入建设期贷款利息）。但因项目核准在国发20167号文件出台之后，需承担100%比例的产能置换指标，参照100元/吨交易价格需新增6亿元产能购置费。按矿业权出让制度和矿产资源权益金制度改革要求，在评估基准日的采矿权出让收益为46.2亿元，参照首期缴纳20%则需支付9.2亿元。因此，该矿井投资新增产能购置费和首期采矿权出让收益合计15.2亿元，致使投资增加约35.4%。从新建矿井吨
38、煤投资看，按照国家发改委、能源局公布的新建项目固定资产投资看，以陕西地区为例，2022年1-5月，新建煤矿项目吨煤投资约为2012年的3.25倍（受限于新建项目数量小，数据仅反映吨煤投资变化趋势）。以秦皇岛港动力煤（Q5500）平仓价为例，煤炭价格均价（1042元/吨）是2012年均价（698元/吨）的1.49倍。吨煤建矿投资增幅远高于同期煤炭价格增幅度，导致投资边际回报下降，也制约了新建煤矿项目投资活动。煤矿生产成本增加，煤炭开采边际效益减弱。一方面，煤矿建设投资和采矿权出让收益的增加造成折旧、摊销费用增加，人材机等生产资料价格的持续增长造成直接生产成本增加，进而导致煤矿总成本费用的增加，使
39、得煤矿投资收益率下降。另一方面，从采矿权出让收益的角度，无论直接从一级市场取得采矿权或间接从二级市场转让取得的采矿权，在现时缴纳采矿权出让收益（不考虑部分矿井依据往年资源价款的确认标准缴纳）或确认采矿权无形资产价值时，往往是参照矿业权出让收益评估应用指南（试行），依据储量报告或开发利用方案采用贴现现金流量法、以一定的参数取值进行估值定价。由于估值过程中已经考虑了不同储量利用系数、开采设计参数、近阶段市场价格和生产成本费用等，在煤炭价格不会大幅增长的前提下，煤炭开采边际效益减弱。对于煤炭企业而言，只有通过技术工艺优化创新和生产经营管理水平的提升，不断提高资源利用率和降低生产成本，进而增加煤炭开发
40、的边际效益。此外，随着大部分矿井开采水平向深部延伸，运输、提升、通风等生产系统衔接增多，部分煤矿经过多年开采后存在的孤岛工作面或煤层赋存条件复杂的工作面回采，使得优质易开采煤炭资源减少，既造成增加直接生产成本，也容易降低生产效率。核准项目多处西部地区且受铁路运力制约，中东部供需衔接或不及预期。2017年以来煤矿核准项目主要分布在晋陕蒙新地区，其中，内蒙地区核准煤矿项目16个，新增产能12130万吨，占比27.88%；陕西地区核准煤矿项目37个，新增产能10800万吨，占比24.82%；新疆地区核准煤矿项目14个，新增产能10600万吨，占比24.36%；山西地区核准煤矿项目12个，新增产能66
41、90万吨，占比15.38%；其它地区核准煤矿项目16个，新增产能3290万吨，占比9.56%。其中，新疆地区主要供应于疆内，煤炭外运量较小；陕蒙宁地区新核准的煤矿主要是配套的煤化工和煤电项目，其它地区煤矿多为复杂地质条件开采矿井，实际难以达产达效。从铁路运力方面，大秦铁路煤炭运送能力基本保持满发，朔黄铁路主要用于神华集团自身煤炭运输，瓦日和蒙冀铁路干线煤炭运量虽有潜在空间但连接支线建设滞后且运距长、运费贵，浩吉铁路主要运输陕北矿区煤炭运力将近饱和且运费偏贵。因此，新核准的煤矿主要分布于西部地区或配套建设，且运输至需求旺盛的东部受到铁路运力的制约，对缓解中东部地区煤炭需求的实际影响要低于预期。2
42、煤矿产能核定政策对煤炭实际产量的影响2.12021新一轮煤矿产能核定政策规定2021年煤炭产能核定政策规定。依据2021年国家印发的煤矿生产能力管理办法，核定生产能力是指正常生产煤矿，因地质、生产技术条件、采煤方法或工艺等发生变化，致使生产能力发生较大变化，可进行重新核定。本次核定管理办法，明确了产能核定申请条件，以及不予核定、核减产能、核销产能的情形。申请产能核定的条件为：1）采场条件或提升、运输、通风、排水、供电、瓦斯抽采、地面等系统（环节）之一发生较大变化。2）实施采掘机械化、智能化改造，采煤方法、采掘（剥）生产工艺有重大改变。3）煤层赋存条件、资源储量发生较大变化。4）其他生产技术条件
43、发生较大变化。应及时评估核减产能情形为：1）发生煤与瓦斯突出或冲击地压事故的。2）初次被鉴定为煤与瓦斯突出矿井、冲击地压矿井和水文地质类型极复杂矿井的。3）工作面回采深度突破1000m的。4）近2年内连续发生生产安全死亡事故，或发生较大及以上生产安全事故的。5）非停产限产原因，连续2年实际原煤产量达不到登记生产能力70%的。应及时核销产能的情形为：1）因资源枯竭或资源整合等，办理注销手续的。2）被依法实施关闭的。3）其他原因需要核销的。2021年新一轮产能核定既以产能核增为主，又更加重视产能核减核销。对比以往产能核定工作，我们认为本轮产能核定是2017年产能核定工作的延伸，既以产能核增为主，又
44、更加重视产能核减核销，主要作用包括：一是继续解决改扩建、技术改造、生产条件变化后生产能力及时认定问题；二是继续解决部分煤矿超能力生产问题；三是继续实施产能置换，关闭枯竭矿井，压减落后产能，释放先进产能，调整煤炭开采布局。本轮产能核定对煤炭供给的影响，主要体现在，前两类煤矿核定工作主要是将超产产能合法化，保障煤炭安全供应，但由于其生产系统容量限制，实际已超能力贡献产能，其产能边际增量较小。同时利用产能置换政策，在煤矿产能核增的同时，煤矿核减核销产能依旧很大，尽管当前新增产能与去产能的置换比例逐步下调，但总体带来的产能边际增量有限。应急202250号文的主要目的是在晋陕蒙等开采条件相对简单矿井的产
45、能核增空间相对极限的情况下，需适时开展东部和西南等复杂地质条件矿井的产能核增，以及继续开展已核定煤矿产能的二次核增，进一步挖潜产量，进而缓解煤炭供给紧张。我们认为加强煤炭先进产能核定工作能够有助于释放部分产能，但整体产能挖潜空间相对有限。主要原因是：先进煤矿产能在2016年煤炭行业供给侧改革以来相应提出来后，经过几年的技术改造，尤其是2021年集中核增的大部分矿井已经成为先进煤矿产能，在刚刚完成核增的基础上，除非千万吨级以上的现代化大型煤矿生产系统富裕系数高，还略有产能挖潜的空间，而大部分井工煤矿二次核增的空间极其有限。同时，对于复杂地质生产条件的煤矿，原本产能利用率相对较低，产量核增后生产组
46、织强度加大，安全隐患和安全生产压力均较大，该部分矿井主动核增的意愿及具体核增量具有不确定性，更多是开展新投产或复工复产矿井的产能核增。2.2核增矿井受地质生产系统和安全监管约束性强，实际产量增加空间有限煤矿产能核定工作涉及对煤矿资源可采储量、服务年限、各主要生产系统（环节）、配套洗煤厂系统、安全防护系统等的重新计算、评估和验证，并以满足系统最小能力和最低矿井服务年限确定煤矿的综合产能，过程复杂严格。基于煤矿设计和开采的逻辑，产能核定对煤炭产能供给的边际增量影响相对有限。煤矿产能核增的空间逐渐趋小。从煤矿开采设计角度，煤矿的开采设计和管控验收标准也随着煤炭监管政策趋紧趋严。在国家紧急出台产能核定
47、的通知之前，大部分矿井开采设计时各主要生产系统留有一定的富余系数，实际的煤炭系统产能往往大于设计产能，矿井竣工验收把控不够严格，形成了所谓的“批小建大”，也是造成长久以来煤矿超能力生产的关键，也是每次产能核定解决的重要问题。但在2015年尤其是“十三五”后期以来，在国家连续印发系列严控煤炭超产的监管文件后，煤炭开采特别是采用立井开拓的矿井，基本严格按照采矿证证载规模进行设计，各主要生产系统留设富余系数的现象得到了显著扭转，该类矿井如不进行改扩建，现有系统也难以大幅核增产能。从煤矿核增实际效果看，当前产能核增仍需实施产能置换，虽然现在实施产能置换承诺制，但由于前几年集中消化退出大部分产能外，当前
48、煤炭产能指标相对紧张（部分地区限制跨省交易，如山西），部分核增矿井产能购置困难。核增增矿井煤质参差不齐，部分煤质较差煤矿的产能核增使得实际热值贡献效果大幅“缩水”（如热值3500大卡的煤炭增加3吨，大约相当于5500大卡的煤增加2吨）。再者，产能核增矿井和停产煤矿复工均需生产组织调整时间，产量释放并非一蹴而就。煤矿增产极大受限于各生产系统及其配套衔接。我国煤炭开采主要以井工煤矿为主。井工煤矿主要包括：采掘系统、运输提升系统、通风系统、机械设备、供电系统、排水系统、瓦斯抽采系统、安全避险六大系统和地面生产系统等，还包括配套的洗煤厂等。一方面，单一系统制约着煤矿产能。以采掘系统为例，为满足煤矿安全
49、稳定连续达产达效，煤矿开采通常讲究三量（开拓量、准备量、回采量）平衡，即以合理的采掘接替比来保障本工作面回采前准备出下一个工作面，保证生产的正常接续。按照煤矿开采设计规范和煤矿安全监规程，一般布置一个工作面配套两个掘进面（采掘比1:2）或两个工作面配套四个掘进面（采掘比2:4），这取决于煤层赋存条件、开拓开采方式、采煤工艺、工作面布置参数、采掘速度、组织管理能力等多种因素综合计算的最优状态，而且不能同比例增加采掘面，其中一项主要原因是井下采掘面多，同一区域采掘人员多，组织管理难度和安全隐患急剧增大，极易出现重特大安全生产事故，这也是先进产能核定通知中明确要求不得通过增加劳动定员、增加采煤工作面个数进行产能核增的主要原因。同时，对于高瓦斯矿井、煤与瓦斯突出矿井或存在水、火等重大危险源的复杂地质条件矿井，除正常的采掘作业外，还要进行瓦斯抽采、煤层防突、超前钻探防治水和采空区防灭火等作业，必须保持采