■ 我国煤炭资源丰富，是全球最大的生产国、消费国和进口国，但区域供需错配。2020年我国煤炭产量和消费量分别为39亿吨和39.6亿吨，全球占比分别为50.4%和54.3%；进口量为3亿吨，全球占比为20.8%。从结构上来看，规上企业产量为38.4亿吨，其中动力煤占八成以上。2020年动力煤产量为31.7亿吨，占比为82.5%；炼焦煤产量为4.8亿吨，占比为12.5%。从区域来看，产量在优化资源布局下向晋陕蒙大型煤矿集中；而下游消费则以电力为主，东部经济发达地区消费量大。旺盛的国内需求、供需错配、优质资源稀缺和国外价格上的优势等支撑煤炭进口。往年我国进口对澳大利亚依赖度较高，2020年末澳煤禁运后，印尼和蒙古难以填补上缺口，对我国供需格局，特别是炼焦煤的供需格局形成了一定的冲击。
■ 经济发展与行业政策驱动行业周期变化，近期价格持续上涨主要源于经济修复带来的旺盛火电耗煤需求和政策端对供给的约束。2009年至今我国煤炭行业共经历两轮周期共四个阶段，分别为“四万亿”刺激期（2009-2011年）、产能过剩期（2012-2015年）、供给侧改革期（2016-2018年）、环保安全政策期（2019-2020年），驱动阶段变化的重要的因素分别为经济发展-行业政策-行业政策-经济发展。今年1-8月价格的快速上涨主要源于疫后经济修复带来的旺盛电力需求，以及供给端受到的多重限制，包括环保、安全监管、反腐政策对主产区的约束、澳煤禁运造成的进口缺口、暴雨天气对运力造成的冲击等。从全年来看，经济修复带来的工业用电以及极端天气提升的居民用电将持续对煤炭需求形成支撑。虽然保供增产政策将拉动产量增加，但安全环保政策以及澳煤禁运仍制约煤炭供给。全年供需“紧平衡”格局依然延续，支撑价格在高位震荡。
■ “双碳”下行业政策将成为周期轮动的主导因素，能源结构调整要求政策重心向高水平质量的发展升级。“双碳”目标下，政策调控趋严，但“碳达峰”前，煤炭“压舱石”定位不变。2030年前煤炭消费量相对平稳，占比虽缓慢下滑，但在一次能源消费中的占比仍将保持在45%以上。行业周期将随着供需结构的调整有所轮动，约2-3年形成一个上行或下行阶段。2021年在需求旺盛和供给受限下价格持续上涨至历史高位，2022年在“紧平衡”的供需格局下价格仍将保持相对高位，2023-2025年在需求稳定和供给有序释放下价格将逐步下降；“碳达峰”之后，尤其是2035年后，煤炭消费量将随着占比的一下子就下降而加速减少，行业将随之进入长下行周期。
■ 行业集中度提升，企业加速转型，有突出贡献的公司优势更加凸显。为优化资源配置，推动行业的高水平质量的发展，国家大力推动煤炭企业兼并重组，形成具有国际竞争力的特大煤炭公司集团，行业集中度不断的提高。在严控产能的政策导向下，企业投资煤炭业务的意愿有所减弱，但煤矿智能化或打开投资空间。此外，公司开始积极布局火电、煤化工等上下游一体化业务，拓展新能源等新赛道，为企业转型储备战略项目。在此趋势下，资源和成本将为有突出贡献的公司建立坚固的“护城河”，有突出贡献的公司优势更加凸显。
■ 风险分析。能源结构调整下，煤炭行业将开启新的周期轮动。虽然“碳达峰”前煤炭仍是能源“压舱石”，但仍需关于经济稳步的增长没有到达预期、政策调控力度过大、新能源替代效应、碳交易成本对行业供需的冲击，以及在行业转型发展中部分企业的债务风险。（招商银行各行部如需经营建议，请联络研究院）
煤炭是全球主要的化石燃料和基础能源，主要由碳、氢、氧、氮和硫组成【注释1】，是千百万年植物的枝叶和根茎在地面上堆积而成的一层极厚的黑色腐植质，由于地壳的变动不断埋入地下，长期与空气隔绝，在高温度高压力下，形成的黑色可燃沉积岩。
我国煤炭储量丰富。2020年我国煤炭已探明储量为1432亿吨，占全球已探明储量的13.3%，仅次于美国（23.3%）、俄罗斯（15.1%）、澳大利亚（14%）。从基础储量【注释2】来看，我国煤炭资源呈现出“北多南少”、“西多东少”的区域特征。山西储量最多，其次为内蒙古、新疆和陕西，均超过150亿吨；广西、浙江、广东、西藏储量最少，均少于1亿吨。
按照煤化程度从低到高，可将煤炭分为褐煤、烟煤、无烟煤三大类共29个小类【注释3】。煤化程度高的无烟煤，固定碳【注释4】含量高，挥发分【注释5】低，燃点高，适合做化工用煤（如合成氨、尿素等）和喷吹用煤。煤化程度低的褐煤，挥发分高，燃点低，适合做动力用煤，如发电、机车推进、锅炉燃烧等。煤化程度中等的烟煤，可根据变质程度从低到高，分为12个煤种（分类标准和煤炭特征可详见附录1）。其中，粘粘度【注释6】较高的烟煤划归为炼焦煤，大多数都用在生产焦炭并用于炼钢；粘粘度低的烟煤则划归为动力煤（表1）。从区域分布上来看，我国动力煤主要分布在陕西、内蒙古、山西、新疆等地区，炼焦煤集中在山西和华北地区，无烟煤则分布在山西、贵州、新疆等地（附录2）。
从品质上来看，不同用途的煤炭，衡量标准的侧重点有所不同。除了挥发分以外，动力煤主要关注的是发热量【注释7】，而炼焦煤则侧重于粘结性。综合来看，发热量较高的贫煤、不粘煤、弱粘煤等动力煤主要分布在晋陕蒙地区，具有代表性的有内蒙古的鄂尔多斯、陕西榆林、山西大同等。炼焦煤来看，粘结性高的煤炭，也就是“骨架煤”焦煤和肥煤，主要分布在山西和华北地区，具有代表性的有山西吕梁、山东济宁等。
值得注意的是，相较于动力煤来说，我国炼焦煤储量较少，已探明储量仅占煤炭总储量的20-25%左右。实际上，炼焦煤在全球煤炭资源中都比较稀缺，仅占全球煤炭资源总量的10%左右。除了储量少之外，我国的炼焦煤优质资源相对来说也比较稀少。“骨架煤”焦煤和肥煤占比仅为35%左右，其余均是炼焦配煤。
我国不仅是资源禀赋优势国，还是全球最大的煤炭消费国、生产国和进口国。2020年我国煤炭消费为39.6亿吨，占全球总消费的54.3%左右，其次为印度（11.6%）和美国（6.1%）（图2）；产量为39亿吨，占全球总产量的50.4%，远高于印度（9.8%）和印尼（7.3%）（图3）；进口量为 3亿吨，占全球总量的20.8%，其次为日本（14.3%）、印度（13.3%） 。
国内供需基本均衡，煤炭对外出口量较小。2020年我国出口量仅为0.03亿吨，仅占全球总出口量的0.6%，远低于澳大利亚（29.1%）和印尼（26.8%）。由于我国煤炭价格主要由国内的生产和消费所决定，国外需求对我国煤炭供需格局的影响甚微，因而在后文中不对煤炭出口进行详细分析。
我国煤炭供给可分为两大部分，即国内煤炭产量和进口。从供给结构来看，国内生产是我国煤炭供给的主要部分，占比在九成以上（图4）。近年来在国内供给侧改革推行的结构调整和严控产量的趋势下，进口在总供给中的占比有所上升，但仍小于10%。
2020年，我国煤炭产量为39亿吨，其中规上企业煤炭产量为38.4亿吨。分煤种来看，动力煤产量为31.7亿吨，占比为82.5%；炼焦煤产量为 4.8亿吨，占比为12.5%。整体来看，在经历2011-2015年行业“去产能”调整后，2016年煤炭产量降至34.1亿吨。近5年在淘汰落后产能、释放优质产能的政策导向下，煤炭产量缓慢增长，年均复合增速为3.4%。
与储量的区域分布一致，我国煤炭生产也呈现出“西多东少”的特征。2020年西部地区煤炭产量23.3亿吨，占全国产量的59.7%；中部地区产量为13亿吨，占比为33.4%；东部地区和东北地区产量占比不足7%。
在淘汰落后产能、释放优质产能的政策导向下，我国煤炭生产集中度进一步上升。《煤炭工业发展“十三五”规划》指出，要科学合理布局煤炭开发。东部地区煤炭资源枯竭且生产成本高，要逐步压缩生产规模；中部和东北地区接续资源多在深部，投资效益低，要从严控制接续煤矿建设；西部地区资源丰富，要加大资源开发和生态环境保护统筹协调力度。在政策调控下，我国煤炭生产逐渐向山西、陕西、内蒙古三省集中。近10年晋陕蒙三省的原煤产量占比不断扩大，从2010年的58%扩大到2020年71%（图5）。
2020年我国煤炭进口3.04亿吨，同比增加1.1%。其中广义动力煤（褐煤和动力煤）进口2.23亿吨，炼焦煤进口0.73亿吨。虽然我国是煤炭生产大国，但旺盛的需求、优质资源稀缺、区域供需错配以及进口煤价格优势等因素支撑我国煤炭进口需求。从价格上来看，进口煤的价格持续低于国产煤炭价格。以广州港的动力煤价格为例，2020年进口均价为510.4元/吨，低于山西产均价631.9元/吨（图6）。
从进口国家来看，澳大利亚、印尼、蒙古是我国煤炭主要进口地，其中对澳大利亚煤炭进口依赖度最高。虽然近年来有所下滑，但从澳大利亚进口的煤炭占比持续稳定在40%左右（图7）。2020年底，受到中澳关系紧张的影响，我国禁止向澳大利亚进口煤炭。到2020年12月，我国对澳大利亚的煤炭进口均已清零。分品种来看，无论是动力煤还是炼焦煤，澳大利亚都是我国最大的进口国。澳煤禁运后，蒙古和俄联邦成为我国炼焦煤的主要进口地区，印尼成为我国动力煤的主要进口国（图8、图9）。但相较于澳大利亚来说，这几个地区的煤炭资源较少，煤质相对较差，且持续受到疫情对生产和运力的冲击，无法填补上澳煤禁运的缺口。2021年上半年，我国煤炭进口量为1.4亿吨，较去年同期下降了19.7%。
与国内产量和消费量对比来看，我国进口量较少，对国内供需格局和煤炭价格影响力有限。但我国炼焦煤由于资源稀缺且优质资源较少，对进口的依赖度较大，澳煤禁运对我国炼焦煤供需格局的冲击十分明显。2021年上半年炼焦煤进口量为0.22亿吨，较去年同期下降42.1%。进口量的大幅下滑是形成上半年炼焦煤价格居高不下的主要原因之一。
往年我国能源消费高度依赖于煤炭，近年来在调整能源消费结构的政策导向下，煤炭消费占比逐年下滑，从2009年的71.6%下滑至2020年的56.8%（图10）。在能源消费总量上升，煤炭消费占比下降的趋势下，煤炭消费缓慢增长。2020年我国煤炭消费量为39.6亿吨，较去年同期增长1%。
电力、钢铁、建材、化工是煤炭消费需求的四大行业。其中火电耗煤的占比最大且逐年提升，从2015年的50%升至2020年的58.2%；冶炼耗煤占比相对稳定，保持在17%左右；建材耗煤占比逐年降低，从2015年的14%降至2020年的9.6%；化工耗煤占比稳步上升，从2015年的7%附近升至2020年的7.7%（图11）。分品种来看，动力煤的下游消费主要为火力发电，消费占比为70%左右 ；炼焦煤的下游需求主要为钢铁行业，即通过焦化形成焦炭并用来生产房地产、基建、汽车等行业需要的钢材等。
由于电力占整体煤炭消费的六成左右，从电力消费的区域分布可推测出煤炭消费的区域特征。从省份来看，广东、山东、江苏三省电力消费量位居全国前三，均高于6000亿千瓦时（图12）。从区域来看，东部地区的用电消费量显著高于中部、西部和东北地区。2020年东部地区用电消费量为33864亿千瓦时，占全国消费量的46%。中部、西部和东北地区用电消费量占比分别为23%、25%、6%。
区域供需错配下，煤炭从资源禀赋区向经济发达地区调动。以GDP衡量，东部地区的经济发展情况要远好于中部、西部和东北地区。经济快速发展带动了东部整体煤炭的消费量。东部煤炭消费量大，但产量却无法满足消费需求，需要从资源禀赋多的西部地区，特别是从晋陕蒙地区外购煤炭。这也是“北煤南运”和“西煤东运”运输通道形成的根本原因。
2020年全国煤炭净调出省市仅有内蒙古、山西、陕西、新疆四省，其他省市均为净调入省，整体呈现出“西出东入”的调度特征。根据煤炭工业协会的数据，净调出省中，晋陕蒙三省净调出量约为17.3亿吨，主要调往华东、京津冀、中南、东北地区及四川、重庆；新疆净调出量较少，主要供应甘肃西部，少量供应四川和重庆。
作为我国重要的基础能源和工业原料，煤炭行业与经济发展关系紧密。其下游的电力、钢铁、建材和化工行业与企业生产和居民生活息息相关，尤其与基建、制造业、房地产投资等固定资产投资联系密切（图13）。
2009年到2011年，“四万亿”刺激经济快速修复，GDP增速持续保持在9.4%以上。2008年11月，为应对全球金融危机的冲击，国家推出进一扩大内需、促进经济平稳增长的十项措施，即俗称的“四万亿计划”。四万亿中大部分资金投向了民生工程，如教育、卫生、文化等，以及基础设施建设，如铁路、公路、机场、水利工程等，刺激国内消费和投资，支撑经济快速修复。基建、制造业、房地产投资迅速拉升对电力、钢铁和水泥的需求，煤炭消费增速从2009年的5%上升至2011年的8.9%。
2012年到2015年，“四万亿”刺激退潮，经济进入“新常态”。GDP增速缓慢下行，从2012年的7.9%缓慢下行至2015年的7%。制造业、房地产投资增速均出现回落，带动经济增速下行。电力、钢铁、水泥需求持续下滑，煤炭消费增速从2012年的1.4%下降至2015年的-1.7%。
2016年到2018年，国家大力推行供给侧改革，经济结构调整下GDP增速保持在6.8%左右。2016年国家推行棚改货币化安置，拉升房地产投资需求。此外，供需调整下企业盈利带动制造业投资增速回升。两者拉升耗煤需求，煤炭消费增速从2016年的-1.7%回升至2018年的1%。
2019年到2020年，中美贸易摩擦和新冠疫情等外部事件持续对我国经济造成冲击，GDP增速从2019年的6%下降至2.3%。基建投资保持低速增长，制造业投资处于历史低位，房地产投资相对保持韧性。煤炭需求保持稳定，耗煤需求增速保持在0.8%左右。
煤炭行业属于国家高度管控行业，因而国内供给并非完全遵循市场化规律，政策调控对国内煤炭产能和产量的影响更加显著。
总的来看，国家对煤炭生产的调控主要为三个阶段：2014年起实施“去产能，淘汰落后产能，产能和产量持续下降；2016年供给侧改革后实施“淘汰落后产能，释放优质产能”的产能置换政策，产能利用率回升，产能和产量回升；2019年开始加强环保安监强度，2020年严控生产上限，产能利用率保持平稳，产能和产量缓慢增长（图14）。
具体来看，国家对煤炭行业的严监管可回溯至2014年左右。2014年行业产能过剩问题凸显，“去产能”成为政策调控重心。2009年 “四万亿”刺激计划拉升了基建、制造业、房地产等行业用煤需求，煤炭企业加大固定资产投资，其产生的产能在3-5年后逐渐释放。但此时“四万亿”刺激退潮，经济增速下行，导致煤炭下游需求回落，行业出现产能过剩的情况。针对产能过剩，2014年国家能源局发布《2014年能源工作指导意见》，停止核准新建低于30万吨/年的煤矿和低于90万吨/年的煤与瓦斯突出矿井，逐步淘汰9万吨/年以下煤矿。同年国家能源局发布《关于做好2014年煤炭行业淘汰落后产能工作的通知》，指出我国将把淘汰煤炭落后产能作为调整优化煤炭产业机构的重要手段。2014年全国计划淘汰煤矿1725处，淘汰落后产能11748万吨。在政策影响下，煤炭产量从2014年的38.7亿吨下降到2015年的37.5亿吨。
2016年，在供给侧改革的主思路下，国家在“去产能”的基础上进一步提出“释放优质产能，淘汰落后产能”的置换产能政策，煤炭产能和产量均有所释放，产能利用率回升。具体来看，一方面，国家继续加大淘汰落后产能的力度。2016年2月国务院印发《关于煤炭行业化解产能实现脱困发展意见》，指出自2016年开始，用3-5年时间，煤炭行业再退出产能5亿吨左右，减量重组5亿吨左右，较大幅度压缩煤炭产能，适度减少煤矿数量。2016-2018年，煤炭行业分别退出过剩产能2.9亿吨、2.5亿吨、1.5亿吨。另一方面，政策着重强调优化煤炭资源结构。从2016年起，3年内原则上停止审批新建煤矿项目、新增产能的技术改造项目和产能核增项目。2016年末，国家发改委发布《煤炭工业发展“十三五”规划》，提出化解淘汰过剩产能8亿吨/年左右，通过减量置换和优化布局增加先进产能5亿吨/年左右。与此同时，国家发改委等三部门发布《关于实施减量置换严控煤炭新增产能有关事项的通知》，2017年发布《关于进一步加快建设煤矿产能置换工作的影响》，要求对于新建煤矿、核增煤矿实施产能减量置换。
2019年，在去产能“回头看”和置换产能政策的基础上，环保和安全监控成为了调控煤炭生产的新重心，产能利用率保持稳定，煤炭产能和产量缓慢增长。环保政策方面，国务院发布《打赢蓝天保卫战三年行动计划》，指出到2020年，重点区域严禁新增焦化等产能，加大落后产能淘汰和过剩产能压减力度，重点区域加大独立焦化企业淘汰力度。安全生产政策方面，2020年4月，国务院安委会印发《全国安全生产专项整治三年行动计划》，健全煤矿安全生产法规，推动淘汰落后产能，持续开展“打非治违”等煤炭安全生产监管措施等。2020年11月，应急管理部修订《煤矿重大事故隐患判定标准》，认定“煤矿全年原煤产量超过核定（设计）生产能力幅度在10%以上，或月原煤产量大于核定（设计）生产能力10%的”为“超能力、超强度或者超定员组织生产”，属重大事故隐患，将入刑、拘役或者管制。这一规定使得煤炭企业基本不再超出核定产能进行生产，煤炭行业生产遭遇“天花板”。
可以看到，从2014年至今，国家对煤炭生产的监管日趋严格。2016-2020年，国内煤炭产量仅增长4.8亿吨左右，年复合增长率为3.4%。在“双碳”目标下，政策对生产总量的控制将更加严格。从煤炭工业协会的“十四五”规划可以看到，从2020年的39亿吨到2025年的41亿吨，5年内仅允许2亿吨的煤炭生产增量，年复合增长率限制在1.2%左右。
我国煤炭供需主要由国内的生产和消费所决定，国外需求对我国影响较小。行业发展主要取决于产量所带来的规模效应，因而以国内产量增速为标的，对煤炭行业周期进行划分。
从2009年至今，煤炭行业共经历两轮周期共四个阶段，每个阶段持续2-3年左右（图15）。整体来看，煤炭行业周期性变化与经济发展和行业政策等紧密相关。其中，经济发展与煤炭消费关联度极高，而行业政策则持续对供给端产生影响。具体来看，四个阶段的主要驱动因素分别为经济发展-行业政策-行业政策-经济发展：第一阶段，“四万亿”刺激经济增长带动需求向上，价格上涨；第二阶段，产能过剩导致供过于求，价格下降；第三阶段，供给侧改革下供需结构优化，价格回升；第四阶段，外部冲击下经济面趋弱带动需求向下，价格再度回落。
根据煤炭产量增速划分的两轮周期共四个阶段，依次为：“四万亿”刺激期（2009-2011年）、产能过剩期（2012-2015年）、供给侧改革期（2016-2018年）、环保安全政策期（2019-2020年）。
1、第一阶段（2009-2011年）：“四万亿”刺激期，需求旺盛带动价格高涨
市场供需两旺，供不应求支撑价格高企。在“四万亿”刺激下，基建和房地产投资拉升电力和建材用煤需求，煤炭消费增速稳步上升；供给端并未受到政策的制约，煤炭产量稳定增长，行业呈现出供需两旺的态势。经济快速修复下，市场供不应求，煤炭价格持续上升。秦皇岛山西混优（Q5500K）平仓价从2009年的600元/吨附近上涨至850元/吨左右。行业景气度上升。规模效应加之价格上升带动企业营业收入和利润增速上升，刺激企业加大投资力度。
“新常态”下经济增速缓慢下行，煤炭下游需求疲弱，产能过剩带动价格下行。经济基本面疲弱带动电力、钢铁、建材等煤炭需求量大幅下滑，煤炭消费增速持续下行。但前期持续增长的投资导致产能扩张并超过需求，行业出现产能过剩情况。市场供过于求导致煤炭价格大幅回落，秦皇岛山西混优（Q5500K）平仓价从2012年的707元/吨附近下降至414元/吨左右。行业景气度随之回落。产量增速下行加之价格回落，企业营收和利润增速随之下降，带动企业投资增速下行。
供给侧改革下，供需结构调整带动价格回升。需求方面，房地产和制造业投资需求拉动电力、钢铁和建材用煤需求，煤炭消费增速保持稳定。供给方面，在政策调整下，煤炭产量缓慢增加，从2016年的33.6亿吨上升至2018年的35.5亿吨。整体来看，供需缺口支撑价格上行，秦皇岛山西混优（Q5500K）平仓价从2016年的469元/吨附近上升至649元/吨左右，行业景气度回升。产量增速再度上行加之价格回升，企业营业收入和利润总额都得到大幅改善，投资意愿增强。
4、第四阶段（2019-2020年）：环保安全政策期，经济面趋弱带动价格再度回落
中美贸易摩擦和新冠疫情冲击下需求疲弱，供过于求下价格回落。需求方面，经济基本面趋弱，煤炭消费保持低速增长。供给方面，环保、安全政策趋严，钳制煤炭生产，产量增速再度回落。整体来看，需求疲弱导致市场供过于求，煤炭价格再度下行，秦皇岛山西混优（Q5500K）平仓价从2019年的587元/吨附近回落至567元/吨左右，行业景气度下行。产量增速回落叠加价格下降，企业营收和利润增速均再度下行，企业投资意愿有所回落。
2.2.2 近期价格分析：超季节用电需求叠加供给受限，开启新一轮价格上升阶段
2021年1-9月，煤炭供需总体处于紧平衡状态。全国煤炭消费量约为32.4亿吨，煤炭产量约为29.3亿吨，进口量约为2.3亿吨，需求-供给缺口约为0.8亿吨。在供需缺口支撑下，煤炭价格一路飙升，开启新一轮上升阶段。去年12月份到今年9月底，国内主要港口的动力煤平均价从600元/吨附近一度上涨至2300元/吨左右，涨幅达到283%；炼焦煤从 1000元/吨附近上涨至2486元/吨左右，涨幅达到144%（图16）。
具体来看，需求端方面，旺盛的电力耗煤需求抬升了今年1-9月煤炭消费。1-9月煤炭消费同比增长9%左右，其中电煤对煤炭消费增长的贡献率达到了72%左右。往年来看，煤炭消费的小高峰出现在6-8月和11-1月，对应夏季高温和冬季供暖的电力耗煤需求。而今年由于极端天气的天数相较于往年来说偏多，加之经济修复拉动的工业用电需求（图17），电力耗煤量超过了往年的同期水平（图19）。今年1-9月全社会用电量同比增长12.9%，较2019年同期增长15.3%，其中工业用电对全社会用电量增长的贡献率接近70%。
供给端方面，安全环保反腐政策、澳煤禁运、暴雨天气等持续制约煤炭供给。1-9月原煤产量同比增速为3.7%，低于煤炭消费增速。
一是晋陕蒙地区受到环保、安全和反腐政策的限制，产量释放不足。环保方面，主产区大力推进污染防治攻坚战。第二轮第三批中央生态环境保护督察组进驻山西，对高耗能、高排放、高耗水、生态破坏的项目进行督察整改。安全方面，山西、贵州、新疆等地接连发生煤矿事故，主产区关于安全监管的政策趋严。近期陕西省应急管理厅暂扣了榆林七处煤矿安全的生产许可证，产能合计超过4000万吨。反腐方面，内蒙古继续煤炭“倒查20年”腐败问题，部分涉事煤矿停产限产。此外，鄂尔多斯和榆林地区加强煤管票控制，煤矿供给受限。
二是澳煤禁运所导致的进口量下滑。由于印尼和蒙古进口煤无法填补上澳煤禁运的缺口，今年1-9月我国进口煤炭总量相较去年同期下降3.6%。特别是对外依赖度较大的炼焦煤，受到的冲击更为明显。今年1-9月炼焦煤的进口量约为0.35亿吨，较去年同期下降41%，且低于2019年同期0.61亿吨。
三是暴雨天气对铁路、公路等运输线路造成冲击。受强降雨天气影响，“北煤南运”、“东煤西运”多条主要晋陕蒙外送运煤线路停运。此外，多条高速公路受到滑坡坍塌影响中断运输。整体来看，煤炭供应持续紧张，重点电厂煤炭库存均处于历史低位（图20）。
2.3.1 政策趋势：能源结构调整下新增产能难度加大，绿色低碳智能高质量发展成重点
2020年9月，我国政府在第七十五届联合国大会上提出，力争于2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年实现碳中和。“双碳”成为中国未来一段时间内主要的社会发展目标。考虑到我国二氧化碳排放量占全球的三成以上（图21），而其中七成以上来自于煤炭（图22），“双碳”目标对高排放高耗能的煤炭行业及其下业将产生不小的冲击。
具体来看，“双碳”目标下，煤炭消费总量、强度双控政策措施将更加严格，煤炭在一次能源消费结构中的比重将持续下降，能源结构调整成为大势所趋。在此趋势下，煤炭总量增长空间越来越小，行业发展将从依靠产量增加的规模化发展模式转为转型和升级发展。行业政策将从去产能到淘汰落后产能、置换优质产能，进一步迈向以绿色、低碳、智能为特征的高质量发展。
一是新增产能核准难度加大。2016年国家发改委等三部门印发《关于实施减量置换严控煤炭新增产能有关事项的通知》，指出从2016年起，3年内原则上停止审批新建煤矿项目。对于新建煤矿，核增煤矿实施产能减量置换制度。在这一政策引导下，全国新增核准产能逐年递减。2020年，国家能源局及发改委批复的煤炭产能规模为4860万吨/年，远低于2017年所批复的13520万吨/年。在优化资源结构、严控产能的政策导向下，新增产能核准的难度将继续加大。
二是安全环保监管力度持续加强。2020年至今，多地频发煤矿透水、瓦斯爆炸、煤尘爆炸事故，造成多人伤亡。2020年4月国务院安委会发布《全国安全生产专项整治三年行动计划》，坚决关闭不具备安全生产条件的煤矿。各地应急管理厅相应制定《煤矿安全专项整治三年行动实施方案》，加快落后产能退出，严格落实准入门槛，规范产能核定工作，规范采矿秩序，持续开展“打非治违”活动。环保方面，2021年9月国家能源局发布贯彻落实中央生态环境保护督察报告反馈问题整改措施清单，提出要进一步突出生态环境保护和大气污染防治内容，做好能源领域碳达峰碳中和工作。包括修改完善《煤炭法》，强化生态环境保护相关法律研究；强化煤炭资源开发生态环境保护的制度约束，对未依法进行环境评估的煤炭矿区总体规划不得组织实施；督促指导内蒙古等地完成有关煤矿生态环保问题整改；督促煤矿企业落实环境保护有关规定等。未来国家能源局将进一步加强对能源领域生态环保督察的力度，煤炭新增产能难度进一步加大。
结合以上两大特征和趋势来看，未来我国煤炭产能新增空间有限，或保持稳定增长。2021年上半年，发改委共批复煤炭产能约2764万吨。下半年在保供增产的政策推动下，全国核增约3亿吨产能。全年新增产能或将达到3.3亿吨左右（图23）。但本次保供增产只是在煤炭供需紧张下为应对冬季用电和供暖需求的“紧急扩能”，并不具有政策连续性。可以理解为，本次政策调整是在煤炭供需紧张下的边际放缓，并不改严控煤炭消费和产能的大趋势。未来煤炭供需恢复平衡后，在环保安监政策影响下，新增核定产能将较今年所下降，产能增长空间有限，增速或回复到2.5%附近。
三是煤炭清洁高效开发利用成重点。促进煤炭行业转型升级，重点在于提升煤炭资源开发利用的质量和效率。其中，煤炭保水开采等绿色开采，以及煤炭高效洗选、煤炭高效燃烧与清洁转化技术，成为煤炭清洁高效开发利用的有效途径。此外，智能化将成为拉动煤炭产业高质量发展的新引擎。2020年3月，国家发改委、国家能源局等8部委联合发布《关于加快煤矿智能化发展的指导意见》，指出煤矿智能化【注释8】是推动煤炭工业转型升级、高质量发展的核心技术支撑，并提出三阶段发展目标。2021年9月，国家能源局组织召开全国煤矿智能化建设工作推进会，积极推动新一代信息技术与煤炭产业深度融合。提升智能化基础能力、技术与装备水平，加快煤矿智能化改造，实施绿色矿山建设，建设智能化平台，都将成为煤矿智能化发展的重要内容。
值得注意的是，政策在调“量”的基础上或对“价”进行进一步调控。近期发改委已开始对煤炭价格实施干预，并研究如何制止煤炭企业牟取暴利。目前在政策干预下，动力煤坑口和港口煤炭价格均有所回落（图24）。而对于炼焦煤和无烟煤，目前暂无任何价格调控或干预措施。推测来看，发改委或在全国范围内针对动力煤坑口价建立基准价加上下浮动价的市场化定价机制，或扩大长协合同的覆盖范围，从而实现煤炭价格长期稳定在合理区间的政策目标。但从下文测算的供需平衡表来看，即使发改委不对价格进行调控，在供需缺口收紧后，价格也将逐步从高位回落，并随着周期的轮动在合理区间内波动。
2.3.2“十四五”时期：“新常态”下需求稳定，供给有序释放，2023年价格回落
中国煤炭工业协会在《煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见》中提出，到“十四五”末全国煤炭产量控制在41亿吨左右，煤炭消费量控制在42亿吨左右。从“十二五”和“十三五”的执行情况来看，煤炭消费和产量均控制在目标范围内（表2）。
在疫后经济修复的大框架中，“十四五”期间经济增速将会出现“两阶段”的变化：疫情冲击后的首年，即2021年，经济增速出现强势反弹；随着疫情的消退，2022-2025年，经济再次回复“新常态”，经济增速回落并保持稳定。由于煤炭下游消费与经济基本面紧密相关，以下分两阶段对煤炭供需结构及价格走势进行展望。
整体来看，“十四五”期间，随着经济进入“新常态”，煤炭消费保持稳定，煤炭供给在严控产能的政策要求下有序释放。2021年-2022年，煤炭市场依旧延续“紧平衡”状态，支撑价格在高位运转。2023年-2025年，煤炭供需将转为“供过于求”，价格将从高位回落，在合理的价格区间波动。
2021年，经济修复带来的工业用电以及极端天气提升的居民用电将对煤炭需求持续形成支撑。虽然保供增产政策将拉动产量向上，但安全环保政策以及澳煤禁运将继续制约煤炭供应。整体来看，全年煤炭供需仍维持“紧平衡”格局，预计全年供需缺口约为0.2亿吨，支撑煤炭价格保持在高位震荡（表3）。
疫后经济快速修复拉升煤炭消费。工业用电需求旺盛叠加极端天气拉升居民用电需求，全年煤炭消费约为42.5亿吨左右，较去年同期增长7.3%。根据我们的预测，今年全年实际GDP增速将达到8%。依据发电量、生铁产量、水泥产量增速和单位耗煤量，可以推算出全年用火电耗煤、冶金耗煤、建材耗煤分别为25.5亿吨、6.6亿吨、4.0亿吨。假设三大行业耗煤占比与2020年相同（85%），可算出全年消费量为42.5亿吨。若其他煤炭消费维持在2.9亿吨左右，化工耗煤消费则为3.5亿吨。
全年煤炭供给约为42.3亿吨左右，较去年同期增长2.9%。国内产量方面，考虑到四季度保供增产的影响，今年全年新增产能3.3亿吨，其中四季度核增3亿吨左右。若产能利用率保持在70%左右，全年煤炭产量约在39.5亿吨左右。进口方面，受到疫情影响，蒙古、印尼和俄罗斯进口量增速有限，上半年累积增速为-28%。下半年在发改委鼓励适当增加进口，印尼、蒙古通关，俄罗斯增产的情况下，进口增速将有所加快。考虑到澳煤禁运形成的缺口，假设进口全年增速为-10%，今年煤炭净进口约为2.8亿吨左右。
值得注意的是，虽然全年供需“紧平衡”格局对煤炭价格具有较强的支撑力，但在港口和坑口的价格干预下，四季度价格中枢将较三季度有所回落，但全年价格仍将居于历史高位。
2、2022-2025年：“新常态”下需求稳定，供给有序释放带动价格回落
2022-2025年，经济回归“新常态”，产能增长趋缓，在供给有序释放下，供需缺口将较2021年逐步收窄，2023年后转为“供过于求”。2022-2025年供需缺口分别为0亿吨、-0.3亿吨、-0.3亿吨、-0.5亿吨。
具体来看，疫情冲击消退后，经济基本面稳定，煤炭消费量稳定增长。参考IMF对我国经济增速的预测，“十四五”期间我国经济发展将延续“新常态”：2022-2025年我国GDP实际增速分别为5.6%、5.4%、5.3%、5.1%。根据经济增速和电力、钢铁、水泥之间的相关性和吨耗煤量，可推算出“十四五”期间发电、冶金、建材耗煤量。假设2022-2025年三大行业耗煤占比为85%，其他耗煤量逐年下降，可以得出4年煤炭消费量分别为42.7亿吨、42.7亿吨、43亿吨、43.1亿吨。
在调整能源结构的要求下，煤炭产量增长趋缓。根据中国煤炭工业协会制定的目标，到2025年煤炭产量控制在41亿吨左右，2022-2025年间年均复合增速约在0.9%附近，产量分别为40亿吨、40.4亿吨、40.7亿吨、41亿吨。在假设进口稳中略降的情况下，2022-2025年煤炭供给分别为42.7亿吨、43.1亿吨、43.3亿吨、43.6亿吨。
值得注意的是，虽然在供给有序释放下，2023-2025年煤炭市场将呈现“供过于需”的格局，价格从高位回落，但很难重现“去产能”期间的价格低位。一方面，在严控煤炭消费和优化产能结构的政策导向下，“十四五”期间煤炭需求和供给均保持稳定增长，价格不会由于产能过剩而大幅下降；另一方面，参考近期发改委对煤炭价格的调控情况，国家或在煤炭价格大幅波动时对价格实行政策干预，保证煤炭价格在合理价格区间内波动。
2.3.3中长期展望：“碳达峰”前“压舱石”地位不改，“碳中和”视角进入下行周期
结合供需两端来看，“双碳”目标下，行业政策将再度成为驱动周期变化的主要因素。
一是新冠疫情的冲击消退后，我国经济将再度回归“新常态”。GDP增速保持稳中趋缓的态势，能源消费将保持相对稳定。但在“双碳”要求煤炭等化石能源消费占比下降的目标导向下，煤炭消费将逐步减少。
二是调整能源结构和能耗双控仍是“双碳”目标下政策主导的方向。一方面，控碳、减碳实际上就是要求减少煤炭消费，增加新能源使用，煤炭产量相应减少。另一方面，与前文周期回顾中的第四阶段相同，环保安监政策对产量的钳制将在“双碳”目标下延续，煤炭产量增速将持续放缓。
需要指出的是，虽然煤炭消费将逐步减少，但“碳达峰”之前煤炭仍是能源消费的“压舱石”。从近五年的能源消费结构变化来看，煤炭在一次能源消费中的占比以平均每年1.3%的速度下降。若由此线年，煤炭在一次能源消费中的占比将降至45%左右，到2060年这一占比在6%左右。也就是说，在“碳达峰”之前，煤炭依旧是我国重要的基础能源。而在“碳中和”达成前后，煤炭的重要性或将被新能源所替代，转为战略性储备能源。这一能源地位转化的具体时间点将取决于新能源的发展速度。
如前所述，“双碳”将同时对煤炭供需两端产生负面冲击。在煤炭产量增速稳定下滑的趋势下，行业周期轮动将取决于煤炭消费增速下行的快慢。简单线性外推，“碳达峰”前，煤炭“压舱石”地位不变，煤炭消费基本保持稳定。按照“十五五”期间，一次能源消费增速保持在“十三五”年均复合增速3.4%来计算，2030年一次能源消费量约为70亿吨标准煤；若消费占比降至45%，2030年煤炭消费为44亿吨左右，年均复合增速约为0.52%。在严控产能的趋势下，若保持“十五五”煤炭产量目标与“十四五”一致（41亿吨），进口保持稳定，国内消费和生产基本能达到均衡的状态。这意味着，“碳达峰”前，行业周期会随着供需结构的调整有所轮动，约2-3年形成一个上行或下行阶段。“碳达峰”之后，尤其是在2035年之后，随着新能源消费占比的快速上升，煤炭消费减少的速度将有所加快，煤炭生产相应缩减，企业煤炭业务的营收和盈利将大幅压缩。也就是说，从“碳中和”的长视角来看，行业将随着煤炭消费的快速减少进入下行周期（图25）。
为实现煤炭产业的优化布局和资源优化配置，促进技术进步和升级，提升煤炭行业发展的质量和效益，近年来国家大力推动煤炭企业兼并重组。2017年，发改委发布《关于进一步推进煤炭企业兼并重组转型升级的意见》，提出争取在2020年底形成若干个具有较强国际竞争力的亿吨级特大型煤炭企业集团，煤炭行业兼并重组速度加快（表4）。
兼并重组后，行业企业数量大幅减少，资产负债率逐渐下滑（图26）。煤炭行业集中度显著抬升，CR5和CR10产量占比逐年攀升（图27）。2020年，原煤产量超过亿吨的企业扩大至6家，分别为国家能源集团（5.3亿吨）、晋能控股集团（3.0亿吨）、山东能源集团（2.7亿吨）、中煤集团（2.2亿吨）、陕西煤业化工集团（1.9亿吨）、山西焦煤集团（1.6亿吨）。“十四五”期间，煤炭行业还将继续推动企业兼并重组，目标是组建10家亿吨级煤炭行业，培育3-5家具有全球竞争力的世界一流煤炭企业。可以预见，未来我国煤炭行业的集中度还将进一步上升。
此外，煤炭产能也进一步向大型煤矿集中。供给侧改革以来，小型矿井（产能低于30万吨/年）数量大幅下降，而大型矿井（产能高于120万吨/年）数量则明显上升。小型矿井数量占比从2014年的77%下降至2018年的52%，产能占比也从2014年的16%下降到2018年的7%。2020年，全国14个大型煤炭基地【注释11】总产量在全国的占比提升至96.6%。
严控产能下企业投资煤炭业务的意愿减弱。虽在高营收和利润的刺激下，2017-2019年投资增速有所回升，但投资总额整体仍处于较低的水平（图28）。这意味着在供给侧改革的影响下，煤炭企业的投资均较为谨慎。龙头企业的资本开支变化也能印证这一趋势。供给侧改革后，龙头企业的资本开支大幅度地下跌并持续处于低位（图29）。即使在2016-2018年价格回升，企业营收和盈利大幅改善的情况下，企业也并未大幅增加资本开支。可以预见，在新增产能难度加大的趋势下，煤炭企业投资仍将持续保持谨慎。
“双碳”目标下，高质量发展成为煤炭行业升级转型的重心。从顶层设计来看，煤矿智能化将成为“双碳”目标下行业高质量发展的核心。2020年3月，国家发改委、国家能源局等8部委联合发布《关于加快煤矿智能化发展的指导意见》，随后各主产区也相继出台了相关实施方案。《指导意见》指出，煤矿智能化是推动煤炭工业转型升级、高质量发展的核心技术支撑，是实现煤矿减人增效、从根本上消除事故隐患，提高煤矿本质安全水平的有效手段，对于保障煤炭稳定供应具有重要意义。煤炭工业协会的《煤炭工业“十四五”高质量指导意见》指出要建成煤矿智能化采掘工作面1000处以上。到今年8月，全国已建成约500个智能化采掘工作面，有力促进了煤炭生产的减人增效（图30）。
从企业本身来看，发展煤矿智能化大有裨益。一是能减少人工成本，提升工作效率。根据2020年4月《国家首批智能化示范煤矿建设名单》，国家能源、中煤集团等6家央企以及内蒙古、山西、陕西等16个省市自治区共63个煤矿实施智能化升级，8个煤矿进行新（改扩）智能化建设【注释12】。从实行智能化升级或建设的煤矿来看，在实施智能化后，由于产量提升和生产人员下降，人均工效【注释13】有所提升。以中煤能源为例，2018年首个智能化采煤工作面建成， 2020年其累计建成智能化采煤工作面6个，4个列入国家首批建设名单。实施智能化后，原煤工效持续提升，2021年上半年公司原煤工效为38.9吨/工，较2020年末的36.9吨/工继续上升（图31）。
二是可减少生产安全事故及其带来的负面影响；三是可获得较大的政策支持力度。《指导意见》的保障措施指出，对验收通过的智能化示范煤矿，将给予产能置换、矿井产能核增等方面的优先支持。此外，对新建的智能化煤矿，在规划和年度计划中优先考虑。在生产和政策激励下，龙头企业均相继出台煤矿智能化发展规划。目前行业内煤矿智能化建设较为先进的有国家能源、陕煤化、山东能源等，对智能化建设的投资力度均较大（表5）。
在行业集中度和生产效率不断提升的高质量发展下，资源和成本将是未来煤炭企业两大核心竞争力。高质量发展目标下，优化区域资源布局是政策主导的方向之一，这意味着煤炭产量将向拥有优质资源的主产区倾斜。从煤炭工业协会公布的“十四五”对14个煤炭生产基地的生产规划中可以看到，与“十三五”相比，仅有蒙东、陕北和黄陇、新疆基地产量目标有所放大，其他基地产量维持不变甚至有所缩减。从规划定位来看，晋北、晋中、晋东、神东、陕北、黄陇六大基地将会成为“十四五”期间全国煤炭主要产地，进一步向晋陕蒙地区聚拢。
其中，与“十三五”相比，产量将进一步集中在煤炭资源丰富、煤质好、煤层埋藏浅、开采成本低的陕北、黄陇、神东基地，而资源多在中深部、煤质下降、水资源和生态环境承载能力有限的晋北、晋中、晋东地区产量将有所收缩（表6）。
在这一趋势下，煤炭资源将成为巩固市场规模的保证，龙头企业的优势更加凸显。目前龙头企业的主力矿井主要分布在以上6大煤炭基地，举例来说，国家能源矿区分布在神东基地和蒙东基地；中煤能源主要的矿区在神东基地、晋中基地和晋北基地；陕煤化主力矿井位于陕西榆林，主要产能来自于神东基地、陕北基地和黄陇基地；山西焦煤的主力矿区处于晋中；晋能控股的主力矿区处于晋北（表7）。从保有储量和保有开采储量来看，现有煤炭资源基本能保证约40-50年的开采年限。在产量进一步向神东、陕北、黄陇释放的趋势下，国家能源、中煤能源、陕煤化、山东能源的资源优势或更加明显。
此外，通过新增产能扩大规模的难度加大，成本将成为抢夺市场的另一关键竞争力。由于拥有优质的煤炭资源，龙头企业具有较强的成本优势。一方面，煤矿本身煤层埋藏浅，开采难度低带来低成本优势；另一方面，近年来企业积极推动智能采掘和智能化建设，生产效率提升，吨煤成本不断下降。而企业转型中大力投资的非煤业务方面，火电和煤化工也高度依赖于优质的煤炭资源和较低的煤炭成本。
龙头企业以资源为主，成本为辅的竞争优势能够为其建立坚固的“护城河”。在优质资源和行业集中度提升的趋势下，行业将形成以龙头企业为主的寡头垄断市场，龙头企业的定价能力将更为突出。此外，在煤炭价格以长协定价为主的机制下，龙头企业签订的长协定价合同销售占比均在八成左右。由于长协价的波动明显小于现货价格（图32），使得龙头企业即使在下行周期，也能获得超过市场的营收与利润。如在2019-2020年的环保安全政策期，六家龙头企业的营收全市场占比和利润全市场占比均在持续上升（图33）。
双碳目标下，我国煤炭消费和强度双控政策措施将更加严格，企业投资愈趋谨慎，煤炭产量增长空间将被压缩。这使得依靠产量增加带来规模化效应的传统发展方式受阻，煤炭企业转型箭在弦上。
《煤炭工业“十四五”高质量发展指导意见》提出，要促进煤炭上下游产业协同、煤炭与多能源品种协同发展，推动煤炭行业由生产型向生产服务型转变，由传统能源向清洁能源的战略转型。从兼并重组后的企业主营业务来看，企业连通了电力、运输、煤化工等产业链上下游，主打煤电结合、煤运结合，旨在打造全产业链竞争优势。此外，以龙头企业为代表，煤炭企业均在加大非煤业务的投入。从2020年原煤产量超过亿吨的6家企业来看，投资的非煤业务包括依托煤炭资源优势的火电、煤化工等上下游一体化业务，以及拓展风电、水电等新能源业务（表8）。
目前煤炭企业布局新能源业务的模式主要有两种。一种是直接投资水电、风电、光伏等新能源项目，如山西焦煤自身利用变电站空置土地、厂矿和工业园区屋顶等资源投资光伏发电项目，其全资子公司山煤国际也已布局光伏异质结光伏项目；另一种则是股权投资新能源企业。举例来说，陕煤化就通过陕西煤业以入股方式投资隆基股份、赣锋锂业等新能源公司，布局光伏和锂电产业等。
虽然龙头企业对非煤业务的投资力度加大，但当下煤炭业务依旧是企业利润的主要贡献者。除了国家能源【注释15】以外，电力、煤化工、新能源等非煤板块贡献率较低（表9）。但非煤业务的盈利并不是煤炭企业目前考虑的重点，更多将其作为转型的战略储备项目，以应对煤炭能源地位变更后的企业发展。
“十四五”时期，我国经济结构将进一步调整优化，能源技术革命加速演进，非化石能源替代步伐加快，生态环境约束不断强化，煤炭行业加快向生产智能化、管理信息化、产业分工专业化、煤炭利用洁净化转变，煤炭行业转型升级与高质量发展要求将更加迫切。
虽然能源结构调整下煤炭消费和产量增长空间受限，但如前所述，在“十四五”期间，乃至2030年之前，煤炭消费量仍然保持稳定增长，煤炭能源“压舱石”的角色定位不变，行业将随着供需结构的调整有所轮动。
经济发展趋弱风险。煤炭下游需求受宏观经济波动影响较大。消费疲弱、出口回落、房地产降温等均可能造成经济提高速度不及预期，基本面疲弱或带动下游需求下降。
政策调控力度过大风险。煤炭行业是政策主导型行业，政策调控对行业供需格局及煤炭价格走势等影响巨大。在环保和安全监管趋严的政策导向下，需警惕政策调控力度过大对煤炭供给和需求所造成的冲击。供给方面，发改委等部门或基于供需错配、生产安全等问题加大释放或收紧煤炭产能，如今年在煤炭供应偏紧的情况下加大核定核增力度，从而影响煤炭产量。需求方面，煤炭下游均为高排放高耗能行业，目前在“双碳”、“能耗双控”等政策影响下，部分下业已出现因指标限制而出现投资被叫停或建设放缓的情况，对煤炭消费形成冲击。
新能源替代效应风险。在“双碳”目标下，煤炭消费在一次能源中的占比势必下降，可再生能源的发展将对煤炭消费将产生替代冲击。目前来看，火电仍占发电量的七成左右，但水电、风电、光伏、核电等新能源发展速度较快。可再生能源和能源技术革命的快速兴起或大幅替代下游对煤炭的需求，对煤炭行业产生显著的负面影响。
企业债务风险。在优化资源布局，淘汰落后产能的政策导向下，行业集中度进一步上升，部分开采条件差、开采历史长的老矿区和资源枯竭型企业势必面临转型或淘汰。当前部分经济效益差、人员包袱重、转型发展困难的煤炭企业仍存在杠杆率高企、非煤产业负担重等问题，需警惕其债务风险。
碳交易增加火电成本风险。在碳交易市场发展成熟后，电厂购买碳配额的成本或将转移到火电的发电成本中，从而间接提高火电用煤的成本。若水电、风电、光伏等新能源能具有相对成本优势，则会对火电及其煤炭需求形成负面冲击。
附录1：《中国煤炭分类国家标准》(GB/T 5751-2009)按煤化程度、用途分类煤种一览
1、碳和氢是煤炭燃烧过程中产生热量的元素；氧是助燃元素；氮不产生热量，在高温下转变成氮氧化合物和氨，以游离状态析出； 硫是主要的有害成分，燃烧时绝大部分被氧化为二氧化硫排出。
2、基础储量是指能满足现行采矿和生产所需的指标要求，经详查、勘探所获控制的、探明的并通过可行性研究认为属于经济的、边 际经济的部分。
3、国际煤炭分类中无烟煤共分 3 个小类，烟煤共分 24 个小类，褐煤共分 2 个小类。
4、测定煤的挥发分时，剩下的不挥发物称为焦渣，焦渣减去灰分称为固定碳，是煤中不挥发的固体可燃物。一般来说，固定碳含量 越高，挥发分越低，发热量越高。
5、指煤中有机物和部分矿物质加热分解后产生的可燃性气体，由各种碳氢化合物、氢气、一氧化碳等化合物组成的混合气体。其大 小与煤的变质程度有关，煤炭变质程度越高，挥发分就越低。
6、粘结性是指煤在干馏过程中，由于煤中有机质分解，熔融而使煤粒能够相互粘结成块的性能，常用粘结指数 G 值来衡量。煤的粘 结性是结焦性的必要条件，结焦性好的煤必须具有良好的粘结性。
8、煤矿智能化是将人工智能、工业物联网、云计算、大数据、机器人、智能装备等与现代煤炭开发利用深层次地融合，形成全面、实时 互联、分析决策、自主学习、动态预测、协同控制的智能系统，实现煤矿开拓、采掘（剥）、运输、通风、洗选、安全保障、经 营管理等过程的智能化运行。
10、供需平衡表中的国内产量为规上企业产量，主要源于数据时效性以及供需缺口和价格变化关联度的准确性。
11、《全国矿产资源规划 2016-2020》提出建设神东、晋北、晋中、晋东、蒙东（东北）、云贵、河南、鲁西、两淮、黄陇、冀中、 宁东、陕北、新疆共 14 个大型煤炭基地。
12、煤矿智能化建设包括信息基础设施、智能地质保障系统、智能掘进系统、智能采煤系统、智能主煤流运输系统、智能辅助运输 系统、智能通风系统、智能供电与供排水系统、智能安全监控系统、智能综合管控平台、智能化园区、经营管理系统等多个内容。
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