煤炭消费增长，中长期看需求尽显韧性。
2024 年 1-10 月，我国煤炭消费呈现稳步增长态势。2024 年 1-10 月，我国商品煤消费量 39.8 亿吨，较去年同期上涨 1%。其中，电力行业商品煤消费量为 23.3 亿吨，同比增长 1.2%，增速下滑。非电用煤方面，尽管化工用煤保持增长，但由于地产复苏较弱，钢铁、 水泥行业用煤同比降低，非电用煤同比降低。
2024 年前三季度电力弹性系数延续高位，在经济复苏较弱的环境下依旧实现用电较高增长。 2019 年以来，尽管经历了疫情影响，我国的电力消费弹性一直高于 1.0，2024 年前三季度 电力弹性消费系数为 1.65。分部门看：第二产业用电量同比增长 5.9%，高于去年同期，其 中高技术及装备制造业增长 11.4%，增速领先；高载能行业增长放缓，仅为 3.0%。第三产 业用电量同比增长 11.2%，延续了高速增长的势头。城乡居民生活用电的提升更为明显， 也是 2024年以来电力弹性消费系数进一步提升的主要原因，同比增长 12.6%，增速比上年 同期提高 12.0 个百分点，其中 8、9 月增速受西南、华东、华中区域高温因素拉动显著， 增速分别为 23.7%和 27.8%。
从部门看，用电结构与 GDP 结构偏差大、第二产业用电增速相对较快，是电力消费弹性系 数近年来保持高位的重要原因。以 2020-2023年为例，第二产业用电量年均增速为 5.2%， 高于其增加值增速 0.2 个百分点，叠加用电比重大幅高于其增加值比重约 28 个百分点，导 致全社会用电增速与 GDP 增速差距扩大 2.2 个百分点，对全社会电力弹性消费系数产生正 贡献。第三产业用电量年均增速为 7.8%，高于其增加值增速 3 个百分点，但用电比重显著 低于其增加值比重约 35 个百分点，导致全社会用电增速与经济增速差距缩小 1.0 个百分点。 居民生活用电年均增速为 7.2%，高于经济增速 2.5 个百分点，导致全社会用电增速高于经 济增速 0.5 个百分点。整体看，这种规律特征适用于中国改革开放以来的较多年份或时段， 1978 年以来电力消费弹性系数大于 1 的年份，其中绝大部分二产用电量增速快于或者接近 其增加值增速，二产是全社会用电量与 GDP 增速差距的主导因素。 全社会用电的电力弹性消费系数与二产电力弹性消费系数同向变化。由于居民部门用电不 产生 GDP，因此居民用电的增长单纯的对电力弹性消费系数产生正贡献，为了更直观地对 比二三产与全社会电力弹性消费系数的关系，我们将居民端用电剔除来计算全社会用电的 增量。自 2017年以来，剔除居民用电的全社会电力弹性系数变化趋势与二产同向变化，例 如在 2020 年，二产电力弹性系数提升而三产下降，全社会电力弹性系数较 2019 年上涨， 又如 2021年，二产电力弹性系数微增，三产电力弹性系数大幅增长，全社会用电弹性系数 反而明显下降。由此也可以说明第二产业是全社会用电量与 GDP 增速差距的主导因素。
AI 算力相关技术发展有望带动新电力需求。数字经济和人工智能技术加速算力规模较快增 长，智能算力成为发展主流。数据中心(IDC)是规模化算力的载体。据工信部统计，截至 2023 年底，我国在用数据中心标准机架超过 810 万架，算力总规模达到 230EFlops，是 2020 年的 3 倍，居全球第 2 位，算力总规模近 5 年年均增速近 30%。其中，智能算力规模 达到了 70EFlops，占比超过 30%、增速超过 70%，呈现较快增长态势。 人工智能逐渐步入规模化应用阶段，推动数据中心用电需求不断攀升。按照我国对于 2025 年中国算力总规模将超过 300EFIops、智能算力占比达到 35%的发展目标，我们预计今明 两年算力总规模年均增长 14.2%，设定基础和高速发展情景，考虑未来数据中心电能利用 效率(PUE)下降，我们预计今明两年全国数据中心用电量年均增长约 290 亿~469 亿千瓦时， 到 2025 年将达到 2053 亿~2412 亿千瓦时，用电量年均增速约 18.0%~27.9%，占全社会 总用电量比重将提升至 2.0%~2.3%，接近金属制品行业用电量规模。我们预计，随人工智 能相关技术与需求发展，至 2030 年，数据中心耗电量有望达 4000 亿千瓦时，占社会总电 量比重进一步提升至 4.5%左右。
传统旺季火电受水电同比高增长冲击，电煤消费峰值后移。受降水同比增加以及上年同期 低基数因素拉动，4-7 月水电发电量同比分别增长 21.0%、38.6%、44.5%、36.2%。相对 应，5-7 月，火电发电量同比分别下降 4.3%、7.4%、4.9%，煤炭消费旺季不旺。8 月以来 受主要流域降水减少以及上年基数提高等因素影响，8 月水电发电量增速回落至 10.7%，9 月水电发电量同比下降 14.6%。火电则在电力消费增速回升以及水电发电量增速回落拉动 下，8 月火电发电量转为正增长 3.7%，9 月火电发电量增速进一步上升至 8.9%。整体看， 1-10月火电在水电强冲击下仍然实现同比1.9%的增长，尤其是水电转弱后火电发电迅速提 升，及时发挥了兜底保供作用。我们认为，火电在 2024 年水电高增背景下体现的韧性值得 关注，在社会用电量逐年提升、水电高增速难维持的背景下，火电仍将作为兜底能源发挥 保障作用。
非电需求方面，由于钢铁建材的下游需求较弱，2024 年 1-10 月非电用煤同比降 2.3%。受 益于煤化工行业的产能建设，化工用煤需求自 2020年来稳步增长，化工用煤在非电用煤方 面的占比从 2019 年的 19.2%提升到 2024 年 1-10 月的 23.7%。2024 年 1-10 月，我国化 工用煤保持高位，优于往年同期耗煤情况，同比增速为 7.7%。而由于地产行业的复苏较弱， 冶金行业用煤、建材用煤增速则同比下降。 冶金与水泥需求或受益于房地产止跌回稳，我们总体持谨慎乐观态度。冶金行业的下游主 要集中于粗钢生产，而水泥行业的下游应用领域则主要涵盖房地产、基础设施建设以及农 村建设。这两大行业均与宏观经济密切相关。2024 年 10 月 17 日，国务院新闻办公室发布 会上，住房和城乡建设部联合相关部门推出了“4+4+2”房地产政策“组合拳”，具体包括： “四取消”：取消限购、限售、限价政策，以及普通住宅与非普通住宅标准的限制；“四降 低”：降低住房公积金贷款利率 0.25 个百分点，降低首套及二套房的最低首付比例，降低 存量房贷利率，减轻“卖旧买新”换购住房的税费负担；“两新增”：通过货币化安置等方式 新增实施 100 万套城中村和危旧房改造项目；在年底前，将房地产“白名单”项目的贷款规 模提升至超过 4 万亿元。这一系列政策组合旨在全面提振房地产市场活力，稳定市场预期， 我们对政策刺激下房地产行业实现止跌回稳持谨慎乐观态度，而冶金与水泥相关需求或在2025 年有边际改善的空间。
我国煤制气产量较快增长，政策支持带动产业发展，战略地位日益凸显。我国煤制气产业 起步不久，目前仍处于示范阶段，尚未开启规模化、商业化进程，煤制气在整个天然气供 给结构中占比仍然最小。我国煤制气行业的发展大致经历了政策支持产能扩张、政策收紧 严格准入、示范项目有序发展、战略基地规划布局几个阶段，发展历程有起有落，但总体 而言整个行业在向着更加有序规范的方向前进。我国煤制气产量增长较快，由 2014 年的 7.9 亿方增长到 2023 年的 63.35 亿方，年复合增速 26%。“十二五”以来，国家计划建设了 一批煤制气示范项目，也制定了煤制气产业的发展目标，但由于当时项目经济性欠佳，已 投产项目二期启动资金不足，一些待建项目也处于观望状态，因此产能增量不及预期。 2021 年以来，在我国天然气对外依存度持续攀升的背景下，国家突出强调了煤制气行业在 保障国家能源安全方面的重要战略地位，发改委发布的“十四五”规划纲要提出“油气核心需 求依靠自保”这一底线，并强调“要做好煤制油气战略基地规划布局”，煤制气行业的战略地 位日益凸显。2021 年，《煤炭工业“十四五”现代煤化工发展指导意见》提出了“十四五” 期间形成 150 亿方/年煤制气产业规模的目标。 2019 年国家管网公司成立，煤制天然气项目迎来新一轮发展机遇。煤制天然气发展初期， 项目面临管输限制，不利于煤制天然气向终端市场供应。2017 年 5 月中共中央、国务院印 发的《关于深化石油天然气体制改革的若干意见》，提出要“分步推进国有大型油气企业干线管道独立，实现管输和销售分开”，完善了油气管网公平接入机制。2019 年，国家石 油天然气管网集团有限公司（国家管网公司）成立，上下游市场主体均可申请成为天然气 托运商，利用开放的管道设施输送天然气。同时，我国长输管道建设不断加强，实现物理 上的互联互通，全国管道“一张网”初步建成。随着国家管网公司的成立和全国管道“一 张网”的初步建成，煤制天然气项目迎来新一轮发展机遇。
煤制烯烃路线占全国烯烃总产能 16%，近年来产能提升较快。煤制烯烃是目前我国生产烯 烃的重要工艺技术之一，其以煤为原料通过气化、变换、净化、合成等过程首先生产甲醇， 再用甲醇生产烯烃（乙烯+丙烯），进而生产聚烯烃（聚乙烯、聚丙烯） 等下游产品，其 中煤制甲醇、烯烃聚合制聚烯烃均为传统的成熟技术，而甲醇制烯烃则是近年来开发成功 的新技术，也是煤制烯烃的核心技术环节。2018 年以来，我国煤制烯烃产能稳步提升，由 1112 万吨/年提升至 2023 年的 1872 万吨/年。截至 2023 年末，煤制烯烃产能占全国烯烃 总产能比重达到 16%，石脑油为烯烃生产主流路线，煤制烯烃竞争力受油价波动影响较大。 在油价中枢高位维持背景下，煤制烯烃路线拥有竞争优势。自 2021 年 6 月以来，原油价格 持续位于 70 美元/桶以上运行，油价中枢维持高位。依据王建立、温亮的《现代煤化工产 业竞争力分析及高质量发展路径研究》，当原油价格位于 70 美元/桶时，石脑油制烯烃的 成本为 5790 元/吨，相对应的煤制烯烃竞争煤价为 417 元/吨。在油价中枢高位维持背景下， 煤制烯烃路线拥有成本优势。
4.1 焦煤消费量同比下滑 1%，表现整体优于铁水产量
焦煤消费量同比下滑 1%。2024 年 1-10 月，我国炼焦煤消费量为 48676 万吨，同比下降 1%。受生铁产量下降影响，自 2021 年来消费量再次陷入负增长。
2021 年以来焦煤消费量整体好于铁水产量表现。2024 年 1-10 月，我国炼焦煤消费量为同 比下降 1%，与之相对，焦炭产量下降 0.8%，铁水产量同比-4.0%，焦煤消费量变动趋势 基本与焦炭产量一致。2021 年以来，焦煤消费量整体好于铁水产量表现；2024 年 1-10 月， 焦煤消费量降幅显著低于铁水产量。
4.2 铁水对废钢的替代延续，铁水减量小于粗钢
铁水废钢价差仍为负。2019 年以来，绝大部分时间废钢价格都远高于铁水成本，另外，废 钢铁水价差转负也并不意味着主要使用废钢的短流程具备竞争优势，李伟坚等在《电弧炉 炼钢成本分析及其竞争力评价》中的研究发现，由于电极、电力成本的影响，当废钢价格低于铁水价格为 400～500 元以上时，电炉炼钢相较于转炉炼钢才具备一定的经济优势。 截至 2024 年 12 月 12 日，铁水废钢（铁水成本-废钢价格）价差均值为-225.5 元/吨，较 2023 年全年的-231.2 元/吨收窄 5.7 元/吨，但整体上仍为负值，铁水较废钢仍具备优势。
电炉钢产量占比持续下降。截至 2024 年 12 月 13 日，根据长短流程产能利用率粗略折算， 我们预计 2024 年电炉钢产量占比为 9.0%，较 2023 年全年继续下降 0.57 个百分点，自 2021 年以来已经连续 3 年持续下降，主要原因为钢铁行业利润趋弱及短流程高比例使用废 钢不具备成本优势。
高炉废钢添加比有所回升。受铁水废钢价差收窄等因素影响，2024 年，纯高炉企业废钢添 加比均值上升，截至 2024年 12 月 13 日，纯高炉企业废钢添加比均值为 14.62%，较 2023 年全年的 14.25%增长 0.37 百分点，但仍低于 2021 年的 16.49%。
中长期看，废钢仍较为稀缺。其中： 第一，从粗钢产量来看，我国还未进入钢铁大量报废的高峰期。根据Mysteel，我国钢材大 量用于房地产和基础设施建设，通常建筑行业折旧年限为 30 年，设备折旧年限为 10-15 年， 这导致我国钢材报废回收需要较长周期。当前我国可用废钢量依托于约 20 年前的粗钢产量， 所以当前国内废钢资源并不丰裕。
第二，房地产、基建的废钢回收量大幅下降。建筑业和制造业是我国废钢的重要回收来源， 根据 Mysteel 统计，2023 年约 26%的废钢来自建筑（含房地产、基建等）。然而，2024 年工地普遍资金到位差，施工进度缓慢，1-6 月工地废钢回收量同比下滑近 32%，工地废 钢回收拖累整体废钢回收量下行。
第三，废钢进口补充较少。2021 年国内放开再生钢铁原料进口限制后，废钢进口量有所上 升，但由于国外废钢价格倒挂以及我国进口标准严格等，2021-2023 年我国废钢年进口量 均只有 50 万吨左右，占我国废钢资源量的比例不足 0.2%。2024 年废钢进口数量更降至近 四年低位，2024 年 1-10 月，我国废钢进口量仅有 20.9 万吨，占我国废钢资源量的比例不 足 0.1%，进口废钢的补充十分有限。
铁水对废钢的结构性替代或持续，粗钢减量发展下焦煤需求仍具韧性。一方面，当前政策 背景下，短流程钢企在竞争中成本明显劣势，粗钢产量结构中长流程占比或持续高位甚至 继续抬升。另一方面，我国废钢供应量暂时不具备满足大比例短流程占比和转炉高废钢添 加比，未来仍有较长期废钢供应持续短缺，以铁水为原料炼钢仍是主流。
4.3 高炉大型化支撑结构煤种需求
小容积高炉占比依旧庞大,“以小换大”是产能置换的主要方式。根据 Mysteel 在 2020 年 的统计，容积在 1,000m³以下的高炉占了近一半（约 48.5%），随着产业政策要求逐步压小上大，小型高炉将会继续淘汰，大型高炉将替代小型高炉成为钢厂的首选。据 Mysteel 不完全统计，钢铁产能置换新建炼铁高炉容积大多在 1,101~2000m³之间，退出生产的高 炉容积大多在 450~680m³之间。逐步关停 1000m³以下高炉是趋势。唐山 5 月 29 日发布 《唐山市产业基础高级化和产业链现代化水平提升实施方案》，要求 22 年底前全面关停 1,000 立方米以下高炉及 100 吨以下转炉。
大型高炉对焦炭反应强度（CSR）的要求提高。高炉炉容增大后，炉料在高炉内的停留时 间延长，焦炭与煤气的反应时间长，会加剧焦炭的气化反应，从而恶化焦炭的性质，因此 要求高炉内的焦炭料柱必须有足够的反应后强度 CSR（焦炭反应强度是指在高炉中反应后 的焦炭在机械力和热应力作用下抵抗碎裂和磨损的能力）。
主焦煤配比量与焦炭反应强度（CSR）存在明显的正相关性，焦炭反应强度（CSR）的提 升要求焦煤具备中挥发分、高粘结指数等特性。一般来说, 提高 CSR 需要增加炼焦配煤中 主焦煤和肥煤的配比，主焦煤配比大有助于优化 CSR。根据王超等在《炼焦煤特性对焦炭 热态强度影响研究》中的研究发现：
胶质层最大厚度约 25mm 时炼得的焦炭 CSR 相对最优。常用单种煤胶质层最大厚度 （Y 值）值分布在 5.0mm~35.0mm 范围，随着 Y 值的增大，CSR 呈现升高后下降趋 势，且在 Y 值约为 25mm 时，焦炭 CSR 相对最优，在此之前，随着 Y 值的增大，CSR 呈现上升趋势。
高粘结指数焦煤炼得焦炭 CSR 相对最优。常用单种煤粘结指数（G 值）分布在 30~105 范围，随着 G 值的升高，CSR 呈上升趋，在成本可控条件下，合理提高配合 煤 G 值有利于焦炭质量的提高。
焦煤等结构性煤种配比呈抬升趋势。随着未来高炉大型化的趋势，主焦、肥煤使用比例的 提升或将进一步挤压气煤的配用比例。大量的气煤、气肥煤、贫瘦煤用于生产动力煤，造 成了大量的资源浪费。
IEA 预测全球煤炭需求或将在 2027 年达峰。根据 IEA 发布的《COAL2024》，IEA 预测在 2027 年之前，全球煤炭需求将在一个狭窄的范围内波动提升。中国、印度和印度尼西亚等 新兴经济体的煤炭需求不断增长，冲抵了发达经济体的持续下滑。而且，欧盟和美国煤炭 消费下降速度已有所放缓。2024 年欧盟和美国煤炭使用量 IEA 预计分别减少 12%和 5%， 而这一数字在 2023 年却是分别减少 23% 和 17%。中国仍将作为主要因素推动全球煤炭需 求缓慢提升。在全球电力需求中，尽管可再生能源在预测期中依旧保持了扩张，总电力需 求的持续提升预计将煤电保持在与 2024 年相似的水平。此外，IEA 推翻了其去年的预测， 即煤炭使用量将在 2023 年达到峰值后开始下降。
到 2027 年全球电煤需求量有望维持稳定。IEA 预测 2024 年全球发电量将增长 4.4%，中国 和印度是带动电力需求增加的主力。未来全球可再生能源发电仍将维持较快增长，新增电 力需求预计主要由可再生能源提供。IEA 预测 2024-2027 年，可再生能源等非煤发电量增 长将与全球电力需求增长保持一致，燃煤发电量维持稳态，全球电煤消费稳定在 60 亿吨水 平左右。
我国未来煤炭需求或将经历达峰-峰值平台-快速下降阶段，2028 年煤炭消费或达峰。根据 国家能源集团技术经济研究院联合中国科学院、清华大学开发的中国能源系统预测优化模 型(CESFOM),我国煤炭消费将在 2028 年达到 45 亿 t 左右的峰值,此后经历 10 年左右峰值 平台期后进入较为明显的下降通道。
达峰阶段（2022 年后 6~8 年）。为实现 2030 年前二氧化碳排放达峰目标，煤炭消费尽 快达峰是关键。为此，国家明确提出“十四五”控煤、“十五五”减煤的要求。从下游行 业耗煤趋势看，发电供热用煤在社会用电量继续攀升的推动下仍处于持续增长阶段，炼焦 用煤和其他终端耗煤下降，其中现代煤化工用煤保持增长一定程度上减缓了“其他终端耗 煤”的降速。由于该阶段发电供热和化工用煤的增量高于其他领域用煤的减量，煤炭消费 持续增长。
峰值平台期（10 年左右）。发电供热用煤继续增长，炼焦用煤和其他终端耗煤继续下降。 由于该阶段发电供热用煤仍有增长，煤炭总体消费下降并不明显，整体处于峰值平台期， 煤炭消费量始终保持在 40 亿吨以上。
较为明显的下降阶段（到 2050年左右）。发电供热用煤、炼焦用煤和其他终端耗煤均进 入较为明显下降阶段，煤炭消费总量逐步降至 25 亿吨。
面向碳中和的快速下降阶段（到 2060 年）。在碳中和目标约束下，所有用煤环节均进入 快速下降阶段，2060 年煤炭消费总量降至 8~15 亿吨。 碳达峰前后全国煤炭缺口或达 8-10 亿吨，“十四五”“十五五”可先期新建 6-7 亿 t/a 煤 炭产能。依据国家能源技术经济研究院按照供需均衡要求，对未来一个时期煤炭产能建设 需求进行的测算结果，现有煤矿产量难以满足碳达峰前后我国的煤炭需求，存在 8-10 亿 t 的煤炭缺口。为此，“十四五”至“十六五”时期还需新建 9 亿 t/a 的煤炭产能，以保障未 来一个时期的煤炭供应安全。值得关注的是，由于我国现有规划煤矿大部分集中在晋陕蒙 新等西部地区，且西南、东北等其他区域规划煤矿建设条件欠佳，“十四五”至“十六五” 时期需新建的 9 亿 t/a 煤炭产能大部分应布局于晋陕蒙新地区，进一步优化资源配置，促进 富煤西部地区煤炭资源开发。同时，由于区域保供压力较大，黑龙江省的一些整合矿也可 能在未来一个时期释放产能，西南地区中短期也有提升煤炭产能、保障区域能源安全的需 求。鉴于未来能源发展的不确定性，我们认为，“十四五”“十五五”可先期新建 6-7 亿 t/a 煤炭产能，后续视形势变化对煤炭产能安排进行适时调整。
