3．矿产品生产

煤炭是古代植物埋藏在地下经历了复杂的生物化学和物理化学变化逐渐形成的固体可燃性矿物。煤炭被人们誉为黑色的金子，工业的食粮，它是十八世纪以来人类世界使用的主要能源之一，进入二十一世纪以来，虽然煤炭的价值大不如从前，但毕竟目前和未来很长的一段时间之内煤炭还是我们人类的生产生活必不可缺的能量来源之一，煤炭的供应也关系到我国的工业乃至整个社会方方面面的发展的稳定，煤炭的供应安全问题也是我国能源安全中最重要的一环。

近年来我国煤炭开采和洗选业产能利用率呈先增后降态势，2020年煤炭开采和洗选业产能利用率为69.8%，原煤产量为38.4亿吨，焦炭产量为4.71亿吨。我国煤炭消费量总体较为波动，2019年煤炭消费量为28.10亿吨标准煤。

近年来我国煤炭开采和洗选业产能利用率呈先增后降态势，2020年煤炭开采和洗选业产能利用率为69.8%

2017-2020年我国煤炭开采和洗选业产能利用率呈先增后降态势。2020年我国煤炭开采和洗选业产能利用率为69.8%，同比有所下降。

我国原煤产量较为波动，2020年原煤产量为38.4亿吨

2017-2020年期间我国原煤产量较为波动，2010-2015年期间呈先增后降态势，2016-2020年呈波动增长态势。2020年我国原煤产量为38.4亿吨，同比小幅波动。

我国焦炭产量总体保持在4亿吨以上，2020年焦炭产量为4.71亿吨

我国是世界上最大的焦炭生产国，2011-2020年期间我国焦炭产量总体保持在4亿吨以上。2020年我国焦炭产量为4.71亿吨，较2019年产量基本持平。

2020年我国煤炭进口为3.04亿吨，同比增长1.5%

2010-2015年期间我国煤炭进口量呈先增后降态势，2025年进口量跌至近十年最低值， 2015-2020年期间我国煤炭进口量呈波动上涨态势。2020年我国煤炭进口为3.04亿吨，较2019年的3亿吨同比增长1.5%。

我国煤炭消费量总体较为波动，2019年煤炭消费量为28.10亿吨标准煤

2014-2019年期间我国煤炭消费量总体较为波动，2019年我国煤炭消费量为28.10亿吨标准煤，同比增长1%。

更多数据请参考前瞻产业研究院《中国煤炭行业发展前景与投资战略规划分析报告》。

煤炭行业发展现状及趋势是呈现震荡走势，2017年，全国新增煤炭查明资源储量达到815.6亿吨，创近年新高。据自然资源部发布数据显示，2018年，我国新增煤炭查明资源储量较2017年同期有所下滑，全年新增查明储量为556.1亿吨。

据自然资源部统计显示，2013年以来，我国煤炭查明资源储量持续提升。自然资源部发布的《中国矿产自然报告 (2019)》显示，2018年我国煤炭查明资源储量为17085.73亿吨，同比增长2.5%。

从消费量来看煤炭行业发展

从消费量来看，2019年，全球煤炭消费总量为157.86EJ，比上年下降0.6%，这是六年来第四次下降，煤炭在全球一次能源中的比重下降到27.0%，为16年来的最低水平。煤炭消费量排名前十位的国家分别是：中国、印度、美国、日本、南非、俄罗斯、韩国、印度尼西亚、德国和越南。

除中、印、美、日四大煤炭消费国排序不变外，第5到10位排名位次均发生变化。其中越南超越波兰成为第10大煤炭消费国。 世界前十大煤炭消费国中，亚洲独占6席。2019年，中国煤炭消费量占全球总消费量的51.7%，比上年提高1.4个百分点。

安阳市区冬天居民不让烧煤取暖。

安阳市位于晋冀豫交会地，又处京津冀大气污染传输通道，大气污染防治形势严峻、任务艰巨。近年来，安阳强力推进“电代煤”“气代煤”，严控煤炭消费总量，实现平原地区“散煤清零”。

安阳市简介

安阳，河南省地级市，古称殷、邺城、邺郡、相州、彰德府等，位于河南省最北部，地处河南、山西、河北三省交界处，东接濮阳，西临长治，南接鹤壁、新乡，北临邯郸，总面积7413平方公里。截至2019年，安阳市辖4个区、1个县级市、4个县。

安阳是中国八大古都之一，历史上先后有商朝、曹魏、后赵、冉魏、前燕、东魏、北齐等在安阳建都，素有“七朝古都”之称。

盘庚迁殷、武丁中兴、奴隶傅说拜相、女将军妇好、文王拘而演《周易》、西门豹投巫治邺地、蔺相如降生古相村、信陵君窃符救赵、项羽破釜沉舟、曹操邺城发迹、三朝宰相韩琦、抗金名将岳飞等名人轶事层出不穷。

历史学家郭沫若来安阳时留下“洹水安阳名不虚，三千年前是帝都；中原文化殷创始，观此胜于读古书”的著名诗句。

(一)煤炭资源总量及分布特点

煤炭是我国重要的能源和优势矿种，是能源安全的基础。我国煤炭资源总量丰富，储量居世界第三位，产量居世界第一位。煤炭约占我国矿物能源资源的95%、储量的90%、产量的75%，2007年占我国一次能源消费量的69.5%。我国煤炭资源分布面积达60×104km2，埋深1000m以浅的煤炭资源总量约2.92×1012t。

我国煤炭资源分布广泛，品种齐全，除上海市外，在其他31个省(自治区、直辖市)都有探明储量。我国煤炭资源分布的总体格局是，东部地区煤炭资源主要集中在黑龙江、山东、安徽、河南、河北5省，其他各省(自治区、直辖市)相对贫乏中部地区煤炭资源丰富，山西、陕西和内蒙古3省(自治区)储量丰富西部地区煤炭资源也较丰富。煤炭储量超过1000×108t的为山西(占27%)、内蒙古(占21%)、陕西(占16%)3省(自治区)，约占总保有储量的64%。储量在100×108～1000×108t的省(自治区)依次为新疆、贵州、宁夏、安徽、云南、河南、黑龙江、山东、河北。上述12省(自治区)占全国煤炭保有储量的95%。地理分布上具有“北富南贫、西多东少”的特点，煤炭资源与水资源呈逆向分布，西部及北部地区水资源严重短缺，经济发达的东南部地区煤炭资源储量少，供应不足，而经济欠发达地区煤炭储量多，生产区域集中，决定了我国煤炭生产和消费形成“北煤南运、西煤东运”的特点，造成煤炭长途运输紧张、水资源匮乏及生态环境恶化等问题，制约了煤炭资源的开发利用。

(二)煤炭的生产和消费

煤炭是我国能源生产和消费的主体，1978年以来，煤炭在一次能源生产和消费结构中一直占70%左右。2008年产量和消费量分别为27.93×108t和27.40×108t(图5－19)。

图5－19 1990～2008年我国煤炭生产和消费量对比图

图5－20 2006年我国煤炭消费总量中各个行业所占的比重

我国的煤炭生产能保证国内需求，并保持适当出口。1949年煤炭生产3243×104t，1960年3.97×108t，1970年3.54×108t，1980年6.20×108t，1990年达10.80×108t，超过美国，居世界第一位。2008年我国煤炭生产量为27.93×108t，比1949年煤炭产量增长了86倍，新中国成立以来累计生产煤炭超过400×108t。电力、钢铁、化学和建材工业等是主要耗煤部门，发电用煤仍在我国煤炭消费中占主要地位，所占比例超过50%。钢铁、建材和化工等行业也在煤炭消费中占有相当大的比例(图5－20)［89］。据中国工程院根据我国2003年实际消费的煤炭总量预测，预计2010年、2020年全国煤炭需求分别为22.2×108t和25.8×108t［90］。但实际情况是，2007年煤炭消费就达到26.2×108t，2008年达到27.4×108t，比2007年增长4.5%。由于煤炭在我国一次能源中所占的主导地位还将持续一段时间，按照目前大多数预测方案，未来20～30年煤炭生产和消费依然在一次能源中保持60%左右的比例，2030年，煤炭需求量将达到50×108t左右，比中国工程院2006年的预测方案高出一倍。可见，随着我国经济的发展，对能源的需求增长加快，我国油气资源不足，煤炭成为支撑中国能源供应安全的重要能源。但是我国煤炭资源主要分布在西部和北部，产能布局也集中在山西、陕西、内蒙古等12省(自治区)。随着开采年限和开采强度的增加，山东、安徽、河南、河北等省煤炭资源储量大幅度减少，产能下降，煤炭产量将主要集中在山西、陕西、内蒙古等3省(自治区)，煤炭运输的压力增大。煤炭开发利用对土地、水资源和大气环境破坏较大。经济建设对煤炭的巨大需求所造成的资源、环境及运输等问题日益严重。

（一）能源生产和供应现状

2006年，焦作规模以上能源工业完成工业增加值36.4亿元，占全部规模以上工业的11.1%。其中:煤炭开采业12.3亿元，电力、热力的生产和供应业23.8亿元，分别占全部规模以上工业的3.7%和7.3%。2006年焦作规模以上工业原煤生产量达550.1万吨，占全省的3.0%，比2000年增长25.7％；发电量154.7亿千瓦小时，占全省的9.7%，比2000年增长37.8%。能源生产的可喜形势，为全市经济持续健康发展提供了重要保障和支撑。但目前焦作消费的主要能源品种只有电力能达到自给自足并有盈余，原煤75%需要从外地调入，成品油和天然气需要100%从外地调入。焦作能源生产不能实现自给，大部分能源依赖外地调入。

（二）2006年主要能耗指标情况。根据河南省发展和改革委员会、河南省统计局2006年的能耗公报，2006年焦作单位GDP能耗为2.198吨标准煤/万元（GDP为2005年可比价），规模以上工业增加值能耗4.10吨标准煤/万元，单位GDP电耗1989.35千瓦时/万元，分别比去年下降4.10%、11.27%和9.20%，单位GDP能耗、规模工业增加值能耗和单位GDP电耗的降低率分别比全省高1.12个百分点、5.34个百分点和7.62个百分点，分别比全国平均水平高2.77个百分点、9.29个百分点和11.95个百分点,这说明2006年焦作节能降耗工作初显成效。

表1：焦作与全国、全省能耗情况对比表　 　单位GDP能耗单位GDP电耗单位工业增加值能耗指标值上升或下降指标值上升或下降指标值上升或下降(吨标准煤/万元)（±%）(千瓦时/万元）（±%）(吨标准煤/万元)（±%）全国1.206-1.331388.82.752.53-1.98全省1.34-2.981257.5-1.583.78-5.93焦作2.1979-4.11989.35-9.24.1-11.27

（三）能源消费结构不合理

1、行业消费构成集中。世界各国工业部门的能源消费一般只占能源消费总量的三分之一左右，而在中国的能源消费中，工业能耗占近70％，焦作尤为突出。2006年全市能源消费总量中，第一产业农业消费26.9万吨标煤，占到全市总量的1.93%；第二产业中的工业消费1276.8万吨标煤，占到全市总量的85.82%；建筑业消费13.2万吨标煤，占到全市的0.97%；第三产业消费87.5万吨标煤，占到全市的6.19%；人民生活消费81.8万吨标煤，占到全市的6.06%。从上述消费结构中可以看出，工业部门特别是规模工业能源消费量所占比重最高。如此高耗能的结构，将严重影响全市节能降耗工作的开展。

2、能源消费仍以煤炭和电为主。分品种看，焦作消费的能源共涉及原煤、洗精煤、焦炭、天然气、柴油、电力等18个品种。2006年全市消费能源主要品种分别是煤及煤制品、焦炭、柴油、电力，消费量分别为966.7万吨、71.6万吨、44.5万吨、134.5亿千瓦时。从能源的消费结构看，全市能源消费仍以煤炭和电力为主，煤品燃料消费占全部能源的比重为47.0%油品燃料消费量占全市总量的7.4％；电力消费量占全市总量的37.2％天然气消费量占全市总量的0.5％其中：天然气消费大幅增长，增长了2.8倍，占全部能源消费量的比重提升了0.4个百分点。2006年，焦作全社会用电量比去年增长0.8%。天然气和电力消费的增长，说明了焦作工业终端能源消费结构正日趋优化。

表2: 能源终端消费量和消费比重　能源消费量（万吨标煤）消费比重（%）2005年2006年2005年2006年煤及煤制品561.1683.143.147其中：原煤515.863439.643.7石油及制品106.2106.88.27.4电力490.1497.637.734.2天然气2.77.50.10.5其他能源141.3158.210.910.9终端消费总计1301.41453.2100100

3、分行业看，高耗能行业消费所比重较大。2006年，全市规模以上工业中能源消费量排前10位的行业依次为电力热力的生产和供应业、有色金属冶炼及压延加工业、化学原料及化学制品业、非金属矿物业、造纸及纸制品业、煤炭开采和洗选业、橡胶制品业、黑色金属冶炼及压延加工业、通用设备制造业、饮料制造业，这10个行业消费总量共计有1130.0万吨标煤，占全市规模以上工业能源消费总量的91.1％,消费量均在24万吨标煤以上。其中，电力、热力的生产和供应业消费350.0万吨标准煤，有色金属冶炼及压延加工业能源消费223.2万吨标准煤，化学原料及化学制品制造业消费184.4万吨标准煤，分别占全市消费总量的28.2%、18.0%和14.9%。前10位中高耗能行业有7个，共消费1048.6万吨标煤，占全市消费总量的84.6%，少数几个重点行业消费了大部分的能源。

表3: 规模以上工业分行业能源消费量及比重指 标2006年综合能源消费量(万吨标准煤)占规模以上工业能耗的比重(%)*电力、热力的生产和供应业35028.2*有色金属冶炼及压延加工业223.218*化学原料及化学制品制造业184.414.9*非金属矿物制品业114.69.2*造纸及纸制品业 96.77.8*煤炭开采和洗选业 52.84.3 橡胶制品业30.42.5*黑色金属冶炼及压延加工业26.92.2 通用设备制造业 26.32.1 饮料制造业24.62以上10个行业合计113091.1高耗能行业(带*)合计1048.684.6规模以上工业合计1240--

（四）生活消费能源增加。2006年，焦作城乡居民生活消费综合能耗81.8万吨标准煤，比上年增长0.81%。其中城镇居民生活消费37.9万吨标准煤，比上年增长1.01%；农村居民生活消费43.9万吨标准煤，比上年增长0.64%。2006年人均生活能耗为238.3千克标煤，比去年增长0.98%，其中：农村人均生活能耗比去年增长4.82%。

三、节能降耗面临的主要问题

（一）能源综合利用水平低，能耗偏高。焦作主要单耗绝对量指标仍高于全国、全省平均水平。2006年，焦作万元GDP能耗为2.1979吨标准煤/万元，高出全省平均水平0.8579吨标准煤/万元，高出全国0.9919吨标准煤/万元，位居全省第4位，低于安阳（2.703）、济源（2.612）、平顶山（2.225）；万元GDP电耗为1989.35千瓦时/万元，高出全省平均水平731.85千瓦时/万元、高出全国600.55千瓦时/万元，位居全省第2位，低于三门峡（2123.78千瓦时/万元）；规模以上工业万元增加值能耗为4.10吨标准煤/万元，高出全省平均水平0.32吨标准煤/万元，高出全国1.57吨标准煤/万元，位居全省第3位，低于济源（5.53吨标准煤/万元）和安阳（5.04吨标准煤/万元）。详见表1

（二）产出率不高。从产出率看，焦作综合能耗产出率虽逐年上升，但增幅相对不大。据统计，2006年焦作单位生产总值综合能耗产出率为4.6元/千克标煤，比2005年增加0.2元。综合能耗产出率大约比全省7.5元/千克标煤的平均水平低39%，也就是说消耗一吨标准煤的能源所创造的地区生产总值比全国平均水平少2.9元，与先进地区的差距就更大，福建、浙江和江苏省2005年就分别为13.3元、11.4元和11.2元。

（三）高能耗行业增长较快。2006年，焦作规模以上工业生产中，高耗能行业（电力、热力的生产和供应、有色金属冶炼及压延加工业、化学原料及化学制品制造业、非金属矿物制品业、造纸及纸制品业、煤炭开采和洗选业、黑色金属冶炼及压延加工业、化学纤维制造业）累计消耗能源1048.7万吨标准煤，比去年增长4.9%，占全市规模以上工业能源消费总量的比重达84.6％，这些高耗能行业累计实现增加值167.0亿元，占全市增加值总量的51.5%，增加值比去年增长17.2%，对全市增加值增长的贡献率达50.2%，而且这些高耗能行业中支柱行业占多数。

（四）技术装备仍较落后。焦作在形成高耗能产业的过程中，大多数企业并没有形成高耗能行业的先进生产技术，单位产品能耗和生产工艺落后于国家先进水平。如焦作水泥行业能耗较高，生产工艺良莠不齐，落后的生产线占有相当数量，规模和生产工艺上与国内先进水平相比有很大差距。2007上半年，焦作火力发电标准煤耗高出全省平均水平0.4%，每吨水泥综合能耗仍高出全省平均水平10.2%，每吨纸和纸板综合能耗仍高出全省平均水平53.4%，吨钢综合能耗仍高出全省平均水平59.8%。总之，焦作高耗能企业表现为一是行业整体经营发展粗放，资源、能源消耗高，综合利用水平低；二是落后的生产工艺仍占有相当比重，导致高耗能、高污染、高成本；三是企业数量多，规模小，产业集中度低。

（五）煤炭消费比重较高，洁净能源消费比重低。在终端能源消费中，煤炭所占比重偏高，2006年焦作为47.0%，比上年高3.9个百分点，其中91.8%是工业消费。这种过高的以煤炭为主的能源消费结构，直接影响到能源利用效率和环境污染。在欧、美一些发达国家油和电是主要能源消费产品，世界平均水平煤炭消费也只有26.9%。2006年焦作天然气等新型洁净能源的消费比重低，仅有7.5万吨标煤，只占能源消费总量的0.5%。

（六）重点耗能企业数增加。随着规模以上工业的快速增长，2006年，规模以上工业企业综合能源消费量超过5千吨标准煤的增至219家，企业数比上年同期增加57家；超1万吨标准煤以上的企业130家，比上年同期增加14家；超5万吨标准煤的企业35家，比上年同期增加4家；超10万吨标准煤企业23家，比上年同期增加4家，显示出重点耗能企业数增加较快特征。

（七）城市化进程加快，生活消费结构升级。近年来，焦作的城市化进程加快，每年有大量的农民转移到城市。目前，焦作城市居民人均能源消费量为农村居民的1.2倍，那么随着城市化的加快，能源消费将大大增加。随着居民生活水平的提高，焦作私人汽车拥有量迅速增加，消费结构的快速升级和生活方式的变革，石油消费将大大增加。

（八）节能降耗形势依然严峻。焦作正处于经济发展的高耗能阶段，高耗能行业所占比重大，经济增长也主要靠高耗能行业推动，这种状况目前仍在持续发展。按照焦作的“十一五”规划要求，到2010年单位国内生产总值(GDP)能源消耗比“十五”期末降低21%，平均每年需要降低约4.8%。而2006年，焦作单位GDP能耗只比上年下降了4.1%，没能完成年度目标，再考虑今年下半年焦作一些高耗能企业如万方电解铝产能增加、沁澳公司14万吨电解铝全面达产、昊华宇航“双二十”项目投产等因素，显然，焦作节能降耗工作形势将非常严峻。

四、对策建议

（一）加强领导，提高认识。能源问题已经成为制约经济社会可持续发展的重要因素。要进一步提高对节能工作重要性的认识，切实加强对节能工作的领导，把这项工作纳入重要的议事日程。节能降耗涉及到生产领域、流通领域和消费领域等方方面面，节约能源需要全社会共同参与。要进一步加大宣传力度，提高全民节能意识，使节能降耗成为全社会的一种自觉行为。只有营造全社会节能的氛围，才能把节能工作真正落到实处，保证“十一五”末焦作节能目标的实现。

（二）加快产业结构调整步伐，推动经济增长方式的根本转变。焦作偏重的产业格局，在推进经济高速发展的同时，高耗能高污染的问题日益严重，为此要加快产业结构调整步伐，推动经济增长方式的根本转变。一是加大以清洁生产为主要内容的结构调整力度，通过产业政策引导等措施，鼓励企业发展低消耗、低污染、高附加值的产品，淘汰技术落后、浪费资源、污染严重的产品；二是加快发展新材料、电子信息、及医药等高新技术产业；三是对高耗能模式的有色金属冶炼及加工业、化学原料及化学制品制造业、火力发电、非金属矿物制品业等企业要加速产品的更新换代，加大企业生产工艺的改造，降低单位产品能耗，努力提高经济效益，推动经济增长方式的根本转变。

（三）发挥科技在节能降耗中的重要作用。焦作的节能工作要加强科技先导的作用，要依靠科技进步，强化科技创新，不断提高能源发展的科技含量和知识密集度，大力提高能源利用效率。一是企业要采用新工艺、新技术、新设备，不断提高科技水平，淘汰高耗低效设备，降低单位产品的能耗，提高能源利用效率；二是对于有能源加工转换的企业，应通过加大技术改造资金投入，研究开发新型环保生产技术，对企业重点生产设备进行技术升级和改造，通过减少加工转换过程中的能源耗用量，降低中间损耗和浪费，增加二次能源产出量，从根本上提高能源转换效率；三是积极运用先进环保技术，建设降耗减排的工程，降低环境污染，促进经济可持续发展。

（四）狠抓重点行业、企业节能降耗。焦作130家重点耗能企业的综合能源消费量占全市工业消费的89.3%。因此加强对重点耗能企业的节能降耗管理，是提高能源综合利用效率、降低全市能耗水平的关键。政府部门要加大对重点企业节能减排工作的检查和指导，根据焦作实际将节能降耗目标分解和量化到各重点能耗企业，并严格进行监测和考核。各重点耗能企业也应根据企业实际情况，制订好节能降耗长远规划，建立节能工作责任制，做好能源消费统计和效率分析，通过降低企业单耗水平来降低生产成本，提高企业经济效益。通过政府和企业的共同努促进重点能耗企业节能减排工作，以点带面，推动焦作工业实现低耗高效。

（五）调整能源消费结构。调整优化焦作的能源结构，以推进多元化、清洁化为主要目标，提高水电、新能源等清洁能源的比重，不断调整和优化能源结构。根据改善大气环境质量要求，随着产业结构调整的深入，大幅度降低重点用能部门的能耗，能源总消费量在满足经济发展需要的前提下逐步降低增速；大力引进清洁能源，逐步减少并严格控制燃煤总量，大幅度提高天然气、电力等优质能源的比重；同时，要加快新技术推广应用，提高能源使用效率，降低能耗。

1、分布式能源高供电效率、低成本、环保性能好等优势显著

分布式能源追求终端能源利用效率的最大化，采用需求应对式设计和模块化组合配置，可以满足用户多种能源需求，能够对资源配置进行供需优化整合。目前，分布式能源已涵盖了天然气、生物质能、太阳能、风能、海洋能以及其他形式的能源，具有以下优点：

2、我国能源自给率保持高位，煤炭仍为能源消费结构主体

国际能源署发布《世界能源展望2019》中提到，中国是世界最大的能源消费国，而且消费规模将不断扩大。根据国家统计局公布的数据，2013-2019年我国的一次能源消费总量呈逐年增长趋势，且增速呈上升趋势。2019年我国一次能源消费总量达到48.6亿吨标准煤，同比增长4.74%。

我国不仅只是能源消费大国，在改革开放的几十年里，我国能源供给结构持续优化，目前形成了煤、油、气、核。新能源和可再生能源多轮驱动的多远供应体系，我国已成为能源生产大国。2010-2019年，我国能源自给率一直保持在较高水平，2019年为81.69%。

在国内能源消费量持续增长、各一次能源品类进口增长的情况下，能维持较高的水平主要是由于中国能源结构仍以煤为主，且能源消费格局并未发生很大的变化。

2015-2019年，我国能源煤炭消费总量占比逐年减小，石油、天然气以及水电、核电、风电消费总量呈增长趋势。2019年，我国煤炭消费总量为28.04亿吨标准煤，占比为57.7%石油消费总量为9.19亿吨标准煤，占比为18.9%天然气消费总量为3.94亿吨标准煤，占比为8.1%水电、核电、风电消费总量7.44亿吨标准煤，占比为15.3%。

近年来，环境污染问题日益严峻，人民生活质量水平受到影响。在政策指导下，能源消费结构调整势在必行。2014年11月颁布的《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》提出到2020年，非化石能源占一次能源消费比重达到15%，天然气比重达到10%以上，煤炭消费比重控制在62%以内能源自给能力保持在85%左右。

近几年，我国陆续出台各类政策推动光伏、天然气以及风电等行业发展。由于分布式能源具有高供电效率、低线损、环保性好等特点，政府加大了对分布式能源行业的建设支持力度，以促进能源消费结构调整升级。

3、天然气分布式能源建设与规划目标存在较大差距

目前，我国分布式能源项目以分布式光伏、天然气分布式能源为主。

截止2019年年底，全国光伏发电累计装机达到20430万千瓦，其中分布式光伏累计装机达6263万千瓦，同比增长24.2%，占全国光伏发电累计装机容量的30.66%截止至2020年6月底，全国发电累计装机达到2.16亿千瓦，其中分布式光伏6707万千瓦。

根据《太阳能利用十三五发展规划征求意见稿》，到2020年底，光伏发电总装机容量达到1.5亿千瓦，其中分布式光伏发电规模显著扩大，累计装机达到7000万千瓦，目前仍存在293万千瓦的缺口。

目前我国天然气分布式能源装机(含已建、在建)多数分布在长三角、珠三角和川渝地区，截止2019年底，全国装机规模约为150万千瓦。结合全国天然气分布式能源项目(含拟建、在建)装机规模情况及项目建设周期，前瞻产业研究院分析认为，至2020年底，全国天然气分布式能源装机规模离《关于发展天然气分布式能源的指导意见》中所提到5000万千瓦的发展目标还相距甚远。

—— 更多数据请参考前瞻产业研究院 《中国分布式能源行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》

我国正积极发展天然气发电及分布式能源，在能源负荷中心、产业园区、物流园区、 旅游 服务区、大型商业设施、交通枢纽、学校、医院等，大力发展天然气热、电、冷三联供分布式能源项目，鼓励发展天然气与风电、光伏发电等其他可再生能源结合的多能互补分布式能源项目。我国分布式能源起步较晚，目前以天然气分布式能源项目为主。根据统计，截至2016年底，全国共计51个天然气分布式能源项目建成投产，装机容量达到382万千瓦。

据中研产业研究院发布的《2017-2022年中国分布式燃机发电行业竞争分析及发展趋势预测报告》分析显示,目前，国内分布式燃机发电的饱和度仍比较低。《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》中，我国明确了积极发展分布式能源的目标。另据国家能源局不久前的回应，随着能源领域混合所有制改革和电力体制改革的深入，限制分布式能源的体制障碍将逐步清除，支持分布式能源发展的政策体系和市场环境也将逐步形成。

《依托能源工程推进燃气轮机创新发展的若干意见》指出：推进落实《能源发展“十三五”规划》、《电力发展“十三五”规划》和《加快推进天然气利用的意见》，提高天然气发电利用比重，加快培育和发展各类型燃气轮机的应用市场。根据区域冷热电需求大力发展天然气分布式多联供项目。支持用电负荷中心和风电、光伏发电端发展燃气调峰电站，提升电力安全保障水平和降低弃风弃光率。在大气污染防治重点地区结合热、电负荷需求和气源条件等有序发展燃气热电联产项目。支持利用煤层气、煤制气、高炉煤气等低热值气发电。依托天然气输送管线压缩站建设，推动驱动用燃机应用。通过推动国内各类型燃气轮机技术和产业进步，明显降低燃气轮机设备造价和维修服务费用。

1.1、“碳中和”提升非化石能源占比，煤炭短期仍是支柱

我国是世界上最大的能源生产国与消费国，同时也是最大的碳排放国，根据英国石油公司 BP 数据，2019 年我国二氧化碳排放量为 98.26 亿吨，全球占比 28.8%，位列第一。对煤炭的大规模利用是我国碳排放的主要来源，从能源结构来看，2019 年我国一次能源消费中，煤炭消费占比为 57.7%。因此，为实现“2030 年碳达峰、2060年碳中和”的承诺，能源减排以及低碳转型势必会对能源结构进行重塑。

“碳中和”实现路径可分三阶段有序实施。根据全球能源互联网发展合作组织发布的《中国 2060 年前碳中和研究报告》，我国实现全 社会 碳中和可分为三个阶段：（1）尽早达峰阶段（2030 年前）；（2）快速减排阶段（2030~2050 年）；（3）全面中和阶段（2050~2060 年）。根据国网能源研究院发布的《中国能源发展展望 2020》报告，能源消费产生的碳排放于 2025 年前后达峰，2035 年后进入快速下降通道，2050年单位 GDP 二氧化碳排放量将比 2005 年下降 90%以上。

提升非化石能源占比是实现“碳中和”承诺的关键。从我国做出“3060 碳达峰、碳中和”目标以来，多项国家层面的政策文件均对非化石能源占比的提升做出要求：

根据总书记在气候雄心峰会上的承诺，我国 2030 年非化石能源占一次能源消费比重将达到 25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到 12 亿千瓦以上；根据国家发改委发布的《“十四五”规划和 2035 年远景目标纲要》，2025 年非化石能源消费占比提高到20%左右，单位GDP能源消耗降低13.5%，单位GDP二氧化碳排放降低18%。

参考对于非化石能源消费占比、单位 GDP 能源消耗以及单位 GDP 碳排放量等已有的政策指引，我们对碳中和进程中的能源结构趋势进行预测。预计 2025、2030、 2050、2060 年四个关键时期，我国非化石能源消费占比可分别达到 20%、25%、60%、 80%；对应煤炭消费比重分别为 50%、45%、20%、6%。即在 2025 年煤炭消费占比降至总量的一半，在“碳达峰”之后的快速减排阶段，非化石能源会对煤炭加速替代。

煤炭需求或于 2030 年触及天花板，但短期内能源支柱地位不会动摇。根据国家统计局数据，2020 年全国能源消费总量为 49.8 亿吨标准煤，其中 56.8%为煤炭消费，约为 28.3 亿吨标准煤。在“碳中和”背景下，我们认为煤炭消费量或将呈先增后降趋势：短期内煤炭作为能源支柱仍有增长，但增速或持续放缓，预计于 2030 年前后伴随“碳达峰”而触及需求天花板，其后伴随风光电等非化石能源机组装机量的提升，火电占比下降，煤炭作为能源的消费量将持续下滑。短期来看（2035 年之前）根据国家发改委发布的“十四五”规划和 2035 年远景目标纲要，煤炭仍起到能源兜底的作用。短期内，风光电等清洁能源仍面临消纳、储能的问题，尚无法稳定供应电 力，“富煤、贫油、少气”的能源结构也决定了在国家积极降低能源对外依赖的战略背景下，在保障国家能源的安全稳定供应方面，煤炭作为国内能源压舱石的地位短期内无法替代。

CCUS 技术的未来突破或可为煤炭赢得发展空间。CCUS 技术即二氧化碳捕集、利用与封存技术，可将二氧化碳从排放源中分离后捕集、直接加以利用或封存，以实现碳减排。通过 CCUS 技术可以将二氧化碳资源化，目前主要包括二氧化碳制塑料以及二氧化碳驱油等方向。目前该技术由于高昂成本仍不能实现产业化和经济化，在“碳中和”政策背景下，随着研发力度的加大以及产业投资的加入，CCUS 技术或可迎来实质性的突破，为煤炭能源的利用赢得发展空间。

1.2、 “碳中和”加速推进行业供给侧改革

供改政策持续深化，行业集中度加速提升。根据中煤协制定的煤炭行业“十四五”发展规划，化解过剩产能、淘汰落后产能仍是下一阶段推动行业转型升级的重点任务，到“十四五”末，全国煤矿数量将减少到 4000 处左右。具体来看，煤炭产能将更多的集中在大型煤企手中，行业集中度仍有提升空间，并且伴随小产能加速退出单矿产能规模将进一步提升。2020 年，全国煤矿数量约 4700 处；国内前 8 家大型企业原煤产量为 18.55 亿吨，以产量计算 CR8 为 47.6%；平均单矿产能为 110 万吨。

另一方面，产能将进一步向资源禀赋好、开采条件好的西部地区集中，不具备大规模资源赋存、开采效率较差的东部、中部地区将持续发力退出落后产能。2020 年西部地区产量占比为 59.7%，中部地区占比为 33.4%，其余地区占比为 6.9%，由此可见，在“碳中和”背景下，全国产能供给仍有优化调整的空间。

能源产业集群化趋势也在促进煤炭产能向优势地区集中。国家发改委在《“十四五”规划和 2035 年远景目标纲要》文件中提到，将推动煤炭生产向资源富集地区集中，完善煤炭跨区域运输通道和集疏运体系，提高特高压输电通道利用率，建设一批多能互补的清洁能源基地。在“碳中和”背景下，能源产业集群化发展趋势将会加速，一方面集群化发展可有效发挥规模优势，充分提升能源生产及运输效率，同时可以高效地对能源碳排放进行集中控制，另一方面多能互补可有效保障能源供应的稳定性。

1.3、 “碳中和”助力龙头煤企突围

在“碳中和”压减煤炭消费占比的趋势下，我们认为动力煤价格中枢在长周期内或呈先升后降的趋势。2030 年之前，供给端收紧，需求端仍有增长，动力煤价受益紧平衡的供需基本面稳中有涨；2030 年之后，煤炭消费量开始下滑，对动力煤价格形成压制。

短期来看，供给收紧，龙头煤企受益定价优势。在 2030 年碳达峰前，煤炭需求仍有增长空间，而煤炭供给端在经历“十三五”供给侧改革之后产能增量受到政策约束，2018 年以来产量同比增速持续放缓，随着“十四五”加快推进中小产能退出，供给弹性相对难以释放，相比之下，需求增速或快于供给增速，因此会导致煤炭供需处于紧平衡状态。作为供给端的主要存量，龙头煤企的定价能力将得到提升，在优势煤价作用下获益。

长期来看，需求收缩，龙头煤企具备防御优势。在 2030 年碳达峰之后，由于非化石能源的加速替代作用，煤炭消费量或逐步下滑。需求端的持续收缩将会对煤价形成打压，势必会引起煤炭行业的竞争与变革。在这个阶段，龙头煤企通过资源禀赋，优质的开采条件，规模效应，以及高度机械化、智能化、信息化装备，所打造出的低成本优势将更能对冲煤价下行所带来的影响，从而保障盈利能力的稳定性和持续性。

2、 双焦行业：冶金刚需较难替代，碳中和或收紧供给

双焦之于钢铁短期较难替代。不同于动力煤消费可被清洁能源替代，炼焦煤与焦炭需求则与钢铁生产息息相关，焦炭作为还原剂仍是冶金刚需，较难通过其他技术工艺实现大范围替代。目前具备替代传统长流程炼钢潜力的技术工艺主要有短流程电炉钢和氢能炼钢技术，但均存在一定发展障碍，如电炉钢所需的废钢供应仍无法廉价获得，且电力成本较高经济性不足；氢能炼钢则面临氢气成本高昂，储氢较难等困境。长期来看，在“碳中和”政策背景下，传统炼钢的碳排放成本或将提升，而替代技术的突破降低成本或使传统炼钢失去成本优势，从而促使双焦需求下滑。但短期内，双焦在炼钢流程中仍较难替代。

“碳中和”背景下，钢材需求仍具备增长潜力。2016 年以来，钢铁行业不断深化供给侧改革，落后产能持续出清，供给端结构的到优化，伴随经济稳定增长，基建力度加大，国内粗钢及钢材产量重新进入持续增长通道。2020 年即使在新冠疫情冲击影响下，国内钢铁行业仍然实现了明显的产量正增长，钢铁消费量创下 历史 新高，全年新增钢铁消费高达 1 亿吨。“十四五”期间“两新一重”指引下新老基建共同发力，同时“碳中和”背景下特高压电网布局、风光电等清洁能源建设、新能源 汽车 普及等多方面贡献需求增长点，钢铁需求仍有增长潜力。虽然近期政策端提出控制钢产量以达到环保及减排的目的，但我们认为市场化原则应是主要手段，限产仅是手段而不是目的，控制钢产量应是长期目标，在需求具备增长潜力的基础上，对于产量的控制重心更多是在供给端过快增长以及产能结构优化调整等方面，高质量的供需匹配或是未来主要方向。

“碳中和”推动焦炭行业再度供改，供给收紧预期增强。2020 年焦炭行业去产能力度加大，多地政府出台相应政策，推进焦化环保改造规划任务按期完成，各主产地省份均加大了去产能力度，河北、山东、河南、江苏四省同比减产明显。2020 年全国焦炭累计产量为 4.71 亿吨，同比持平。根据 Mysteel 数据，2020 年或共计淘汰产能达 7600 万吨，实现产能净减少 2100 万吨左右，约占 2019 年总产能的 4%。“碳中和”背景下，政策对于新增产能的批复愈发严格。例如 2021 年 2 月内蒙古发布能耗“双控”规划，其中提到对新上焦炭项目实行能耗量等量或减量置换，不得突破现有能耗上限。可以预见，焦炭行业将面临存量减少、增量受限的供给格局，供给端收紧的预期增强。

紧供给格局铸就焦炭高盈利性。中长期来看，焦炭供给将处于收紧趋势，基本面利好焦价中枢上移。从 2020 年去产能过程中来看，焦炭价格在去产能收紧供给后快速上涨，焦企盈利性在供需改善过程中达到 历史 新高。“碳中和”背景下，焦化行业壁垒提升，将有利于巩固供给侧改革所带来的盈利改善。

焦煤集中度提升，或受益产业链价格传导。与动力煤供改逻辑同理，炼焦煤供给结构伴随去产能及产业整合也将得到优化，集中度得到提升。不同的是，炼焦煤由于其资源分布相对分散、产业链上下游联系紧密，主要呈区域性集中，主要为山西、安徽、贵州等地。由于焦炭价格中枢上移，在产业链价格传导作用下，焦煤价格或预期向好。

3、 投资建议：布局龙头，“剩”者为王

动力煤：短期煤炭需求仍处于增长阶段，“碳中和”背景下供给弹性难以释放，煤炭供需处于紧平衡状态，龙头煤企可在优势煤价作用下获益；长期来看，由于非化石能源加速替代，煤炭消费或逐步下滑，对煤价形成打压，龙头煤企通过资源禀赋，优质开采条件，规模效应，以及高度机械化、智能化、信息化装备，所打造出的低成本优势将更能对冲煤价下行所带来的影响，从而保障盈利能力的稳定性和持续性，中国神华、陕西煤业或将受益。另外，兖州煤业发展出海外扩张的独特路线，对澳洲煤炭资源的布局可助力其走出国内“碳中和”对煤炭的限制。

受益标的：中国神华、陕西煤业、兖州煤业

炼焦煤：“碳中和”将加速行业供给侧改革，炼焦煤由于其资源分布相对分散、产业链上下游联系紧密，主要呈区域性集中，主要为山西、安徽、河南、贵州等地。由于焦炭价格中枢上移，在产业链价格传导作用下，焦煤价格或预期向好。山西焦煤在山西国改深化背景下，有望凭借集团力量整合省内优质焦煤资源，进一步巩固焦煤龙头地位。盘江股份作为区域性龙头，在西南独立市场中的影响力将愈发凸显。

受益标的：山西焦煤、盘江股份

焦炭：“碳中和”背景下，焦炭存量减少、增量受限，供给将处于收紧趋势，行业壁垒提升，利好焦价中枢上移，将有利于巩固供改带来的盈利改善，存量中龙头焦企将具备更高盈利弹性。同时，龙头焦化企业在炼焦基础上积极延伸下游煤化工及精细化工产业，综合利用副产焦炉煤气发展氢能产业，顺应了“碳中和”背景下固碳减排以及清洁能源利用的趋势，可有效对冲焦化环节的碳排放，中国旭阳集团、美锦能源或将受益。另外，金能 科技 转型布局低碳低能耗的丙烷脱氢业务，开辟第二增长曲线，顺应“碳中和”趋势。 受益标的：金能 科技 、中国旭阳集团（H 股）、美锦能源。

4、 风险提示

非化石能源加速替代；

供给侧改革政策执行不及预期；

碳排放成本超预期；

10月份秦皇岛港5500大卡下水动力煤中长期合同价格754元/吨，同比上涨207元/吨、涨幅37.8%。1-10月份动力煤中长期合同价格均值630元/吨，同比上涨90元/吨、涨幅16.6%。动力煤市场价格大幅上涨。

9月30日，山西大同5500大卡动力煤坑口价1400元/吨，比8月末上涨490元/吨、涨幅53.8%，同比上涨990元/吨、涨幅241.5%。炼焦煤长协价格总体平稳。

9月份，山西吕梁部分十二级主焦煤合同价格1590元/吨，与8月份持平，同比上涨210元/吨、涨幅15.2%。炼焦煤市场价格明显上涨。

9月28日，CCTD山西焦肥精煤综合价格4055元/吨，比8月末上涨685元/吨、涨幅20.3%，同比上涨2825元/吨、涨幅230%。国际煤价大幅上涨。

拓展资料：

2021年前三季度煤炭经济运行情况。前三季度，在宏观经济持续稳定恢复、季节性煤炭需求旺盛、水电出力不佳等多重因素影响下，我国煤炭消费保持较快增长态势。

9月份原煤生产略有下降。生产原煤3.3亿吨，同比下降0.9%，比2019年同期下降1.8%，两年平均下降0.9%，日均产量1114万吨。进口煤炭3288万吨，同比增长76.0%。

国家能源局的数据表明，今年上半年我国的煤炭消费量增速在10%以上，前三季度也保持了很高的煤炭需求增长。然而今年前三季度，我国原煤产量增长只有3.7%，原煤产量2019年以来的两年平均增长只有1.8%。

煤炭行业在确保安全的前提下，全力以赴做好煤炭增产保供稳价工作，煤炭优质产能稳步释放，煤炭生产情况逐步改善，煤炭进口降幅持续收窄。总体上，煤炭市场供需偏紧，价格高位波动。

对于普通煤炭各地市场价格也不一，比如在湖南湘潭市湘乡市煤炭市场价是3250元一吨，在广东茂名市高州市煤炭市场价是3200元一吨，在广西崇左市扶绥县煤炭市场价是3200元一吨，在贵州安顺市紫云苗族布依族自治县煤炭市场价是3200元一吨，在陕西榆林市府谷县煤炭市场价是3500元一吨，在陕西榆林市神木市煤炭市场价是3500元一吨。

短短两个月的时间，煤炭价格开启了疯长之路，作为我国电力生产的主要保障，煤炭价格较年初的500~600元每吨上涨高点近2000元每吨，尤其是九月以来，全国煤炭尤其是东三省电力短缺，各地进行“拉闸限电”，甚至部分居民用电也受到影响。

从长三角到珠三角各大工业园区，都有停工限产的行政令，虽然其中有“能耗双控”的作用，但是与煤炭阶段性短缺也是分不开关系的。

煤炭涨价，两倍、三倍的翻倍涨，导致电厂亏损，生产积极性不高，从而导致用电短缺，目前，在煤炭高涨的带动之下，江苏、山东工业用电涨幅几乎到20%的顶格，都在19%多，让企业生产成本增加，部分加工企业两班倒改成一般制，以减少损耗。