2月27日，河南省印发《河南省减污降碳协同增效行动方案》。其中提到，要加快传统产业转型升级。支持建设国家工业资源综合利用示范基地、国家循环经济试点示范、国家大宗固体废弃物综合利用示范基地。支持钢铁、焦化、水泥等重点行业通过产能置换、装备大型化改造、重组整合，鼓励高炉—转炉长流程钢铁企业转型为电炉短流程炼钢工艺，引导钢铁、煤化工、水泥、铝加工、玻璃、耐火材料等行业实施绿色低碳转型升级。积极化解过剩产能，加快退出低端低效产能，按照国家产业结构调整指导目录及相关产业政策，坚决淘汰落后产能，推动重点行业、重点区域产业布局调整，实施城市建成区高污染企业退城入园和敏感区域、水污染严重地区高污染企业优化布局，利用综合标准，依法依规制定方案，推动落后产能退出。严禁在黄河干流及主要支流临岸一定范围内新建“两高一低”项目及相关产业园区。 原文如下： 河南省减污降碳协同增效行动方案 为深入贯彻党中央、国务院关于碳达峰、碳中和重大决策部署，落实省委、省政府工作要求，推动实现碳达峰、碳中和目标，制定本行动方案。 一、总体要求 （一）指导思想 以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻习近平生态文明思想和习近平总书记视察河南重要讲话重要指示精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，锚定“两个确保”，落实“十大战略”，以减污降碳协同增效为抓手，加强碳达峰、碳中和与生态环境保护工作统筹融合，推动我省绿色低碳转型发展。 （二）基本原则 坚持目标导向。围绕落实碳达峰目标与碳中和愿景，加强顶层设计，着力解决与新形势新任务新要求不相适应的问题，按照“先立后破、不立不破”原则，协同推动经济社会高质量发展和生态环境高水平保护。 强化统筹协调。将经济社会高质量发展与碳达峰、碳中和及生态环境保护统一谋划、统一布置、统一实施、统一检查，正确处理发展和减排、整体和局部、长远目标和短期目标、政府和市场等关系，建立健全统筹融合的战略、规划、政策和行动体系。 突出协同增效。把减污降碳作为源头治理的“牛鼻子”，协同控制二氧化碳与污染物排放，协同推进适应气候变化与生态保护等工作，深入打好污染防治攻坚战，促进碳达峰行动实施。 （三）目标指标 到2025年底，全省单位生产总值二氧化碳排放强度降低指标达到国家要求，空气环境质量持续改善，逐步建立以强度为主、总量为辅的二氧化碳排放控制体系，减污降碳协同管理机制初步建立，统筹融合工作格局基本形成。 到2030年前，全省单位生产总值二氧化碳排放强度持续下降，空气环境质量显著改善，减污降碳协同管理体系更加完善，能力显著提升，有力推动碳达峰目标实现。 二、重点任务 （一）协同推进生态保护源头控制 1. 加强生态环境分区管控。全面落实主体功能区战略，充分衔接国土空间规划分区和用途管制要求，将生态保护红线、环境质量底线和资源利用上线作为硬约束落实到环境准入单元，建立差别化的生态环境准入清单，坚决遏制“两高一低”项目盲目发展。推动涉“两高一低”项目有关行业专项发展规划和产业园总体规划依法开展规划环评，严格规划环评审查。在规划环评中开展碳排放评价试点，推动高耗能行业减污降碳协同控制和绿色低碳发展。（省生态环境厅牵头，省发展改革委、省工业和信息化厅、省自然资源厅、省政府国资委等按职责分工负责，各省辖市人民政府、济源市示范区、航空港区管委会负责落实〔以下各项任务均需各地政府落实，不再一一列出〕） 2. 推进绿色低碳产业发展。严格落实“两高一低”项目会商联审机制，按照产能置换、“三线一单”、煤炭消费替代、区域污染物削减等政策要求，强化项目环评及“三同时”管理。支持符合条件的新建、扩建“两高一低”项目采用先进的工艺技术和装备，单位产品能耗、物耗、水耗和污染物排放强度等应达到清洁生产先进水平。原则上严禁新增钢铁（不含短流程炼钢项目及钢铁压延加工）、电解铝、水泥熟料、平板玻璃、传统煤化工、焦化、铝用碳素、砖瓦窑、铅锌冶炼等行业产能，合理控制煤制油气产能，严控新增炼油产能。（省发展改革委、省工业和信息化厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省政府国资委等按职责分工负责） 3. 探索实施碳排放影响评价。把碳排放评价作为环境影响评价的重要内容，在环评文件中设置碳排放评价专章，开展碳排放量核算，落实区域和行业达峰行动方案、清洁能源替代、清洁运输、煤炭消费总量控制等政策要求，推动实现碳排放作为建设项目环评管理的约束指标，建立碳排放源头控制机制。按照国家统一部署，初步建立以绿色低碳为导向的重大经济、技术政策生态环境影响论证工作机制。（省生态环境厅牵头，省工业和信息化厅、省自然资源厅、省政府国资委等按职责分工负责） （二）协同推进能源领域减污降碳 4. 大力推动煤电结构优化调整。优化煤电项目布局，推进煤电“以大代小”、“以新换旧”容量替代建设；在豫东、豫南等电力缺口较大地区有序建设大型先进支撑性和调节性煤电项目，在存在重大供热缺口的区域新建保障性民生热电项目。严格控制燃煤发电机组装机规模，禁止新建自备燃煤机组，淘汰20万千瓦及以下且设计寿命期满的纯凝燃煤机组，积极推进30万千瓦及以上热电联产电厂供热合理半径范围内的燃煤小机组（含自备电厂）和燃煤锅炉整合退出。稳步推进许昌、平顶山等城区煤电项目“退城进郊（园）”，加快推进洛阳市主城区内燃煤电厂基本“清零”。推动具备上网条件的现役自备燃煤机组纳入电网统一调度。（省发展改革委牵头，省工业和信息化厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省农业农村厅、省政府国资委、国网河南省电力公司等按职责分工负责） 5. 积极支持新能源建设。积极推进风电、分布式光伏、生物质天然气等新能源建设，进一步提高太阳能、风能发电占比。支持豫北、豫东、豫中南、黄河两岸浅山丘等平价风电基地建设，集约高效开发风电基地。推动光伏利用与建筑一体化发展，推进能源供给体系清洁化低碳化。鼓励有条件的园区、厂区充分利用太阳能、风能、生物质能等可再生能源。推进发展氢能产业，加强氢能应用技术研发，培育氢能产储运用全产业链。因地制宜发展生物质能和地热能，推进郑州、开封、濮阳、周口4个千万平方米地热供暖规模化利用示范区建设。积极推进陕电入豫建设，谋划布局第四条直流特高压输电通道，拓展外气入豫通道，扩大油品输入规模。统筹布局加油、加气、充（换）电、加氢等设施，示范推广氢电油气综合能源站。（省发展改革委牵头，省工业和信息化厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省政府国资委、国网河南省电力公司等按职责分工负责） 6. 持续开展散煤治理。扩大清洁取暖试点城市范围，支持豫东、豫南等市争取中央财政清洁取暖资金。按照“宜气则气、宜电则电、先立后破、不立不破”原则，以乡镇为单元成片持续推进清洁取暖，落实电力、天然气保供和价格优惠补贴政策，有序稳步推进山区散煤清洁能源替代，平原地区散煤全部清零。全面淘汰35蒸吨/小时以下的燃煤锅炉及茶水炉、经营性炉灶等燃煤设施。持续加快供热管网建设，充分释放热电联产、工业余热等供热能力，淘汰管网覆盖范围内的燃煤锅炉和散煤。支持利用光伏、地热、生物质等可再生能源满足建筑供热、制冷及生活热水等用能需求。依法将整体完成清洁取暖改造并稳定运行的地区划定为高污染燃料禁燃区，加强监督检查，防止散煤复烧。加快推进种植业及农副产品加工行业重点企业燃煤设施清洁化能源替代，积极推进平顶山、许昌、南阳等市烟叶烤房电代煤，推动南阳、三门峡、驻马店等市食用菌企业“双改”工作。（省发展改革委、省财政厅、省工业和信息化厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省农业农村厅、省市场监管局、省政府国资委、省烟草公司、国网河南省电力公司等按职责分工负责） （三）协同推进工业领域减污降碳 7. 加快传统产业转型升级。支持建设国家工业资源综合利用示范基地、国家循环经济试点示范、国家大宗固体废弃物综合利用示范基地。支持钢铁、焦化、水泥等重点行业通过产能置换、装备大型化改造、重组整合，鼓励高炉—转炉长流程钢铁企业转型为电炉短流程炼钢工艺，引导钢铁、煤化工、水泥、铝加工、玻璃、耐火材料等行业实施绿色低碳转型升级。积极化解过剩产能，加快退出低端低效产能，按照国家产业结构调整指导目录及相关产业政策，坚决淘汰落后产能，推动重点行业、重点区域产业布局调整，实施城市建成区高污染企业退城入园和敏感区域、水污染严重地区高污染企业优化布局，利用综合标准，依法依规制定方案，推动落后产能退出。严禁在黄河干流及主要支流临岸一定范围内新建“两高一低”项目及相关产业园区。（省发展改革委、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省政府国资委等按职责分工负责） 8. 加大绿色环保企业支持力度。实施绿色制造工程，推广绿色设计，探索产品设计、生产工艺、产品分销以及回收处置利用全产业链绿色化，加快工业领域源头减排、过程控制、末端治理、综合利用全流程绿色发展。加快推行高能耗、高排放和资源型行业强制性清洁生产审核，逐步将碳排放指标纳入清洁生产审核，提升企业减污降碳效能。支持电力、钢铁、有色、建材、石化、化工、煤炭、焦化、纺织、造纸、印染、机械等重点行业节能减碳改造和绿色低碳领域科技创新，推广应用重大绿色低碳零碳负碳示范技术，建设绿色低碳产业示范园区等。（省发展改革委、省科技厅、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省政府国资委等按职责分工负责） 9. 深化工业窑炉污染深度治理。统筹推进重点行业大气污染深度治理与节能降碳行动。实施平板玻璃、耐火材料、有色金属冶炼、陶瓷、碳素、石灰、砖瓦窑等行业深度治理，鼓励支持现有使用高污染燃料的工业窑炉改用工业余热、电能、天然气等。支持以煤、石油焦、渣油、重油等为燃料的加热炉、热处理炉、干燥炉窑等基本改用工业余热、电能或天然气等；支持铸造（10吨/小时及以下）、岩棉等行业冲天炉改为燃气炉、电炉；支持陶瓷、石膏板、耐火材料等行业全面推广清洁能源替代。（省发展改革委、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省政府国资委等按职责分工负责） 10. 不断完善管理减排措施。推进钢铁、水泥、焦化等行业全工序、全流程、全时段超低排放改造，实行差别化电价水价政策。实施水泥、砖瓦窑企业常态化错峰生产。完善重污染天气预警、启动、响应、解除工作机制，针对不同治理水平和排放强度的工业企业，分类施策、精准减排，在重污染天气期间实行差异化环境管控措施，推动行业治理水平整体升级。绩效分级A级和引领性企业，可自主采取减排措施；B级及以下企业和非引领性企业，减排力度要达到国家和省有关规定要求；对新兴产业、战略性产业以及保障民生的企业，根据实际情况采取减排措施。加强消耗臭氧层物质和氢氟碳化物管理，加快使用含氢氯氟烃生产线改造，逐步淘汰氢氯氟烃使用。（省生态环境厅牵头，省发展改革委、省工业和信息化厅、省商务厅、省政府国资委等按职责分工负责） （四）协同推进交通领域减污降碳 11. 推动货运结构优化调整。加快发展公铁、铁水、空陆等联运模式，持续推进大宗货物“公转铁”“公转水”，积极加快铁路专用线进企入园，煤炭、矿石等大宗货物中长途运输推广使用铁路、水路或管道，中短途货物运输鼓励采用新能源车辆，城市货物运输主要采用新能源轻型物流车。钢铁、水泥行业新建置换项目应实现矿石皮带廊密闭运输，大宗物料产品清洁运输。全面实施重型车国六排放标准、非道路移动柴油机械第四阶段、船舶第二阶段排放标准。（省发展改革委、工业和信息化厅、省生态环境厅、省交通运输厅、省政府国资委、中铁集团郑州局按职责分工负责） 12. 推动城市绿色货运配送。持续巩固深化安阳国家绿色货运配送示范工程建设成果，继续推进郑州、许昌、济源示范区国家城市绿色货运配送示范工程建设创建工作，总结推广郑州、洛阳全国城乡高效配送试点建设经验，加快许昌、濮阳、鹤壁、兰考省级城乡高效配送试点建设。在郑州市和洛阳市探索建立铁路外部集中输送、新能源车内部配送的城市绿色配送体系，推动建材、农副产品、轻工医药等生产生活物资公铁联运。（省交通运输厅牵头，省发展改革委、省生态环境厅、省商务厅、省政府国资委、中铁集团郑州局按职责分工负责） 13. 加大新能源汽车推广力度。推动城市公共服务车辆、货运车辆、内河航运船舶、铁路运输电气化清洁化改造，新增公交车、市政环卫车全部使用新能源汽车，全省新增或更新的城市物流配送、邮政用车、出租车、网约车、公务用车、渣土车、水泥罐车等原则上全部使用新能源车辆。扩大氢燃料车应用场景，在钢铁等行业开展试点示范。（省发展改革委、省工业和信息化厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省交通运输厅、省商务厅、省政府国资委、省机关事务管理局按职责分工负责） （五）协同推进其他领域减污降碳 14. 推进城乡建设领域协同增效。优化城镇布局，合理控制城镇建设总规模，加强建筑拆建管理，推动新建建筑按照绿色建筑标准设计、建设、运行、管理，积极推进既有建筑绿色改造，大力发展装配式建筑，开展超低能耗建筑项目示范，鼓励各地探索实践近零能耗建筑、零碳建筑。加强生活垃圾填埋场渗滤液、恶臭和温室气体协同控制，选择一批温室气体产生量大的填埋场开展升级改造。因地制宜推进海绵城市建设与改造，城市新区、新建项目全部落实海绵城市建设要求；老城区结合旧城改造、积水点整治、黑臭水体治理、老旧小区改造和现有绿地功能品质提升等，积极实施海绵化改造。探索建立区域雨水排放管理制度，鼓励有条件的地方先行先试，将城镇雨洪排口纳入监测管理等日常监管。（省住房城乡建设厅牵头，省发展改革委、省自然资源厅、省生态环境厅按职责分工负责） 15. 推进农业农村领域协同增效。推行农业绿色生产方式，协同推进种植业、畜牧业、渔业节能减排与污染治理，推进周口国家农业高新技术产业示范区、平顶山市、济源示范区2个国家级农业绿色发展先行区和信阳市等13个省级农业绿色发展先行区建设。深入实施化肥农药减量增效行动，加强种植业面源污染治理，推动农膜污染治理行动，提高秸秆综合利用率，有效控制农田、畜禽养殖等农业活动温室气体排放。加强畜禽养殖废弃物污染治理和综合利用，强化污水、垃圾等集中处置设施环境管理，协同控制温室气体。（省农业农村厅牵头，省发展改革委、省生态环境厅按职责分工负责） 16. 推进水环境治理领域协同控制。实施河南省节水行动，大力推进工业节水改造，加强再生水回用配套设施建设，实施城市中水回用工程，开展水效“领跑者”企业，围绕钢铁、石化化工、造纸、印染等行业，推动创建一批工业废水循环利用示范企业，在石化化工、纺织、造纸等高耗水园区，推广示范一批工业园区产城融合废水利用工程。开展污水资源化利用，配套建设再生水利用系统，推进污水处理厂节能降耗，推广污水处理厂污泥沼气热电联产及水源热泵等热能利用技术。（省发展改革委、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省水利厅按职责分工负责） （六）协同推进绿色低碳循环发展 17. 积极推进绿色循环经济。推广许昌“无废城市”建设经验，加快推进郑州、洛阳、南阳、三门峡、兰考等地“无废城市”建设，加强废钢、废纸、废塑料、废旧轮胎、废有色金属、废玻璃等再生资源回收利用，推动尾矿、粉煤灰、冶炼废渣、煤矸石等工业固废替代建材原料。推进退役动力电池、光伏组件、风电机组叶片等新型废弃物循环利用。全面推进生活垃圾分类，积极推进农业废弃物、厨余垃圾无害化、资源化处置，减少有机垃圾填埋。（省发展改革委、省科技厅、省工业和信息化厅、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省农业农村厅、省商务厅、省市场监督管理局按职责分工负责） 18. 加强生态环境修复。科学推进国土绿化，推进太行山、伏牛山、桐柏—大别山生态屏障增绿，加快建设沿黄河、南水北调中线干渠、隋唐大运河及明清黄河故道、沿淮河等生态廊道，建设渠首高效生态经济示范区，持续增加森林面积和蓄积量，不断提升生态系统碳汇与净化功能。加强城市生态建设，科学规划、合理布局城市生态廊道和生态缓冲带。逐步建立基于自然的解决方案减缓和适应气候变化，协同推进生物多样性保护、森林湿地草地资源保护、山水林田湖草沙系统治理等相关工作，增强适应气候变化能力，提升生态系统质量和稳定性。积极推进陆地生态系统、水资源等生态保护修复与适应气候变化协同增效，协调推动农业、林业、水利等领域以及城市、生态脆弱地区开展气候变化影响风险评估，实施适应气候变化行动，提升重点领域和地区的气候韧性。（省发展改革委、省自然资源厅、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省农业农村厅、省林业局按职责分工负责） （七）协同推进碳排放交易市场 19. 持续开展温室气体排放核查。建立完善温室气体排放报告制度，组织年排放2.6万吨当量二氧化碳（或年消耗1万吨标煤）的电力、石化、化工、钢铁、建材、有色、造纸、航空的企业，在全国碳市场管理平台报告年度温室气体排放情况，开展企业碳排放数据现场核查，摸清企业碳排放底数，实施动态管理，科学组织引导企业进行碳减排技术改造、实施减碳项目，持续降低企业碳排放强度。（省生态环境厅牵头，省工业和信息化厅、省统计局按职责分工负责） 20. 积极参与碳排放交易市场。按照全国碳市场建设统一部署安排，积极做好全国碳市场系统开户、配额分配、数据核查、清缴履约等工作，利用市场机制，控制和减少企业二氧化碳排放，降低企业减排成本。积极推进全省发电行业进入全国碳市场交易，并逐步扩大市场覆盖范围。支持省属企业参与全国碳市场建设，推进全省工业企业绿色低碳发展。推进温室气体自愿减排交易机制，将国家核证自愿减排量纳入全国碳市场。（省生态环境厅、省工业和信息化厅按职责分工负责） （八）协同推进碳排放管理体系 21. 组织编制温室气体清单。实施温室气体清单编制常态化，准确掌握全省能源活动、工业生产过程、农业、土地利用变化和林业、废弃物处理等领域二氧化碳、氧化亚氮等温室气体排放情况，为实施碳达峰、碳中和行动提供科学支撑。（省生态环境厅牵头，省发展改革委、省工业和信息化厅、省住房城乡建设厅、省交通运输厅、省农业农村厅、省统计局、省林业局按职责分工负责） 22. 健全完善碳排放管理平台。充分发挥排污许可制在碳排放管理中的载体与平台作用。在全国环境信息管理平台，推动建设项目环评申报和审批、排污许可证管理、温室气体排放报送集成统一，动态更新和跟踪掌握污染物与温室气体排放、交易状况，实现污染物和温室气体排放数据的统一采集、相互补充、交叉校核，为污染物与碳排放的监测、核查、执法提供数据支撑和管理工具。协同考虑温室气体与污染物排放，完善排污许可管理行业范围和分类管理要求。（省发展改革委、省生态环境厅按职责分工负责） 23. 健全完善环境统计体系。协同开展温室气体排放调查，完善应对气候变化统计报表制度。加强消耗臭氧层物质与含氟气体生产、使用等专项统计调查。研究将应对气候变化有关管理指标作为生态环境管理统计调查内容。推动建立常态化的应对气候变化基础数据获取渠道和部门会商机制，加强与能源消费统计工作的协调，提高数据时效性。加强高耗能、高排放项目信息共享。生态环境状况公报进一步扩展应对气候变化内容，探索建立应对气候变化公报制度。（省生态环境厅、省发展改革委、省统计局按职责分工负责） （九）协同推进试点示范活动开展 24. 开展温室气体监测试点。开展温室气体监测，逐步纳入生态环境监测体系统筹实施。积极推进郑州市开展城市温室气体监测试点工作，建立信阳鸡公山、西峡伏牛山、郑州嵩山等3个大气科学观测高山站和洛阳栾川、信阳新县等2个环境空气背景站温室气体监测点，为提升更加全面的城市碳源汇监测水平和碳排放管理支撑能力做好前期准备。积极探索通过卫星遥感等手段，监测土地利用类型、分布与变化情况和土地覆盖（植被）类型与分布，支撑温室气体清单编制工作。（省自然资源厅、省生态环境厅、省林业局按职责分工负责） 25. 开展低碳试点示范活动。健全低碳试点评价体系，制定低碳试点申报评定工作方案。开展低碳试点县（市）、园区和企业创建，开展碳捕集封存利用和气候投融资低碳试点，加强低碳试点经验交流，形成可推广、可复制的低碳发展模式。积极推进大型活动碳中和的实施。（省委宣传部、省发展改革委、省财政厅、省工业和信息化厅、省生态环境厅按职责分工负责） 26. 推进绿色生活方式。倡导简约适度、绿色低碳的生活方式，从源头上减少污染物和温室气体排放。扩大绿色低碳产品供给和消费，完善绿色产品推广机制。开展绿色社区、绿色学校、绿色商场等创建活动。深入开展杜绝全社会浪费行动，推广绿色包装。引导公众优先选择公共交通、自行车和步行等绿色低碳出行方式。发挥党政机关与公共机构节能减排引领示范作用。探索建立“碳普惠”等公众参与绿色发展引领机制。（省委宣传部、省发展改革委、省教育厅、省财政厅、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省交通运输厅、省商务厅、省事管局按职责分工负责） （十）协同推进执法督察考核建设 27. 推动监管执法统筹融合。加强全国碳排放权交易市场重点排放单位数据报送、核查和配额清缴履约等监督管理工作，依法依规统一组织实施生态环境监管执法。鼓励企业公开温室气体排放相关信息，支持部分地区率先探索企业碳排放信息公开制度。加强自然保护地、生态保护红线等重点区域生态保护监管，开展生态系统保护和修复成效监测评估，增强生态系统固碳功能和适应气候变化能力。（省自然资源厅、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省林业局按职责分工负责） 28. 加强督察考核统筹融合。把碳强度降低目标作为约束性指标纳入国民经济社会发展规划，积极探索碳强度和总量双控制度。制定碳达峰碳中和目标责任评价考核机制，将碳强度、碳达峰碳中和目标任务落实情况纳入省委生态环境保护督察及污染防治攻坚战成效考核体系，对未完成目标任务的地方人民政府及其相关部门负责人进行约谈，压紧压实碳达峰、碳中和工作责任，督促推动各地完成碳达峰、碳中和目标任务。（省委组织部、省发展改革委、省生态环境厅、省统计局按职责分工负责） 三、组织保障 （一）加强组织领导。在省碳达峰碳中和工作领导小组办公室下设减污降碳协同增效工作专班，定期调度落实进展，加强跟踪评估和督促检查，协调解决实施中遇到的重大问题。各地要高度重视、周密部署，健全统筹和加强应对气候变化与生态环境保护相关工作的机制，确保落地见效。（省生态环境厅牵头，省发展改革委、省工业和信息化厅、省自然资源厅、省住房城乡建设厅、省交通运输厅、省水利厅、省农业农村厅按职责分工负责） （二）加强能力建设。着力提升地方各级党政领导干部和生态环境系统积极应对气候变化的意识。加强应对气候变化人员队伍和技术支撑能力建设。加大对碳达峰碳中和统计核算、宣传培训、项目实施等方面的资金支持力度。将应对气候变化经费纳入同级政府财政预算，落实相关经费保障政策。协调推动设立应对气候变化有关专项资金。（省委组织部、省发展改革委、省财政厅、省生态环境厅、省统计局按职责分工负责） （三）加强宣传引导。持续开展“六五环境日”“全国低碳日”主题宣传活动，充分利用例行新闻发布、政务新媒体矩阵等，广泛宣传生态文明理念，统筹开展碳达峰碳中和与生态环境保护宣传教育，组织形式多样的科普活动，弘扬绿色低碳、勤俭节约之风。鼓励和推动大型活动实施碳中和，对典型案例进行宣传推广。（省委宣传部、省发展改革委、省工业和信息化厅、省自然资源厅、省生态环境厅、省住房城乡建设厅、省交通运输厅、省水利厅、省农业农村厅按职责分工负责）

随着北半球的冬季开始步入尾声，欧洲（特别是西欧国家）的发电厂即将重回“嫌弃”煤炭的状态，不过这次主要算的还是经济账。 作为背景，欧洲TTF天然气近月合约本周一跌破50欧元/兆瓦时，价格只有去年八月的六分之一不到。与此同时，煤炭价格大致跌到接近160美元/吨，大概是去年夏天的一半。两者之间还有一个变量——欧洲碳许可交易价格于上周首次站上100欧元/吨，这些钱也可以理解为煤电厂需要额外支付的“碳排放税”。 （欧洲天然气价格快速回落，来源：ICE） 标普全球商品研究的能源分析师Sabrina Kernbichler解读称， 随着天然气价格回落至2021年底水平，部分地区能源效率达到55%的天然气发电厂，已经比效率40%的硬煤发电厂更有竞争力了。 烧天然气的价格优势，在日前交易市场和今年夏末的远期市场最为明显。 环境智库Ember总结道， 在去年特殊的宏观背景下，欧盟的煤电发电量走高了1.5%，新能源市场则是下降较大的一块。 煤炭消费的减少将帮助欧洲各国实现减排目标，特别是许多国家去年还斥巨资补贴这些污染大户。 Kernbichler进一步表示， 近几周欧洲低于平均水平的降雨，也令许多电厂担忧河流水位的降低，可能重演去年“运煤难”的状况，进一步推动电厂尽快用回天然气。 对于天然气卖家而言，有需求总比没有好。去年欧盟为了摆脱对俄罗斯天然气的依赖，火急火燎地将所有的储存措施全部装满。然而在暖冬等因素的影响下， 直到今年1月储存量水平仍然超过80% 。 当然，手里有天然气相关产品的投资者也必须注意， 在主流市场的预测模型中，天然气和煤炭在发电领域将携手步入下坡路。 根据标普能源对欧洲10个市场设定的模型，今年3至12月期间，这些地区用天然气发的电将同比减少15吉瓦，换算成比例大约为27%。同时使用硬煤发的电将减少2.5吉瓦（降20%）。欧盟多数国家目前仍减持“2030停用煤电”的目标。 （事实上欧洲煤电的发电量在去年底已经同比下降，来源：Ember） Ember数据研究主管戴夫·琼斯对媒体表示， 今年欧洲天然气发电量的下降幅度可能会令大家吃惊。 2023年的头25天里，欧洲的天然气发电量同比骤减37%。煤炭的命运早已敲定，接下来就看欧洲如何减少天然气的使用了。

2月27日，煤炭股逆市走强，截至14时58分，蒙古焦煤(00975)涨超3％，南戈壁-S(01878)、久泰邦达能源(02798)、力量发展(01277)、兖矿能源(01171)等股拉升跟涨。国盛证券表示， 当前煤炭板块已处于底部区域，随着煤价走强，板块亦有望随之上涨。 随着经济的边际修复和地产行业平稳健康发展，2023年动力煤市场总体呈现供需基本平衡但阶段性偏紧的格局，且煤炭市场仍面临诸多结构性矛盾，如铁路外运、动煤 " 双规制 "、海外不确定性等，均将对煤价形成较强支撑。 消息面上，据媒体报道，2月22日13时许，内蒙古阿拉善左旗新井煤业有限公司一露天煤矿发生大面积坍塌，造成人员伤亡。同时从权威部门获悉，内蒙古阿拉善盟左旗新井煤业有限公司一露天煤矿发生大面积坍塌，有工作人员和车辆被埋。国家矿山安监局内蒙古局已经启动事故救援一级响应，多支救援队正在救援。目前，当地煤矿已全部停产，进行安全隐患排查。 根据公开资料显示，内蒙古是世界最大的露天煤矿之一，也是我国重要的能源保障基地，按内蒙古能源局数据预测，2022年预计当地全年煤炭产量约12.2亿吨，完成煤炭保供任务9.5亿吨。 该事件对于国内期货双焦的影响，新湖期货公司研报分析认为，临近两会市场担忧内蒙甚至全国地区安检大幅走严，目前内蒙传出要求露天矿展开自查，山西吕梁与灵石地区也传出安检趋严消息，后续或带动双焦独立上行行情，盘面强震荡上行。 东吴期货研究院对此事件发表分析称，国家矿山安监局内蒙古局已经启动事故救援一级响应。 涉事的新井煤矿属于建设煤矿，产能90万吨，目前当地煤矿已全部停产。 东吴期货相关黑色系分析师表示，从产能上来看，新井煤矿停产对焦煤的供应量影响较小。但是当前，全国两会召开在即，各地区及相关部门被要求全面排查各类安全隐患，煤矿安全检查势必会有所加严，国产煤供应将有所缩减。除此之外，进口方面，受蒙古国节日影响，甘其毛都口岸于21日起闭关三天。而澳大利亚煤炭出口格局重塑，我国也未完全放松对澳煤的进口管控措施。目前澳大利亚出口到我国的煤炭量不仅少还有各种不稳定因素。进口煤也难以支撑焦煤供应。整体来看， 焦煤供应有紧缩的预期，但需求又正值好转之际，焦煤基本面短期偏紧，价格仍有上行驱动。 近期港口动力煤价企稳回升，双焦价格总体保持平稳，澳洲焦煤价格延续强势。秦港5500大卡煤价2月17日最新报价1009元/吨(本周累计回升19元/吨)。年度长协2月港口5500大卡煤价为727元/吨，同比+2元/吨或0.3%。有机构预计在2月下旬至3月动力煤价有望处于上涨通道。 进出口数据方面，2022年12月份，中国进口炼焦煤646.49万吨，占煤炭总进口量的20.92%，环比增加12.78%，同比减少13.66%。2022年全年中国累计进口炼焦煤6383.84万吨，同比增长16.71%。2022年12月份中国焦炭出口量为51.8万吨，出口量较11月份下降15.84%，较2021年12月增加17.46%。2022年焦炭出口量为895.10万吨，较2021年增加38.8%。 天风证券认为，煤炭供给增量或较有限。进口方面，海外能源危机尚未解决，能源市场预计仍维持紧平衡，海外煤价或仍维持高位，预计2023年进口煤数量同比2022年或有所减少。需求方面，在经济复苏和稳增长的背景下，基建、制造业和房建景气度或均有所回升，从而带动工业用电以及动力煤需求稳步扩张。综上所述， 在传统化石能源供给增量受限，需求稳增长的背景下，煤价具备较大上涨空间，煤炭行业供需格局或逐渐从2022年的供给总量宽松，向紧平衡演化。 根据2022年末国际能源署(IEA)发布的年度煤炭市场报告， 2022年全球煤炭消费量超过了2013年的峰值，再创新高；同时，全球煤炭发电量也刷新历史最高纪录。IEA还预测，直到2025年，全球煤炭需求都将维持在高位。 值得一提的是，受去年煤价高企影响，煤炭行业在2022年迎来了难得的“景气周期”。在已披露业绩预报的公司中，煤炭板块表现亮眼，多家企业业绩预增。其中，中国神华预计2022年归属于上市公司股东的净利润盈利687亿元至707亿元，盈利能力最强；兖矿能源预计2022年实现净利润约为308亿元，同比增长约89%。 中信证券指出，基本面而言，下游需求有所恢复，煤价预期改善。目前板块在估值及股息率的预期方面具备价值吸引力，随着短期市场风险偏好的下降以及后续潜在的宽松政策预期，板块短期或进入反弹阶段。 相关概念股： 中国神华(01088)：公司公告，1月煤炭销售量3010万吨，同比增长3.8%。商品煤产量2690万吨。预计2022年归属于上市公司股东的净利润盈利687亿元至707亿元。 兖矿能源(01171)：近日公司旗下营盘壕矿井及选煤厂项目顺利通过竣工验收，标志着兖矿营盘壕煤矿全面从建设型矿井向生产型矿井转变。预计2022年实现净利润约为308亿元，同比增长约89%。 兖煤澳大利亚(03668)：2022年三季度，公司销售煤炭平均实现价格为481澳元/吨，其中动力煤489澳元/吨，冶金煤434澳元/吨，环比增加31%，同比增加210%。 中煤能源(01898)：公司1月商品煤产量1099万吨，同比增长4.2%；商品煤销量2413万吨，同比下跌3.0%，其中自产商品煤销量1073万吨，同比下跌9.0%。

摘要 非传统路径下的再平衡 回顾2022年的全球动力煤市场，一方面俄乌冲突使得故有能源秩序被迫重塑，能源和电力短缺加剧，各国转向煤炭以解燃眉之急，海运动力煤市场价格与波动率双双走高。另一方面，作为国内能源供应的压舱石，煤炭的保供稳价持续推进。产量快速释放叠加煤价合理区间确立，内煤市场有波澜但无险。欧洲能源供应风险的外溢使得比较边际的国际海运煤市场在2022年成为了主角。地缘事件与极端天气等意外因素放大了新旧能源交替下能源供给能力不足的缺陷，海外煤炭行业经历了数年的低CAPX投入与去产能，供应弹性难以匹配需求变动，这是2022年煤炭行业的核心叙事。 2023年全球动力煤市场将踏上漫漫的再平衡之路，但该过程可能将不会完全遵循传统的大宗商品供求关系。价格已并非是调节煤炭供需的最主要因素，市场参与者对纯粹经济性的追求正在下降，相对地，各国对能源安全与绿色低碳转型的诉求在不断提升。在海外，即便煤价高企，煤炭生产商强劲的现金流也很难转化为对新产能的投入，“双碳”约束下煤炭行业低资本开支的格局难改，这将从未来的产能曲线上限制煤炭的供应弹性。在国内，保供稳价下煤炭供应与价格的相关性也将有所弱化，供应曲线将在保供、安全与环保之间寻求平衡。 另一方面，中长期的“双碳”愿景无碍煤炭在一段时间内依然是能源平衡和电力稳定的重要一环。煤炭在中国、印度等国依然是主体能源，出于对能源安全的考量，中、印等国仍然视煤炭为能源供应的压舱石，煤炭需求于相对经济增长的弹性依然较大。所谓能源安全，有两层意义，一是在供应链层面，两国将更多通过扩大或稳定自有产量以减少对外部资源的依赖，二是在电力系统稳定层面，煤电对于平滑可再生能源的波动性与季节性仍有一定意义。 因此，相比于2021年与2022年供应风险主导动力煤市场，对于2023年，我们认为需求端的不确定性可能更大。具体来看，疫后经济修复以及地产边际改善对水泥、冶金、化工等相关产业链的传导均将利好用煤需求，但节奏与修复仍需持续观察。制造业出口则可能受累与海外经济压力，但欧美通胀预期和加息节奏仍存变数、市场对衰退时点与程度仍有分歧。此外，天气一如既往是难以预测的因素，风光水等可再生能源的表现将左右煤电出力的多寡，超季节性的炎热或寒冷都将加剧用电压力。 在海外，俄乌余波尚存，能源市场的地缘风险依然高悬，以天然气为代表的能源风险未平，欧洲与日韩等地可能仍需煤炭阶段性填补能源缺口。但能源供应最紧张的时刻似乎已经过去，今冬温和气温与经济下行压力共同压制了能源价格。尽管代价高昂，但欧洲已接近完成了对俄罗斯能源进口的替代。海运煤市场也在逐步消化俄煤贸易重塑带来的供需摩擦。我们预计年内海外煤炭将趋于下行，高卡煤溢价也将大幅收缩。因此我们认为，今年煤炭市场的重心可能将回归国内，澳煤进口约束有所放松，印尼煤产量仍有上行空间，海运动力煤与内煤的价差可能将显著收窄。 2023年国内动力煤的供需将更趋于均衡 防疫政策优化与“稳增长”或将支撑2023年动力煤需求，但供应端的弹性也较为充足，因此我们认为在当前的产能条件下出现短缺的风险不大，全年动力煤价格中枢或趋于回落(1000元/吨，QHD Q5500)。但煤价在电厂补库与开工旺季时价格可能有阶段性上涨的压力，电厂长协煤覆盖率的提升使得现货煤消费的主要驱动因素在于水泥、化工等非电需求，而电厂在旺季来临前的补库行为亦会挤占部分现货煤资源。同时基于产能充分释放的前提下，电厂库存将会全年维持相对高位运行，这意味着煤市的季节性特征可能有所弱化，旺季可能不旺，但淡季也有可能不淡。此外，动力煤期货持仓量的大幅收缩也意味着现货煤价将更多反映现实层面的供需。这将有助于我们判断动力煤价格的年内走势。 正文 非传统路径下的再平衡 回顾2022年的全球动力煤市场，一方面俄乌冲突使得故有能源秩序被迫重塑，能源和电力短缺加剧，各国转向煤炭以解燃眉之急，海运动力煤市场价格与波动率双双走高。另一方面，作为国内能源供应的压舱石，煤炭的保供稳价持续推进。产量快速释放叠加煤价合理区间确立，内煤市场有波澜但无险。欧洲能源供应风险的外溢使得比较边际的国际海运煤市场在2022年成为了主角。地缘事件与极端天气等意外因素放大了新旧能源交替下能源供给能力不足的缺陷，海外煤炭行业经历了数年的低CAPX投入与去产能，供应弹性难以匹配需求变动，这是2022年煤炭行业的核心叙事。 2023年全球动力煤市场将踏上漫漫的再平衡之路，但该过程可能将不会完全遵循传统的大宗商品供求关系。价格已并非是调节煤炭供需的最主要因素，市场参与者对纯粹经济性的追求正在下降，相对地，各国对能源安全与绿色低碳转型的诉求在不断提升。在海外，即便煤价高企，煤炭生产商强劲的现金流也很难转化为对新产能的投入，“双碳”约束下煤炭行业低资本开支的格局难改，这将从未来的产能曲线上限制煤炭的供应弹性。在国内，保供稳价下煤炭供应与价格的相关性也将有所弱化，供应曲线将在保供、安全与环保之间寻求平衡。 另一方面，中长期的“双碳”愿景无碍煤炭在一段时间内依然是能源平衡和电力稳定的重要一环。煤炭在中国、印度等国依然是主体能源，出于对能源安全的考量，中、印等国仍然视煤炭为能源供应的压舱石，煤炭需求于相对经济增长的弹性依然较大。所谓能源安全，有两层意义，一是在供应链层面，两国将更多通过扩大或稳定自有产量以减少对外部资源的依赖，二是在电力系统稳定层面，煤电对于平滑可再生能源的波动性与季节性仍有一定意义。 因此，相比于2021年与2022年供应风险主导动力煤市场，对于2023年，我们认为需求端的不确定性可能更大。具体来看，疫后经济修复以及地产边际改善对水泥、冶金、化工等相关产业链的传导均将利好用煤需求，但节奏与修复仍需持续观察。制造业出口则可能受累与海外经济压力，但欧美通胀预期和加息节奏仍存变数、市场对衰退时点与程度仍有分歧。此外，天气一如既往是难以预测的因素，风光水等可再生能源的表现将左右煤电出力的多寡，超季节性的炎热或寒冷都将加剧用电压力。 在海外，俄乌余波尚存，能源市场的地缘风险依然高悬，以天然气为代表的能源风险未平，欧洲与日韩等地可能仍需煤炭阶段性填补能源缺口。但能源供应最紧张的时刻似乎已经过去，今冬温和气温与经济下行压力共同压制了能源价格。尽管代价高昂，但欧洲已接近完成了对俄罗斯能源进口的替代。海运煤市场也在逐步消化俄煤贸易重塑带来的供需摩擦。我们预计年内海外煤炭将趋于下行，高卡煤溢价也将大幅收缩。因此我们认为，今年煤炭市场的重心可能将回归国内，澳煤进口约束有所放松，印尼煤产量仍有上行空间，海运动力煤与内煤的价差可能将显著收窄。 总体而言，我们认为2023年国内动力煤的供需将更趋于均衡。防疫政策优化与“稳增长”或将支撑2023年动力煤需求，但供应端的弹性也较为充足，因此我们认为在当前的产能条件下出现短缺的风险不大，全年动力煤价格中枢或趋于回落(1000元/吨，QHD Q5500)。但煤价在电厂补库与开工旺季时价格可能有阶段性上涨的压力，电厂长协煤覆盖率的提升使得现货煤消费的主要驱动因素在于水泥、化工等非电需求，而电厂在旺季来临前的补库行为亦会挤占部分现货煤资源。同时基于产能充分释放的前提下，电厂库存将会全年维持相对高位运行，这意味着煤市的季节性特征可能有所弱化，旺季可能不旺，但淡季也有可能不淡。此外，动力煤期货持仓量的大幅收缩也意味着现货煤价将更多反映现实层面的供需。这将有助于我们判断动力煤价格的年内走势。 煤炭需求较经济增长仍有弹性 疫后经济修复将支撑电力消费增长 我们预计疫情政策优化后的经济修复将支撑2023年国内电力消费增长，同时火电增长相比于经济增速依然有一定弹性。我们用自上而下的方式去推导用电量增长，基于中金宏观组对2023年中国GDP增长5.5%的判断，我们预计2023年用电量将增长5.9%，相当于约1.07的电力消费弹性，较过去三年1.28的均值有所回落。 疫情三年电力消费弹性处于高位，尽管疫情对经济增长造成拖累，但能源消费韧性较高，一定程度上体现了中国经济增长对能源消费的依赖程度可能有所上升。究其原因，一是化工、建材、黑色、有色等传统高耗能行业受益于投资主导的经济恢复以及海外能源危机背景下的中国出口替代，增长较为强劲。二是数字经济与新能源制造等新业态能源消耗量也增长较快。数据显示高技术制造业(包括硅料制造、电子元器件、集成电路等行业)和高技术服务业(数据中心等)固定资产投资完成额累计同比持续走高。三是近几年下游电气化程度不断加深，譬如新能源汽车渗透率已接近30%。 此外，疫情和极端天气也对电力消费弹性产生一定扭曲，譬如2022年2季度疫情高峰期当季度电力消费弹性一度增长至5.1，这可能是因为疫情冲击下电力消费相比于GDP增长更具有刚性。过去几年极端温度愈加频繁也可能加大用电压力。 在疫情政策优化的背景下，考虑到2023年经济修复可能以国内消费带动为主(中金宏观预测2023年社零消费总额增长7.7%，下同)，而高耗能产业可能受累于出口压力(2023年出口增速预测-3.3%)，我们预计今年电力消费弹性或较前几年有所回落。但电气化水平继续提升、基建支出强度维持高位、地产边际回暖等因素可能也将对电力消费弹性形成一定支撑。另外，今年夏天天气情况亦存不小变数。 风光水占比继续回升，但火电增长拐点未到 近几年风光装机量与发电量持续增长，对火电形成替代，但2021、2022两年水电则受制于来水较差出力较弱。总的来看，国家统计局数据显示2022年火电占总发电量的比重约为69.8%，较2021和2020年分别下滑约1.3个和1.4个百分点。与此同时，风、光占比已上升至10.9%(2021：9.2%、2020：7.5%)，水电占比则下滑至14.3%(2021：14.6%、2020：16.4%)。 我们预计2023年风光的占比将继续回升，对火电进一步形成替代。根据去年底的国家能源工作会议与中电联《2023年度全国电力供需形势分析预测报告》，2023年底并网风电装机量将达到4.3亿千瓦、并网太阳能发电装机量将达到4.9亿千瓦。同时，随着中国电力市场化改革的不断推进，电力系统对可再生能源的消化能力可能趋强。我们假设年内风光均匀装机，且利用小时数较近三年保持稳定，我们预计2023年我国风电发电量或将同比增长13%，太阳能发电量同比增长26%。 水电方面，近几年水电装机量虽有所提升，但利用小时数却受制于降雨少、来水较差等因素，我们看到2022年水力发电量较2020年甚至下滑了1%，同时期装机量提升了4322万千瓦(+11.7%)，但利用小时数却下滑了约403小时(-10.5%)。我们按照中性预测今年来水情况，即水力发电利用小时数与2019年同期基本持平，我们预计今年水电发电量较去年的低基数可能同比增长13%左右。但气候条件可能仍是水力发电量最大的下行风险。因去年下半年降雨偏少未能有效蓄水，我们看到当前三峡水位处在历史同期低位。近期水电大省云南也因降雨偏少，上游来水减少，怒江干流水位持续下降，再次出现了工业限电的情况。 火电方面，虽然风光水持续形成替代，但我们认为当前风光水增量并不足以覆盖全部用电增量，火电拐点尚未至，我们预计2023年火电耗煤同比将增长2.6%，消耗实物动力煤24.26亿吨。可再生能源在电力系统渗透率的提高将放大其间歇性、波动性的缺陷，化石能源作为天然的能源储存介质，在储能技术大规模应用前，电力的需求与供应两端的匹配仍将依赖煤炭。 地产边际回暖对非电用煤的拉动仍待观察 冶金和建材用煤方面，需求主要受高炉炼铁(喷吹煤)与水泥生产驱动，而背后主要是地产与基建开工及制造业需求。我们预计2023年生铁和水泥产量同比下滑约1个百分点和持平。我们对今年地产相关需求仍持较为谨慎的态度，地产需求侧的回暖向施工侧的传导尚需时日(中金地产组预计2023年新开工面积同比下滑5.6%，房地产投资同比持平微跌0.6%)。基建支出可能维持旺盛，对地产侧的钢材与建材需求形成一定对冲。制造业钢需则面临着出口压力与国内制造业投资的拉锯。另外，生铁产量还面临着今年废钢产出修复下的替代效应。化工用煤方面，煤价下行可能改善煤化工企业利润，我们预计2023年煤化工企业需求增量或达5%。 总的来看，我们预计2023年广义动力煤(不考虑炼焦煤)的消费量同比可能增长约2.1%。干旱、极端气温等气候条件的波动则可能对煤炭需求造成一定上行风险。从一次能源消费结构来看，据国家统计局2022年煤炭占一次能源消费的比重逆势提升了0.2个百分点，而石油与天然气比重合计下降了1个百分点，非化石能源比重消费上升了0.8个百分点。去年油、气价格大涨的情况下，在工业侧可能出现了煤炭替代油、气的情况。随着油、气价格有所回落，叠加新能源渗透率进一步提高，我们预计煤炭占一次能源的消费比重或将有所回落。 供应的价格弹性可能有所弱化 国内煤炭产量或将继续增长，关注安监压力 国内供应方面，我们预计国内煤炭产量或将进一步增长。2022年我国原煤、动力煤、炼焦精煤产量分别为44.96亿吨、37.05亿吨和4.94亿吨，同比分别增加了10.4%、9.0%和0.7%。主要煤炭产地省份中，晋、陕、蒙等已经公布2023年煤炭产量目标，山西省目标产量13.65亿吨(同比增加5785万吨)、陕西省目标产量7.5亿吨[(同比增加396万吨)、内蒙古自治区目标产量12.5亿吨(同比增加7590万吨)、新疆维吾尔自治区计划新增外输800万吨，输电60亿千瓦时，两项折合实物煤约1070万吨。据此我们预计晋陕蒙新四省份合计增产可能在1.5亿吨左右。 从全国范围来看，若以2022年11月的历史最高日均原煤产量1304.4万吨作为产能上限，全年产量最高可达47.6亿吨。但考虑到煤炭生产的季节性，以及高强度生产下安全压力俱增，高产能利用率难以持续，该假设显然过于理想化。我们预计全年原煤产量增量可能在1.6亿吨左右。从结构上看，动力煤价格回落或将导致部分炼焦配煤回流至焦煤端，增加焦煤供应。综合以上分析，我们预计2023年全年原煤产量同比增长3.6%，动力煤产量同比增3.2%，炼焦精煤产量同比小幅微增。 煤炭进口或有小幅提升空间 2022年我国煤及褐煤进口总量2.93亿吨，同比减少3036万吨(-9.4%)，海外煤价相比于国内的高溢价是抑制进口的主要原因。分国别看，印尼上半年减量较为明显，俄煤与蒙煤进口一定程度上受益于零关税，俄煤向国内出口增量提升较快，蒙煤进口也恢复至了2020年的水平以上。 展望2023年，煤炭自产量的提升或对煤炭的进口需求形成一定挤压，但煤炭进口的核心因素仍在于海内外价差。受近期欧洲天然气价格大幅下跌影响，高热值海运煤价格近来亦显著回落。虽然最难熬的冬天似乎已经过去，但俄乌余波尚存，地缘风险高悬，海外能源压力仍在，西方对俄化石能源禁运后的结构性矛盾未被完全消化，天然气价格的波动中枢可能依然处在相对高位，煤炭对于欧洲与日韩等地区填补高价天然气缺口与新能源不稳定可能仍存一定意义。印尼煤等低热值煤需求亦有印度与国内的进口支撑。我们预计随着海外制造业有所复苏，海外煤炭价格在短期内可能也将逐步企稳。 因此，全年来看，国内外煤炭价差或较去年明显收窄，但我们预计海外煤炭价格可能也难以出现显著价格优势。煤炭进口关税自2023年4月1日起亦将恢复，或将进一步限制了除印尼煤与澳煤之外的煤种的进口套利空间。 我们预计全年煤炭进口或有小幅增长。分国别看，印尼煤对中国进口或随其产量增长进一步上升，俄煤贸易向东转移的趋势将继续，但运力或形成一定瓶颈，澳煤进口约束有所放松，但政策不确定性仍存，同时澳煤价格并不具备明显优势，短期内进口量可能难以放量。 印尼是中国最大的煤炭进口国，2022年占总进口量约58%。据印尼能矿部，2022年实际煤炭产量达6.85亿吨，同比增长约11.6%，煤炭出口或达到4.94亿吨[9]，创历史新高。2023年印尼计划生产和出口6.95亿吨和5.18亿吨煤炭，较前一年进一步提升。随着印尼进口潜力的提升，我们预计中国自印煤炭进口可能会进一步提升。但我们提示关注潜在的出口政策风险与热值下滑的问题。 俄罗斯方面，欧洲对俄禁运导致俄煤贸易出现重塑，全年俄罗斯煤炭出口出现一定下滑，但对印度、中国等地出口不断增加。2022年俄罗斯煤炭产量总计4.44亿吨，略有增长，煤炭出口2.11亿吨，同比下降7.5%。2022年我国进口俄罗斯煤炭6806万吨，同比增加1107万吨(19.4%)。展望2023年，我们预计俄煤进口可能进一步增长，但运力瓶颈可能限制俄煤向东方转运，俄罗斯已寄希望于减免煤炭出口税政策与新建铁路项目从而继续扩大出口。 澳大利亚方面，据IEA预计，在暴雨影响下2022年澳大利亚煤炭产量约4.46亿吨，同比下降5.1%。根据Australian government's Office of the Chief Economist -OCE发布的2022年4季度《资源和能源季报》，2022年澳大利亚煤炭出口量为3.43亿吨，同比下降5%。我们预计随着煤矿积水情况的缓解，2023年澳大利亚的煤炭产量与出口量或有一定反弹。澳煤进口约束自今年初出现部分放松，但我们预计对澳煤进口短期内仍不会有显著增量。一方面澳煤进口渠道仍比较有限，另一方面，高卡海运煤的稀缺性使得澳洲煤可能并无价格优势。过去几年澳洲煤炭出口结构出现较大变化，资源重新分配也需时日。 蒙古方面，2022年我国从蒙古进口煤炭3105万吨，相比于2021年的低基数同比增长了93.2%，其中炼焦煤2561万吨，同比增加1157万吨(82.5%)。我们预计2023年蒙煤进口可能随着疫情政策优化与基建提升有进一步的增长空间。塔本陶勒盖煤矿-嘎顺苏海图口岸的铁路已于去年通车，但进口潜力的释放仍有待嘎顺苏海图/甘其毛都口岸跨境铁路的建成。但政策变动对蒙煤进口量价的影响仍待观察。据中国煤炭资源网消息，2月份开始，蒙古珍宝塔本陶勒盖公司(ETT)将停止与中国买家直接签署销售协议，转而通过蒙古国证券交易所进行合同拍卖，同时其他煤炭企业也将从坑口价结算转为边境价结算。 2023年价格中枢或将继续回落 从基本面的角度来看，2023年煤炭需求虽仍有增量，但供给侧弹性亦比较充足，因此我们认为在当前的产能条件下出现短缺的风险不大，供需可能进一步趋于宽松，我们预计2023年动力煤的价格中枢或较前几年进一步回落(1000元/吨，QHD Q5500)，但煤价在电厂补库与开工旺季时价格可能有阶段性上涨的压力。极端天气与安监压力可能分别是需求侧与供给侧的主要风险来源。从价格的年内走势来看，我们预计自一季度末起，下游复工复产可能对煤价形成一定带动，但夏季煤价向上动力或比较有限。三季度地产开工企稳修复或对价格形成一定支撑，在四季度度过电厂补库阶段后价格或将走弱。 需要注意的是，市场煤价的供需情况可能并不如平衡表所体现的那么宽松。随着电厂长协煤比重的不断提升，现货煤炭供应可能并不一定同步增长。另一方面，市场煤的需求主要取决于建材、冶金、化工等非电用煤，以及电厂在补库阶段的现货煤采购需求。因此动力煤的消费旺季(冬、夏)往往是市场煤的消费淡季，这一时段的煤炭消费的保障主要依靠电厂去库来满足。非旺季电厂的补库需求也无法在平衡表内体现。

摘要 非传统路径下的再平衡 回顾2022年的全球动力煤市场，一方面俄乌冲突使得故有能源秩序被迫重塑，能源和电力短缺加剧，各国转向煤炭以解燃眉之急，海运动力煤市场价格与波动率双双走高。另一方面，作为国内能源供应的压舱石，煤炭的保供稳价持续推进。产量快速释放叠加煤价合理区间确立，内煤市场有波澜但无险。欧洲能源供应风险的外溢使得比较边际的国际海运煤市场在2022年成为了主角。地缘事件与极端天气等意外因素放大了新旧能源交替下能源供给能力不足的缺陷，海外煤炭行业经历了数年的低CAPX投入与去产能，供应弹性难以匹配需求变动，这是2022年煤炭行业的核心叙事。 2023年全球动力煤市场将踏上漫漫的再平衡之路，但该过程可能将不会完全遵循传统的大宗商品供求关系。价格已并非是调节煤炭供需的最主要因素，市场参与者对纯粹经济性的追求正在下降，相对地，各国对能源安全与绿色低碳转型的诉求在不断提升。在海外，即便煤价高企，煤炭生产商强劲的现金流也很难转化为对新产能的投入，“双碳”约束下煤炭行业低资本开支的格局难改，这将从未来的产能曲线上限制煤炭的供应弹性。在国内，保供稳价下煤炭供应与价格的相关性也将有所弱化，供应曲线将在保供、安全与环保之间寻求平衡。 另一方面，中长期的“双碳”愿景无碍煤炭在一段时间内依然是能源平衡和电力稳定的重要一环。煤炭在中国、印度等国依然是主体能源，出于对能源安全的考量，中、印等国仍然视煤炭为能源供应的压舱石，煤炭需求于相对经济增长的弹性依然较大。所谓能源安全，有两层意义，一是在供应链层面，两国将更多通过扩大或稳定自有产量以减少对外部资源的依赖，二是在电力系统稳定层面，煤电对于平滑可再生能源的波动性与季节性仍有一定意义。 因此，相比于2021年与2022年供应风险主导动力煤市场，对于2023年，我们认为需求端的不确定性可能更大。具体来看，疫后经济修复以及地产边际改善对水泥、冶金、化工等相关产业链的传导均将利好用煤需求，但节奏与修复仍需持续观察。制造业出口则可能受累与海外经济压力，但欧美通胀预期和加息节奏仍存变数、市场对衰退时点与程度仍有分歧。此外，天气一如既往是难以预测的因素，风光水等可再生能源的表现将左右煤电出力的多寡，超季节性的炎热或寒冷都将加剧用电压力。 在海外，俄乌余波尚存，能源市场的地缘风险依然高悬，以天然气为代表的能源风险未平，欧洲与日韩等地可能仍需煤炭阶段性填补能源缺口。但能源供应最紧张的时刻似乎已经过去，今冬温和气温与经济下行压力共同压制了能源价格。尽管代价高昂，但欧洲已接近完成了对俄罗斯能源进口的替代。海运煤市场也在逐步消化俄煤贸易重塑带来的供需摩擦。我们预计年内海外煤炭将趋于下行，高卡煤溢价也将大幅收缩。因此我们认为，今年煤炭市场的重心可能将回归国内，澳煤进口约束有所放松，印尼煤产量仍有上行空间，海运动力煤与内煤的价差可能将显著收窄。 2023年国内动力煤的供需将更趋于均衡 防疫政策优化与“稳增长”或将支撑2023年动力煤需求，但供应端的弹性也较为充足，因此我们认为在当前的产能条件下出现短缺的风险不大，全年动力煤价格中枢或趋于回落(1000元/吨，QHD Q5500)。但煤价在电厂补库与开工旺季时价格可能有阶段性上涨的压力，电厂长协煤覆盖率的提升使得现货煤消费的主要驱动因素在于水泥、化工等非电需求，而电厂在旺季来临前的补库行为亦会挤占部分现货煤资源。同时基于产能充分释放的前提下，电厂库存将会全年维持相对高位运行，这意味着煤市的季节性特征可能有所弱化，旺季可能不旺，但淡季也有可能不淡。此外，动力煤期货持仓量的大幅收缩也意味着现货煤价将更多反映现实层面的供需。这将有助于我们判断动力煤价格的年内走势。

天元锰业电厂不仅承担着国网供电和企业生产用电的任务，还承担着中宁县城区80%的供暖任务，煤炭日需求量达13000吨以上。为解决煤炭供应紧张、困扰生产的问题，集团经营总部主动作为，与新疆宜化矿业公司、新疆乾元鸿润能源有限公司签订了长期保供协议。2月19日，随着“疆煤入宁”首趟专列顺利抵达中宁火车站，彻底扭转了集团电煤供应不足的局面。 现场主持人任娜表示，我现在所处的位置是中宁火车站，在我身后停靠的是首趟“疆煤入宁”的集装箱专列。这趟专列有54节车厢，满载了3400吨电厂保供煤炭，从新疆喀谷站出发，途经甘肃柳园、嘉峪关、张掖、武威、中卫迎水桥，历经48小时，顺利抵达中宁火车站。 天元锰业是以锰产业为实体的一家国际化、专业化、集约化的大型企业集团，电能是电解锰生产中最大能耗。受煤炭供应紧张和价格居高等因素影响，集团各电厂发电用煤一直供应不足。“疆煤入宁”专列的顺利开通，彻底扭转了集团电煤供应不足的局面，对于保障集团工业生产用电及中宁城区冬季供暖长期稳定，具有良好的经济效益和社会效益。 经营总部副总经理徐海洋表示，自发电三厂全面投产以来，集团生产所需的煤炭大量增加，加之价格居高不下，造成了供应紧张的局面。首趟“疆煤入宁”的专列到站后，将由集团公司的运输车辆转运至各个电厂和用煤单位，从而形成了公铁联运的有效衔接，也实现了从煤矿、车站、厂区的高效率、低成本、零损耗的物流运输全过程，今后我们将根据协议，每天从新疆发两趟专列，充分保障集团生产所需的煤炭供应。 一年之计在于春，抖擞精神启新程。伴着“疆煤入宁”这缕春风，集团广大干部员工将锚定目标、扎实苦干，为全面实现年度经营目标和集团高质量发展再建新功！ 推荐阅读： 》焦炭有涨价预期  焦企开工略有增加【SMM分析】

今日港股煤炭股走高，其中兖矿能源(01171.HK)、兖矿澳大利亚(03668.HK)、中煤能源(01898.HK)分别上涨6.40%、3.53%、2.69%、 注：煤炭股表现 据《内蒙古日报》报道，2月22日13时许，内蒙古阿拉善左旗新井煤业有限公司一露天煤矿发生大面积坍塌，造成人员伤亡。同时从权威部门获悉，内蒙古阿拉善盟左旗新井煤业有限公司一露天煤矿发生大面积坍塌，有工作人员和车辆被埋。国家矿山安监局内蒙古局已经启动事故救援一级响应，多支救援队正在救援。目前，当地煤矿已全部停产，进行安全隐患排查。 根据公开资料显示，内蒙古是世界最大的露天煤矿之一，也是我国重要的能源保障基地，按内蒙古能源局数据预测，2022年预计当地全年煤炭产量约12.2亿吨，完成煤炭保供任务9.5亿吨。 机构称短期煤炭有望上行 对此市场人士表示，主产区全面安全检查工作会影响煤炭产量，可能会刺激电厂和其他主体囤积煤炭，煤炭供需紧张加大，煤炭价格料将大幅度抬升。 新湖期货公司也指出，临近两会市场担忧内蒙甚至全国地区安检大幅走严，目前内蒙传出要求露天矿展开自查，山西吕梁与灵石地区也传出安检趋严消息，后续或带动双焦独立上行行情，盘面强震荡上行。