全球能源格局重塑，煤炭还有多大空间？
过去十年，可再生能源装机量年均增速保持在两位数，但煤炭在全球一次能源占比仍稳居27%左右。国际能源署最新展望指出，到2030年东南亚与南亚新增煤电装机或超200吉瓦，意味着需求端并未“断崖式”下滑。换句话说，“去煤”不等于“无煤”，而是进入结构性调整期。
国内政策：双碳目标下的“压舱石”新定位
“先立后破”如何落地？
2024年《煤电低碳化改造建设行动方案》明确：现役机组“三改联动”——节能降耗、灵活性、供热改造同步推进。每度电煤耗若从300克降至280克，全国年可减碳超1.2亿吨，既保供又减碳。
产能置换与储备制度怎样影响价格？
- 新建煤矿必须“减量置换”，核增产能与关闭退出挂钩，防止无序扩张。
- 国家建立2亿吨可调度煤炭储备，淡旺季价差有望从300元/吨压缩至100元/吨以内。
技术革命：智能开采与碳捕集谁更快商业化？
5G+AI综采工作面普及率几何？
截至2023年底，全国已建成500余个智能化采煤工作面，人员减少50%、效率提升30%。但传感器、液压支架国产化率仅70%，核心芯片仍依赖进口。
CCUS成本何时降到可承受区间？
示范项目显示，捕集每吨CO₂成本约300元，若碳价突破100元/吨且政府补贴50元/吨，即可盈亏平衡。预计2027年前后进入规模化推广窗口。
需求侧：钢铁、化工之外的增量在哪？
现代煤化工能否成为第二增长曲线？
煤制烯烃、煤制乙二醇产能已分别突破1800万吨、1000万吨。国际油价若长期高于70美元/桶，煤化工路线经济性凸显，带动原料煤年增需求3000万吨。
氢能时代，煤炭如何分一杯羹？
煤气化制氢成本约0.8元/Nm³，低于电解水制氢的1.2元/Nm³。2030年前化石能源+CCUS制氢将占“灰氢”市场60%，煤炭仍是氢源主角之一。
价格与贸易：进口煤“天花板”在哪？
印尼、俄罗斯出口政策如何左右国内煤价？
印尼DMO（国内市场义务）比例若从25%提至30%，可供中国海运煤或减少2000万吨；俄煤受制裁转向远东港口，运输成本增加15美元/吨，间接支撑国内5500大卡煤价在800元/吨上方。
人民币结算能否重塑贸易格局？
2023年俄煤人民币结算占比已超40%，降低汇率波动风险3个百分点，吸引更多中小贸易商参与，长协煤与市场煤价差进一步收窄。
投资视角：哪些细分赛道值得提前布局？
- 智能化装备服务商：液压支架电液控系统、矿用防爆机器人。
- 碳资产管理：煤电CCER方法学重启后，单台百万机组年可创收2000万元。
- 低热值煤综合利用：煤矸石制建材、矿井水回用，政策补贴叠加减碳收益。
风险预警：需警惕的三大灰犀牛
极端天气：2022年川渝干旱导致水电缺口，煤电日耗激增20%，暴露系统脆弱性。
金融抽贷：部分银行将煤电列为“审慎类”，项目融资利率上浮50—80个基点。
技术替代：风光储一体化度电成本若跌破0.25元，煤电边际机组将被优先出清。
未来五年情景推演：高位平台期还是缓坡下行？
基准情景：2025—2029年国内煤炭消费量年均下滑1.2%，但总量仍维持在40亿吨上下；动力煤价格中枢700—850元/吨，化工煤溢价扩大至200元/吨以上。
激进情景：若储能技术突破，风光渗透率超50%，煤炭需求或提前于2027年见顶，价格跌破600元/吨，行业进入“成本竞争+产能整合”阶段。
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