煤炭行业专题报告：煤炭增产保供政策运行框架及对供给的影响

（报告出品方/作者：信达证券，左前明、李春驰）

一、2021 年以来政策密集出台，煤炭增产保供责任重大

2021 年以来，我国煤电阶段性供应紧张问题突出，煤炭等能源价格创多年来新高，国际政 治经济形势具有较大不确定性，党中央、国务院密集出台系列煤炭增产保供和市场调控政策， 有力推动能源安全保供。保障煤炭供应涉及国内煤炭增产、铁路运力调度和煤炭进口等诸多 方面，本文重点从煤炭生产规律和煤炭企业经营思路等视角，系统分析增产保供政策运营框 架和对煤炭供给的影响。

1．2021 年以来煤价超预期上涨，煤炭供给不足问题凸显

煤炭价格超预期增长。以秦皇岛港 5500 大卡动力煤为例，2021 年 1-2 月煤炭价格小幅下 跌后，于 3 月启动上涨，快速由低点 567.5 元/吨飙升至 2592.5 元/吨，最高涨幅达 3.57 倍；10 月下旬，国家发改委出台系列稳价控价政策后，煤价大幅回落至 1000 元/吨左右；2022 年年初，煤价下跌至最低点 790 元/吨后小幅波动上涨；直至 2022 年 5 月 1 日以后动力煤 价格设置明确的长协价和市场价合理区间，动力煤价格维持相对稳定，但价格依旧处于高水 平。截止 6 月 30 日，秦皇岛港 5500 大卡动力煤市场价 1250 元/吨，为 2021 年同期 1.27 倍，为 2019 年同期的 2.2 倍，年度复合增长率为 60.13%。在此期间，煤炭开采洗选指数 （中信）在 2021 年年初小幅下跌后，由 2 月 5 日的 1614 持续上升至 9 月 22 日的 3370， 随后因国家发改委对煤炭价格管控之后降至 11 月 30 日的 2420，并在今年以来最高飙升至 3727，较 2021 年最高点再次上涨 357 点。

煤炭供应不足矛盾凸显，且初期保供效果不明显。2021 年 1-2 月，在 2020Q4 以来煤矿产 地持续生产，保障下游冬季用煤的惯性影响下，煤炭供给较充足，下游需求平稳，带动煤价 下行。2021 年 3-9 月，随着下游制造业迅速恢复和“迎峰度夏”临近，煤价开始上涨，煤 炭库存迅速降低（以内陆 17 省动力煤终端用户库存为例，由年初的 5928 万吨迅速下降至 4536 万吨）煤炭供给不足问题逐步凸显。

2021Q4 以来煤炭产量明显增加但仍未彻底解决供应不足的问题。2021Q4 以来在增产保供政策的大力实施下，原煤产量明显上升，第四季度累计生产原煤 11.1 亿吨，占全年产量约 27.3%，其中月度原煤产量分别为 3.6 亿吨、3.7 亿吨、3.8 亿吨，同比增长为 4%、4.6%、 7.2%。直至 2022 年 1-5 月，月度原煤产量一直保持较高水平，月度原煤产量均值为 36288 万吨，较 2021 年同期均值 32240 万吨增长 12.55%，原煤产量累计 18.14 亿吨，较 2021 年同期 16.21 亿吨增长 11.91%。2022 年以来，内陆 17 省动力煤终端用户库存由年初的 7855 万吨迅速下降至 5849 万吨，虽高于往年同期，但主要原因是增产保供系列政策的实 施使得煤炭全面保障电煤供应，电煤现货市场供应短缺，且上半年上海、北京等主要经济体 受疫情影响下游需求明显下降，影响煤炭消费日耗。在下半年经济稳增长和下游需求恢复的 情况下，煤炭供需仍存偏紧风险，仍需继续挖潜煤炭产量，确保顺利“迎峰度夏”，保障能 源供应安全。

二、增产保供政策实施涉及多方主体，实际效果受多方面因素影响

1．增产保供政策实施涉及不同相关方，各方关注重点不同

煤炭增产保供政策的传导和实施涉及不同的主体，每个主体都有各自的诉求，增加了政策运 行的复杂性。通过大致梳理，主要涉及五类不同主体。煤炭生产主管部门，主要包括发改委、能源局、自然资源部、生态环境部、应急管理部、国 家矿山局等。发改委和能源局负责煤矿建设项目的核准，重点是保障煤炭供应充足、价格合 理，避免出现“拉闸限电”现象，影响经济发展；生态环境部和应急管理部负责办理煤矿项目环评和安全生产许可证，重点是防止出现安全生产事故和负面环保性事件，维护煤炭行业 安全环保形势稳定；自然资源部负责办理采矿许可证，支持煤炭采矿权开发建设。

煤炭企业股东，主要包括国资委、地方政府和民营资本等。国资出资人重点是维护国有资产 保值增值，推动社会经济发展；地方政府尤其是煤炭资源型城市重点是深化改革，促进煤企 带动区域经济和能源转型升级，如山西能源综合改革示范区，以及化解煤炭产业发展过程中 形成的区域性金融风险和历史遗留问题，如山西、河南、河北、东北等资源趋枯竭、地方煤 企负债高盈利弱的省区。民营资本大部分是注重提升经济效益，追求经济利益最大化。煤炭生产企业，主要包括国有企业和民营企业。国有企业重点是在保障安全生产的同时尽可 能地完成政治保供任务，在维护国有资产保值增值的前提下，不会刻意追求高额利润，更多 是改善资产负债结构，提高经营质量。民营企业大部分是追求经济利益最大化。下游企业，主要包括民生强相关部门和工业部门。民生强相关部门，如电力、热力等企业， 注重的是供应稳定、价格合理的煤炭，在维护企业正常经营现金流的同时尽可能扩大经营效 益，保障民生和社会稳定，这也是政府强制保供的重点；工业部门，如化工、钢铁、建材等 企业，注重的也是供应稳定、价格合理的煤炭，尽可能扩大经营效益。煤炭贸易商，注重的是煤炭贸易价差，追求贸易利益最大化。

2．增产政策：实施效果关键在煤炭生产企业，但受安全生产干扰大

煤价高涨、库存走低、煤电亏损、保供风险凸显。①：2021 年 3 月份以后的传统淡季期间 供需错配加剧导致下游库存快速去化至历史低位。与此同时，煤炭价格也逐步走高，截至 5 月中旬，港口 5500 大卡动力煤市场价已经达到 947 元/吨的高位。在“迎峰度夏”来临之际， 补库无望；电力企业开始亏损，国家经济正常运行也面临风险。增产政策频发，但初期效果不明显。②：2021 年 5 月 9 日的国常会督促重点煤炭企业在确 保安全前提下增产增供，发改委出台具体方案。2021 年 6 月份针对煤炭供应紧张，发改委 提出要稳定增加煤炭产量，相关部门共同推进具备增产潜力的煤矿释放产能，出台煤矿生产能力管理办法和核定标准。这需在已核准产能的基础上，通过挖掘生产煤矿产能核增潜力、 基本建成煤矿加快进入联合试运转、停工停产煤矿抓紧复工复产，允许煤矿释放应急储备产 能等多种途径。在增产初期，由于 2021 年 3 月份危险作业罪入刑、以及 7 月 1 日“建党 100 周年”、10 月 1 日国庆两个重要节庆日前夕，安全监管始终处于国家监管以及煤矿管理人员 切身利益最重要的位置。因此，尽管 6-9 月份增产政策频发，但实际产量依然没有有效释放， 初期保供效果不明显。③：10 月份之后煤价进一步快速上涨，飚至 2592 元/吨的高位，出现 电厂无煤可买，买不起煤的情况，有序用电范围进一步扩大，影响国计民生。但增产保供成 为首要任务，煤矿安全及违法行为监管略有放松，产量开始逐步释放。在 2021Q4 严控高耗 能产业导致需求回落的双重影响下，供需矛盾缓和，下游（尤其是电厂）库存累积至近年高 位，市场煤价快速回落，煤价 12 月 16 日降至 1070 元/吨，下游库存处于近三年最高位。2022 年 3 月 18 日，国家发改委印发《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通 知》，要求“主要产煤省区和中央企业全力挖潜扩能增供，年内再释放产能 3 亿吨/年以上， 日产量达到 1260 万吨以上”。

外部监管加强，增产必须守住安全环保底线。④：中央部委相关部门在要求增产的同时明确 所有煤矿应该在确保安全的情况下，按满负荷合理组织生产。但是煤炭生产企业为完成增产 目标，可能会加大生产强度，甚至有可能出现超能力高强度工作，这无疑会加大安全生产隐 患，增加事故发生概率。一旦爆发事故则会严重影响企业管理层、地方政府官员的职业生涯 以及应急管理部等部门的职责任务。⑤⑥：在事故爆发、下游供需紧张矛盾缓解、重要政治 事件前夕，应急管理部及地方监管部门，会加强督导检查，压紧压实企业安全生产主体责任， 严禁超能力生产，加大对违法违规煤矿的打击力度，加强煤矿安全增产措施，以减少或杜绝 安全生产事故。我们看到国务院安委会办公室、应急管理部、国家矿山局以及山西、陕西等 地密集开展各类安全整治活动，并对超能力生产企业进行处罚。

通过对增产政策运营框架的分析，结合各相关主体诉求，简单讲，增产政策运营实施需要重 点关注三点：第一，煤炭生产企业是增产政策的落脚点，国有煤矿以完成保供政治任务为优 先，民营煤矿追求最大产量为目标，但矿井增产效果受限于矿井产能规模，受制于矿井地质 条件和生产系统，即使煤矿管理者有着强烈的增产意愿，但实际产量也不是主观任意增加的。第二，矿井增产的前提是产能核增，但产能核增仍需履行国家发改委、能源局、应急管理部、 国家矿山局、生态环境部等相关部门的审批验收等程序，核增矿井的增产难以一蹴而就。第 三，安全生产是干扰矿井增产的重要因素。主要体现在超能力生产等危险作业罪列入刑法， 对安全生产事故追责处置力度从严从重，包括追究范围从煤矿企业法定代表人到实际出资人、 实际控制人，从煤矿企业延展到施工建设方、技术服务方等外部单位，追究处置包括国有煤 矿和政府监管人员免职、罚款，涉及危险作业的还需追究刑事处罚等，这些从客观上对煤炭 企业超能力生产或盲目增产形成了畏戒。而且，安全生产监管尤其是重大政治活动和敏感时 期从紧从严，严格查处违章作业和超能力生产问题。对于安全生产，应急管理部、地方政府、 国有企业和部分民企他们的诉求基本是一致的，煤矿的增产必须守住安全生产的底线红线。

3．保供政策：电煤长协覆盖，短期保供效果凸显，但存执行效果不佳问题

严格执行长协，保障电煤供应。②：在增产同时，政策还要求保供，一方面通过特别政策渠 道释放的产量增量要保障电力热力的用煤需求，如在 2021 年下半年申请核增和露天煤矿用 地批复的煤矿，增加的产量都补充签订长协；另一方面提高电力热力领域长协煤的覆盖范围：在 2021 年底签订 2022 年度长协是要求 30 万吨/年以上产能煤矿均签订长协，并且电厂除 进口煤外 100%签订长协。③：此举在煤炭供应总量增量不足前提下，优先保障国计民生相 关的电力、供热用煤需求，同时使得市场煤供应减少，加剧市场煤供需错配及市场煤价波动 幅度。这也就是为何去年 9 月份以及今年 1 月份一旦供需错配，煤价就会大幅拉涨的原因 所在。市场煤供不应求，价格加速上行；一旦成本拖动价格上行超出可传导限度，或许也会 执行长协覆盖（如化肥）。

煤炭保供或存执行不力等负面影响。④：由于 2021 年 10 月份以来，主要大型煤炭集团 5500 大卡年度长协价格保持在 712-754 元/吨的水平，远低于同期市场煤价，保供任务重的煤企 牺牲巨大经济利益，这当中又以国企为主，因此保供在很大程度上侵蚀了煤炭企业盈利、国 有资产增值以及资源输出省区 GDP，也拖累煤企及所在区域的债务风险化解和转型升级步 伐。⑥：但在保障基本政治站位的同时，由于长协煤价和市场煤价价差过大，难免滋生兑现 率低、以次充好、阴阳合同、转手交易等行业乱象，这些现象从 2022 年 3 月 17 日发改委 敦促煤电企业签订中长期合同会议提到的问题中可见一斑：“（1）签订数量（80%以上），特 别是中小企业，报上来数据有水分；首要任务，重点核查重点追责；（2）实施时点不及时；（3）未按要求履约，有些转签给化工企业然后再按市场煤转卖，有些拿低卡煤冒充高卡煤。” 煤炭保供导致的价格双轨制差异越大，越不利于中长期市场秩序的规范。⑤：但在电力热力 关系国计民生且远未市场化的背景下，保障居民及工业基本用电供暖需求的大局决定国有煤炭企业还是会提高政治站位，牺牲短期利益来维护大局，同时期待国家相关部门在其他政治、 金融以及产业资源给予支持和弥补（短期矛盾后置）。

通过对保供政策运营框架的分析，结合各相关主体诉求，简单讲，保供政策运营实施需要重 点关注四点：第一，煤炭保供在于电煤，但受铁路煤炭运力限制，以及部分地区强制将其它 煤种用于保障电煤（如贵州地区要求一定比例的无烟煤供应电厂），这必然会压占化工煤、 冶金煤等非电煤和电煤现货市场的供应。第二，煤炭保供重在长协执行，随着监管加强，整 体长协兑现率长协兑现率有所提升，但长协兑现参差不齐（部分企业合同兑现率仍低于 50%），主要还是依靠国有煤矿。

4．稳价政策：价格区间+市场强监管，利于短期市场稳定，但难改善实际供需矛 盾

明确价格区间，强化市场监管。②：当增产依然无法缓解供需矛盾，保供使得市场煤价和长 协煤价迭代上行将超出电力热力企业承受能力时，国家发改委在 2021 年 10 月 19 日（时点 煤价 2292 元/吨）召开会议研究依法对煤炭价格实施干预措施，并在此后密集研究出台具体 措施并派督查组现场执法。2022 年 2 月 25 日（时点煤价 1113 元/吨），国家发改委发布关 于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知，设定了其对长协媒、市场煤的价格管理区间 （2022 年 5 月 1 日执行）：（1）长协煤：基准价 675 元/吨，在 570-770 元/吨范围运行；（2）市场煤：5500 大卡坑口价不超过 700 元/吨，港口价不超过 900 元/吨。若煤炭价格超 出合理区间，将充分利用《价格法》等法律法规规定的手段和措施，引导煤炭价格回归合理 区间。为保证煤价在合理区间运行，今年以来国家发改委连续下发煤炭价格调控监管政策解 读，包括煤炭企业不得通过关联方大幅度提高煤炭价格、定义动力煤为销售给发电供热企业 或热值低于 6000 千卡的煤炭、煤炭企业不得通过提高流通费用等方式变相大幅度提高煤价、 煤炭中长期合同不得捆绑销售现货变相超出价格合理区间、各环节煤价均应在合理区间内等。

限价利于电力热力企业稳定，但潜存负面影响不可忽视。③：实行限价后，一方面，下游电 力热力企业能够采购一定量低价煤，短期内资金压力得以缓解。另一方面，煤价低于真实供 需会导致以次充好、阴阳合同、腐败等行业乱象滋生，损害上下游关系及煤炭生产规划。同 时由于限价低于实际供需形成的价格，市场价格调节供需机制失灵，使得成本曲线尾部的产 量退出市场、供应缩减，加剧供需错配（如 2 月 18 日印度煤炭公司在公开会议中宣称若无 法提高价格，可能会下调煤炭产量，对印度的能源供应带来新的威胁）。此外，限价将导致 国内外煤价倒挂，进口受限，进一步加剧煤炭供给问题（2022 年 1-2 月份中国进口煤量同 比下降 13.95%）。④：限价政策侵蚀了煤炭企业盈利、国有资产增值以及资源输出省区的 GDP，拖累的煤企及所在区域的债务风险化解和转型升级步伐。⑤：在电力热力关系国计民 生且远未市场化的背景下，保障居民及工业基本用电供暖需求的大局决定国有煤炭企业还是 会提高政治站位，牺牲短期利益来维护大局，同时期待国家相关部门在其他政治、金融以及 产业资源给予支持和弥补（短期矛盾后置）。我们认为此举只能抑制供需紧张下的投机行为， 对实际解决煤炭供需紧张并无益处，且正如 2021 年 Q4 限制市场煤价不超过 1200 元/吨， 2022 年 Q1 市场煤价已经突破该价格管制，以及近期港口现货实际报价中，大型煤企的价 格基本按政策上限顶格执行，主流市场报价大多超过政策限定区间类似，没有供需基本面逻 辑支撑的市场煤限价很难落实。

通过对稳价政策运营框架的分析，结合各相关主体诉求，简单讲，稳价政策运营实施需要重 点关注四点：第一，国家发改委同时明确“港口+坑口”的长协和现货合理价格区间，且连续 出台十余次限价解读，自煤炭行业 2016 年推行“长协+现货”价格双轨制以来，政策层如此全 面限价尚属首次。政策力度之强也侧面反映煤炭价格管控难度之大。第二，限价政策监管趋 严但落地实施难，主要体现在：大侵蚀煤企利润，煤企动力不足，且容易通过以次充好、变 更用途等方式主动规避市场监管；拉低地方 GDP，地方监管缺乏主动性；合理区间设计也 不是很完善，比如，国家发改委为各产地限定了不同的价格区间，蒙西地区、陕西、山西三 地交界区域的 5500 大卡煤现货价格上限最高相差 100 多元/吨，地理位置极近，也容易促 使贸易商对现货煤炭资源无端流动，干扰区域煤炭市场。第三，国内电煤限价造成进口煤价 格倒挂，导致进口煤动力不足，加剧了国内煤炭供应矛盾。第四，煤价限价困难的深层次原 因是“市场煤”和“计划电”的”煤电顶牛”现象没有根本解决。我们认为在确定增产保供 限价等高压政策仍未能改善电力企业经营状况的情况下，也可以进一步预期深化电力市场改 革，进而缓解电煤价格传导压力。（报告来源：未来智库）

三、增产保供政策对煤炭产量供给的影响

煤炭增产保供主要是通过项目核准和产能核定政策增加国内煤炭产量，鼓励煤炭进口增加进 口量，进而增加煤炭总供给，加之协调铁路运力保障煤炭调运，进而保障煤炭供需平衡。煤矿项目核准和产能核定是增加国内原煤产量的基础性政策，如 2020 年的《关于做好 2020 年能源安全保障工作的指导意见》（发改运行〔2020〕900 号）、《关于做好 2020 年重点领 域化解过剩产能工作的通知》（发改运行〔2020〕901 号），以及 2021 年的《关于实行核增 产能置换承诺加快释放优质产能的通知》（发改办运行〔2021〕583 号）、《关于加快做好释 放煤炭先进产能有关工作的通知》（发改办运行〔2021〕702 号）、《关于进一步做好今冬明 春煤炭增产增供工作的通知》（国能发煤炭〔2021〕50 号）、《煤矿生产能力管理办法和核定 标准的通知》（应急[2021]30 号）等。对煤炭调控的主要政策导向是：优化煤炭生产开发布 局和产能结构，扩大先进产能供给，促进煤炭生产供需动态平衡，切实发挥煤炭的“兜底” 保障作用。回顾过去几年对煤炭产业的跟踪研究，我们仍然坚守“煤炭落后产能出清后，由于投资严重 下滑导致长周期供不应求，从产能周期角度供给面难以快速改善”的判断。在此，结合前述 研究，本节重点从煤炭企业生产经营的视角，系统分析增产保供政策对煤炭产量供给的影响。

1．煤矿项目核准政策对煤炭实际产量的影响

1.1 2017 年以来新一轮煤矿项目核准大致分为两个阶段

2016 年 2 月，国务院《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》明确：今年起 3 年内原则上停止审批新建煤矿项目。2017 年起，面对紧张的能源供需形势和煤价持续走高 的现实，在去产能的同时国家开启了新一轮的煤炭产能置换和项目核准工作。通过梳理近几年的煤炭核准项目，我们将其大概分为两个阶段。

阶段 1：2017-2019 年，该阶段实施的煤炭项目核准主要是解决手续不全的违法违规建设矿 井，“未批先建”的表外产能核进表内，主要包括三类：已进入试生产的在建矿井、未进入 试生产的在建矿井、处于僵尸状态的停建矿井。从对煤炭产能增量影响的角度，主要取决于 试生产煤矿的达产达效及在建矿井的建成投产，其中，进入试生产的矿井实际已经贡献产能， 在建矿井考虑到企业追加投资和矿建进度，当年实际产能增量有限，产能边际增量效用较弱。根据国家能源局 2018 年 4 月 2 日披露的截至 2017 年 12 月底的合法在建产能 10.19 亿吨/ 年，一部分是基本建成待验收阶段的联合试运转产能 3.57 亿吨/年，一部分是已核准未进行 联合试运转的产能 6.62 亿吨/年。国家发改革和能源局公告数据显示，2017-2019 年，累计 核准项目 57 个，核准产能合计 31940 万吨，其中：2017 年核准煤矿项目 2 个，产能 2800 万吨；2018 年核准煤矿项目 16 个，产能 9300 万吨；2019 年核准煤矿项目 39 个，产能 19840 万吨。综合考虑产能达产时间、产能核减和落后产能关闭（2017-2019 年实际有效去 产能约 5.4 亿吨）等多种因素影响，以 2019 年和 2017 年煤炭实际产量相比，煤炭产量增 加约 3.3 亿吨，也侧面验证了本轮项目核准形成的边际增量较弱的判断。

阶段 2：2020 年至今，该阶段实施的煤炭项目核准大部分是新申请煤矿建设项目，主要包 括三类：新建煤矿项目、改扩建项目、小部分尚未解决的手续不全矿井。据国家发改委和能 源局公告数据显示，2020 -2022 年 1-5 月，累计核准项目 38 个，核准产能合计 11570 万 吨，其中：2020 年核准煤矿项目 23 个，产能 4860 万吨；2021 年核准煤矿项目 8 个，产 能 2920 万吨；2022 年 1-5 月核准煤矿项目 7 个，产能 3790 万吨。从对煤炭产能增量影响 的角度，本轮核准项目的理论上将大部分形成新增产能，但考虑企业建矿意愿、投资能力、 建矿周期、煤炭市场变化等诸多因素影响，实际产能边际增量有限且存在一定的滞后性。通 过统计各省市已公布的去产能矿井，综合考虑关闭矿井的产能利用率、2019 年之前已核准 矿井建设达产情况、以及本轮改扩建和新建煤矿的建设投产周期等，当前核准项目产能将在 2022-2025 年逐步释放。

1.2 煤矿项目核准政策趋于宽松，但煤炭企业积极性不高，产业长期稳产增供压力大

当前，国家及地方相关部门在保障煤炭安全生产的前提下，坚决支持煤炭保供增产工作，并按照特殊时期特事特办，简化核准程序，压缩审核时间，加快新申请项目核准速度，推动手 续不全矿井补办手续、尽快投产，为煤矿建设带来了良好的政策“窗口期”。但煤炭产业受 政策和市场双重影响，煤矿建设存在投资大、周期长、见效慢等特点，已核准项目往往难以 按预期达产达效，产业长期稳产增供的压力依旧很大。

产业发展自信不足，规模扩张式发展的积极主动性降低。在“双碳”目标影响下，能源低碳化 发展和能源结构调整进一步压缩煤炭行业的增量空间，导致煤炭产能正在由增量市场转为存 量和减量市场，一次能源消费结构中煤炭占比逐步下降，煤炭业界普遍对煤炭产业的长远发 展持消极态度。在产业周期论的朴素认识下，煤炭产业从 2002-2011 年的“黄金”十年后，经 历了 2012-2020 年的“波谷”期，随之当前的回暖上扬期，煤炭市场行情的周期性波动已形成 潜在意识，维持当前高位运营下的稳定生产，弥补前几年的亏损，改善资产负债结构，减少 大幅投资，已成为多数煤炭企业的当下做法。在煤炭保供限价政策的调控下，2021 年 10 月 实施的保供限价政策调控强度超预期，今年 2 月刚印发的《关于进一步完善煤炭市场价格形 成机制的通知》直接明确了煤炭交易价格区间，在新的价格形成机制及保供调控下，预计未 来煤炭价格基本稳定，煤炭投资回报率将回归正常，投机性产能扩增的积极性减弱。在此影 响下，部分煤炭企业既对当前政策调控抱有观望心态，又认为后续核准难度更大，对现有新 核准项目怀有珍惜之情，大多是统筹考虑现有产能退出和核准项目新增产能接续情况，控制 总产能规模和协调人员衔接安置的情况下，有序推进项目建设，尽量规避大规模集中性建矿 资本支出，更加注重将有限的资金投用于智能矿山建设和机械设备更新改造，通过提质增效 和减人提效进一步降低生产成本，提高经营质效。从煤炭新增产能情况看，2016-2019 年，合计新增煤炭产能 5.41 亿吨，且大部分在建项目 产能已释放，远小于 2009-2014 年新增产能 22.13 亿吨，当前新增产能规模小，短期内不 具备触发产能骤增的条件。

煤炭企业资金压力仍较大，行业投资能力不足。在近两年煤炭价格高位运行情况下，大部分 煤炭企业实现高营收和高利润，企业年度现金流相对充裕，加之近年来地方性煤炭企业的整 合重组组建了龙头大型煤炭集团，优化了整体资产负债结构，但由于前几年亏损欠账较大（如 煤炭市场较差的时候，部分矿井为完成经营业绩考核，未完全按照年度生产情况计提部分成 本费用，形成了潜亏），债务负担重（部分煤矿建设形成大额债务，需要偿还债务，减轻财 务费用和经营压力），总体的资金压力仍较大，资产负债率仍处于管控线以上，而且金融机 构对煤炭企业融资仍受限，外部融资成本高，导致煤炭行业投资仍保持谨慎且能力不足。上 市煤炭企业集团中，除神华、陕煤和中煤等大型集团资产负债率相对较低外，大部分煤炭企 业集团的资产负债率在 63-69%水平，煤炭开采洗选业资产负债率近年虽有下降，但仍高于62.48%。此外，为减轻后续经营压力，部分煤矿将本应该资本化的部分智能矿山建设投资 或应该匹配后续年度生产成本支出一次性计提成本费用，这也是诸多煤矿企业利润总额并未 随煤价同步大幅增长的原因。

从煤炭行业固定资产投资看，2016-2021 年我国煤炭采选业固定资产投资投资增速止跌回 升，但投资总额整体仍处于较低水平，资本开支合计 1.97 万亿元（主要为设备更新改造和 智能矿山建设），头部煤炭企业的资本开支也未随煤炭经营效益的大幅提升而显著增加，资 本开支尤其是新建矿井投资严重不足，在建矿井产能储备和新增量较小，是本轮供给难以快 速改善的根本原因，也反映了煤炭产业发展自信不足，行业投资能力偏弱。2022 年 1-5 月， 我国煤炭采选业固定资产累计增速达到 40.7%，但新建矿井投资总额仍低于 2011-2013 投 资峰值年度的同期值，主要包括：一是智能矿山建设持续加快，2022 年智能化工作面目标 实现数量 1000 个以上，较 2021 年末的 813 个增加 187 个，智能矿山建设投资稳步增长。二是为落实增产保供，现有生产井工煤矿加大准备和开拓巷道工程致使井巷工程投资快速增 加，山西、内蒙、陕西等多地明确要求加快在建矿井的工程进度使得续建矿井投资增加，以 及部分已核准新建项目的开工建设致使新建矿井投资增加。

煤矿建设周期长，达产达效相对投资具有明显的时滞性。近年来，尽管国家不断深化“放管 服”改革，优化部分审批程序，但煤矿建设项目涉及诸多政府机构和其他服务单位，前期手 续仍较繁杂，项目管理难度大，矿井建设周期长。取得项目核准批复标志着已完成项目前期 立项，后续还包括采矿证办理（尤其是环评手续）、专项设计报批、申请开工备案、组织工 程建设、试生产、竣工验收等阶段。通过对煤炭建设项目的调研分析，新建和改扩建项目自 核准批复至矿井竣工验收的建矿周期平均至少 3-5 年，如因项目建设资金紧张或环保等手续 不顺等影响，部分矿井建矿周期达 8-10 年。因此，当前核准的新建或改扩建项目，实际贡 献产能约在 3-5 年后，具有明显的滞后性，客观的建矿周期也打击了投机性建矿的活动。

产业政策调整，煤矿建设整体投资增大。当前，新建或改扩建矿井整体投资显著增大，主要 体现在三个方面：一是随着煤炭建设工程定额的不断调整，以及矿井建设标准、行业验收要 求的逐步提高，矿建、土建、安装工程投资增大，矿井直接建设投资大幅增加。二是 2016 年以来实施的《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》(国发〔2016〕7 号）等 系列产能置换政策，要求煤矿建设项目核准前或已核准未投产之前需购置产能置换指标，新 增的产能购置费用加大了项目前期投资。三是 2017 年 2 月实施的《矿业权出让制度改革方 案》（厅字〔2017〕2 号）和《矿产资源权益金制度改革方案》（国发〔2017〕29 号），全面 推进矿业权有偿取得制度，且依据《矿业权评估出让收益评估指南（试行）》评估矿权价值， 使得矿业权权益金较原资源价款大幅增高，并要求新建矿井取得采矿许可证之前需至少缴纳 20%的采矿权出让收益，剩余部分按年度分期缴纳，其中，首期价款列为资本化支出，加大 了项目前期投资。

以某新建煤矿为例简述产能置换和采矿权权益金对矿井投资的影响。该矿井设计规模 600 万 吨/年，可动用储量 7.1 亿吨，项目自 2008 年 2 月取得矿区总体规划批复后便积极推进前期 工作和项目建设，至 2017 年取得项目核准，此间矿井建设工程均已完工，即将决算审计和 竣工验收。经估算，矿井部分总投资 42.9 亿元（未计入建设期贷款利息）。但因项目核准在 国发〔2016〕7 号文件出台之后，需承担 100%比例的产能置换指标，参照 100 元/吨交易 价格需新增 6 亿元产能购置费。按矿业权出让制度和矿产资源权益金制度改革要求，在评估 基准日的采矿权出让收益为 46.2 亿元，参照首期缴纳 20%则需支付 9.2 亿元。因此，该矿 井投资新增产能购置费和首期采矿权出让收益合计 15.2 亿元，致使投资增加约 35.4%。

从新建矿井吨煤投资看，按照国家发改委、能源局公布的新建项目固定资产投资看，以陕西 地区为例，2022 年 1-5 月，新建煤矿项目吨煤投资约为 2012 年的 3.25 倍（受限于新建项 目数量小，数据仅反映吨煤投资变化趋势）。以秦皇岛港动力煤（Q5500）平仓价为例， 煤 炭价格均价（1042 元/吨）是 2012 年均价（698 元/吨）的 1.49 倍。吨煤建矿投资增幅远高 于同期煤炭价格增幅度，导致投资边际回报下降，也制约了新建煤矿项目投资活动。

煤矿生产成本增加，煤炭开采边际效益减弱。一方面，煤矿建设投资和采矿权出让收益的增 加造成折旧、摊销费用增加，人材机等生产资料价格的持续增长造成直接生产成本增加，进 而导致煤矿总成本费用的增加，使得煤矿投资收益率下降。另一方面，从采矿权出让收益的 角度，无论直接从一级市场取得采矿权或间接从二级市场转让取得的采矿权，在现时缴纳采 矿权出让收益（不考虑部分矿井依据往年资源价款的确认标准缴纳）或确认采矿权无形资产 价值时，往往是参照《矿业权出让收益评估应用指南（试行）》，依据储量报告或开发利用方 案采用贴现现金流量法、以一定的参数取值进行估值定价。由于估值过程中已经考虑了不同 储量利用系数、开采设计参数、近阶段市场价格和生产成本费用等，在煤炭价格不会大幅增 长的前提下，煤炭开采边际效益减弱。对于煤炭企业而言，只有通过技术工艺优化创新和生 产经营管理水平的提升，不断提高资源利用率和降低生产成本，进而增加煤炭开发的边际效 益。此外，随着大部分矿井开采水平向深部延伸，运输、提升、通风等生产系统衔接增多， 部分煤矿经过多年开采后存在的孤岛工作面或煤层赋存条件复杂的工作面回采，使得优质易 开采煤炭资源减少，既造成增加直接生产成本，也容易降低生产效率。

核准项目多处西部地区且受铁路运力制约，中东部供需衔接或不及预期。2017 年以来煤矿 核准项目主要分布在晋陕蒙新地区，其中，内蒙地区核准煤矿项目 16 个，新增产能 12130 万吨，占比 27.88%；陕西地区核准煤矿项目 37 个，新增产能 10800 万吨，占比 24.82%；新疆地区核准煤矿项目 14 个，新增产能 10600 万吨，占比 24.36%；山西地区核准煤矿项 目 12 个，新增产能 6690 万吨，占比 15.38%；其它地区核准煤矿项目 16 个，新增产能 3290 万吨，占比 9.56%。其中，新疆地区主要供应于疆内，煤炭外运量较小；陕蒙宁地区 新核准的煤矿主要是配套的煤化工和煤电项目，其它地区煤矿多为复杂地质条件开采矿井， 实际难以达产达效。从铁路运力方面，大秦铁路煤炭运送能力基本保持满发，朔黄铁路主要 用于神华集团自身煤炭运输，瓦日和蒙冀铁路干线煤炭运量虽有潜在空间但连接支线建设滞后且运距长、运费贵，浩吉铁路主要运输陕北矿区煤炭运力将近饱和且运费偏贵。因此，新 核准的煤矿主要分布于西部地区或配套建设，且运输至需求旺盛的东部受到铁路运力的制约， 对缓解中东部地区煤炭需求的实际影响要低于预期。（报告来源：未来智库）

2．煤矿产能核定政策对煤炭实际产量的影响

2.1 2021 新一轮煤矿产能核定政策规定

2021 年煤炭产能核定政策规定。依据 2021 年国家印发的《煤矿生产能力管理办法》，核定 生产能力是指正常生产煤矿，因地质、生产技术条件、采煤方法或工艺等发生变化，致使生 产能力发生较大变化，可进行重新核定。本次核定管理办法，明确了产能核定申请条件，以 及不予核定、核减产能、核销产能的情形。申请产能核定的条件为：1）采场条件或提升、 运输、通风、排水、供电、瓦斯抽采、地面等系统（环节）之一发生较大变化。2）实施采 掘机械化、智能化改造，采煤方法、采掘（剥）生产工艺有重大改变。3）煤层赋存条件、 资源储量发生较大变化。4）其他生产技术条件发生较大变化。应及时评估核减产能情形为：1）发生煤与瓦斯突出或冲击地压事故的。2）初次被鉴定为煤与瓦斯突出矿井、冲击地压矿 井和水文地质类型极复杂矿井的。3）工作面回采深度突破 1000m 的。4）近 2 年内连续 发生生产安全死亡事故，或发生较大及以上生产安全事故的。5）非停产限产原因，连续 2 年实际原煤产量达不到登记生产能力 70%的。应及时核销产能的情形为：1）因资源枯竭或 资源整合等，办理注销手续的。2）被依法实施关闭的。3）其他原因需要核销的。

2021 年新一轮产能核定既以产能核增为主，又更加重视产能核减核销。对比以往产能核定 工作，我们认为本轮产能核定是 2017 年产能核定工作的延伸，既以产能核增为主，又更加 重视产能核减核销，主要作用包括：一是继续解决改扩建、技术改造、生产条件变化后生产 能力及时认定问题；二是继续解决部分煤矿超能力生产问题；三是继续实施产能置换，关闭 枯竭矿井，压减落后产能，释放先进产能，调整煤炭开采布局。本轮产能核定对煤炭供给的 影响，主要体现在，前两类煤矿核定工作主要是将超产产能合法化，保障煤炭安全供应，但 由于其生产系统容量限制，实际已超能力贡献产能，其产能边际增量较小。同时利用产能置 换政策，在煤矿产能核增的同时，煤矿核减核销产能依旧很大，尽管当前新增产能与去产能 的置换比例逐步下调，但总体带来的产能边际增量有限。

应急[2022]50 号文的主要目的是在晋陕蒙等开采条件相对简单矿井的产能核增空间相对极 限的情况下，需适时开展东部和西南等复杂地质条件矿井的产能核增，以及继续开展已核定 煤矿产能的二次核增，进一步挖潜产量，进而缓解煤炭供给紧张。我们认为加强煤炭先进产 能核定工作能够有助于释放部分产能，但整体产能挖潜空间相对有限。主要原因是：先进煤 矿产能在 2016 年煤炭行业供给侧改革以来相应提出来后，经过几年的技术改造，尤其是 2021 年集中核增的大部分矿井已经成为先进煤矿产能，在刚刚完成核增的基础上，除非千 万吨级以上的现代化大型煤矿生产系统富裕系数高，还略有产能挖潜的空间，而大部分井工 煤矿二次核增的空间极其有限。同时，对于复杂地质生产条件的煤矿，原本产能利用率相对 较低，产量核增后生产组织强度加大，安全隐患和安全生产压力均较大，该部分矿井主动核 增的意愿及具体核增量具有不确定性，更多是开展新投产或复工复产矿井的产能核增。

2.2 核增矿井受地质生产系统和安全监管约束性强，实际产量增加空间有限

煤矿产能核定工作涉及对煤矿资源可采储量、服务年限、各主要生产系统（环节）、配套洗 煤厂系统、安全防护系统等的重新计算、评估和验证，并以满足系统最小能力和最低矿井服 务年限确定煤矿的综合产能，过程复杂严格。基于煤矿设计和开采的逻辑，产能核定对煤炭 产能供给的边际增量影响相对有限。

煤矿产能核增的空间逐渐趋小。从煤矿开采设计角度，煤矿的开采设计和管控验收标准也随 着煤炭监管政策趋紧趋严。在国家紧急出台产能核定的通知之前，大部分矿井开采设计时各 主要生产系统留有一定的富余系数，实际的煤炭系统产能往往大于设计产能，矿井竣工验收 把控不够严格，形成了所谓的“批小建大”，也是造成长久以来煤矿超能力生产的关键，也是 每次产能核定解决的重要问题。但在 2015 年尤其是“十三五”后期以来，在国家连续印发 系列严控煤炭超产的监管文件后，煤炭开采特别是采用立井开拓的矿井，基本严格按照采矿 证证载规模进行设计，各主要生产系统留设富余系数的现象得到了显著扭转，该类矿井如不 进行改扩建，现有系统也难以大幅核增产能。从煤矿核增实际效果看，当前产能核增仍需实 施产能置换，虽然现在实施产能置换承诺制，但由于前几年集中消化退出大部分产能外，当 前煤炭产能指标相对紧张（部分地区限制跨省交易，如山西），部分核增矿井产能购置困难。核增增矿井煤质参差不齐，部分煤质较差煤矿的产能核增使得实际热值贡献效果大幅“缩水” （ 如热值 3500 大卡的煤炭增加 3 吨，大约相当于 5500 大卡的煤增加 2 吨）。再者，产能核增矿井和停产煤矿复工均需生产组织调整时间，产量释放并非一蹴而就。

煤矿增产极大受限于各生产系统及其配套衔接。我国煤炭开采主要以井工煤矿为主。井工煤 矿主要包括：采掘系统、运输提升系统、通风系统、机械设备、供电系统、排水系统、瓦斯 抽采系统、安全避险六大系统和地面生产系统等，还包括配套的洗煤厂等。一方面，单一系 统制约着煤矿产能。以采掘系统为例，为满足煤矿安全稳定连续达产达效，煤矿开采通常讲 究三量（开拓量、准备量、回采量）平衡，即以合理的采掘接替比来保障本工作面回采前准 备出下一个工作面，保证生产的正常接续。按照煤矿开采设计规范和煤矿安全监规程，一般 布置一个工作面配套两个掘进面（采掘比 1:2）或两个工作面配套四个掘进面（采掘比 2:4）， 这取决于煤层赋存条件、开拓开采方式、采煤工艺、工作面布置参数、采掘速度、组织管理 能力等多种因素综合计算的最优状态，而且不能同比例增加采掘面，其中一项主要原因是井 下采掘面多，同一区域采掘人员多，组织管理难度和安全隐患急剧增大，极易出现重特大安 全生产事故，这也是先进产能核定通知中明确要求不得通过增加劳动定员、增加采煤工作面 个数进行产能核增的主要原因。同时，对于高瓦斯矿井、煤与瓦斯突出矿井或存在水、火等 重大危险源的复杂地质条件矿井，除正常的采掘作业外，还要进行瓦斯抽采、煤层防突、超 前钻探防治水和采空区防灭火等作业，必须保持采掘抽（防突、防治水和防灭火）等生产作 业的平衡，否则必定造成窝工、生产效率低下，甚至造成安全生产事故。另一方面，系统间 的衔接配套也制约着矿井产能，即，矿井建成投产后，单一增加某一系统难以增加矿井产量， 如提升运输系统受限直接制约着煤炭和原材料的运输，通风系统直接制约着采掘生产用风量， 井巷断面大小也影响着通风系统的总配风量，超强度生产作业导致机电设备故障率增加，生 产作业必须安排检修班等。

煤矿生产组织是均衡均量实施的，即对某一具体产能规模的煤矿，按照设计月度产量维持在 某一水平，主要原因是我国井下巷道掘进效率远低于采煤效率，即使当前为了增产保供，将 当前井下现有采煤工作全部回采，但后续工作面准备不出来，依旧无法接续采煤，相当于透 支了未来的回采效率，也就是所谓的“寅吃卯粮”。因此，我国井工煤矿尤其是复杂条件矿 井的采掘接替紧张，成为制约产量快速提升的重要因素。而且，对煤矿生产能力和产量进行 阶段性集中调节，会改变原有的生产组织方式、生产制度、生产系统运行节拍，甚至会改变 工艺流程，高强度生产难以持续，也会带来新的安全问题和风险。

从大型煤炭企业月度生产情况看，掘进效率方面，2021 年掘进面月均单进均值 155m，分 别较 2018、2019、2020 年分别提升 8.54%、12.97%、11.11%；2022 年 2-4 月，掘进面 月均单进均值 148m,较 2021 年同期均值 145m 同比提升 2.07%，较 2021 年全年均值 155m 下降 4.71%，较 2021 年 10-11 月均值 170m 下降 12.94%。采煤效率方面，2021 年回采面 月均单产均值 86956 吨，分别较 2018、2019、2020 年分别提升 10.37%、19.87%、18.25%；2022 年 2-4 月回采面月均单产均值 84856 吨， 较 2021 年同期均值 83402 吨同比提升 1.74%，较 2021 年全年均值 86956 吨下降 2.42% ，较 2021 年 10-11 月均值 88872 吨下 降 4.52%。值得注意的是，2021 年下半年增产保供以来，大型煤炭企业月度生产效率已明 显高于往年，对于某个具体生产地质条件的煤矿，当前生产效率的提高更多的是靠加大生产 组织强度和加紧生产作业时间贡献的，但 2022 年 2-4 月的月度生产效率较 2021 年 10-11 月明显下降，也反映了高强度生产的不可持续性，即采掘接替紧张的问题普遍且突出。

从晋陕蒙三地的产能利用率看，晋陕蒙三省作为煤矿增产潜力矿区，2021 年 Q4 以来产能 利用率处于行业高位水平，但持续性趋弱。自 2021 年 10 月以来逐步提升，且在 12 月处于 85-88%区间，最高达 88.8%，基本是行业最高水平。2022 年 3-5 月的产能利用率基本在 82-86%区间，明显高于往年同期水平，但仍低于 2021Q4 水平，也反映出产能利用率难以 持续维持高位。主要原因是产能利用率最后对应的是煤矿综采设备的开机率，煤矿正常生产 设有专门的检修班（如“三八制”生产组织，一般设有 8 小时检修），而当前部分煤矿为了 增产保供缩减了正常的检修作业时间，相当于磨刀砍柴压减了磨刀的时间，再进行持续的高 强度生产作业，刀总会钝的，设备总会出现故障，进而使得整体综采设备开机率难以持续处 于高位运行。

从晋陕蒙三地煤炭实际产量看，2021 年实际产量高于 2022 年公告产能，存在超能力生产 现象，但仍低于 2022 年初相关部门的管控目标产量，完成今年增产保供目标压力较大。

安全环保强监管制约着煤矿产量增加。煤矿产能核增必须以安全环保为前提。从煤矿安全生 产看，近两年特别是今年以来在煤炭市场回暖和增产保供政策的刺激下，部分煤矿持续处于 高强度生产状态，虽重特大事故较少，但一般和较大事故频发，安全生产形势依然严峻。某 座煤矿安全事故的发生会迅速影响到整个矿区乃至全省市的煤矿一定时期内停产整顿，尽管 防止煤矿安全监管“一刀切”，但该安全监管态势难以纠正。从煤矿安全监管看，国家矿山局 下发系列安全督导督查文件，持续抓紧抓实煤矿安全生产监察，极大限制了煤矿超能力生产 现象（国家矿山局已下发文件，自 4 月 14 日起至党的二十大结束，全国范围内开展矿山安 全生产大检查）。2021 年煤矿产能核定的批复情况也反映着安全底线思维，严防灾害严重、 存在重大隐患等安全保障能力不足的煤矿以保供的名义一哄而上“搭便车”，盲目扩能增产。从环保约束看，按照生态环境部等部门《关于进一步加强煤炭资源开发环境影响评价管理的 通知》（环环评〔2020〕63 号）等文件规定，煤矿生产能力核定仍然涉及矿区总体规划、环 境影响评价、水土保持、土地使用等事项，特别是对露天煤矿，产能大幅核增矿井仍需取得 环境影响评价批复，否则不得按照核定变化后的产能组织生产，这也限制了煤矿产能的快速 增长。

复杂条件矿井产能核定与产能增加呈负关联。我国中东部、西南地区、东北地区等仍存在大 量资源濒临枯竭、开采深度大、水害、瓦斯、煤与瓦斯突出、冲击地压等风险突出矿井，井 型规模相对较小，而且受限于复杂的地质开采条件，该类煤矿产能利用率低于行业平均水平。《煤炭产能核定办法》也明确了发生煤与瓦斯突出、冲击地压等事故，灾害等级升级或工作 面回采深度突破 1000m 的，需重新评估并核定生产能力时，取安全生产系数 0.85，且不得 增加生产能力。2020 年，国务院安委办下发的《关于科学确定灾害严重矿井生产能力方法 和遏制煤矿重特大事故的通知》，明确要求重新确定正常生产的“两类”煤矿（冲击地压和 煤与瓦斯突出矿井）的生产能力，并对违规核增产能进行清理。此外，该类矿井产能持续退 出，如山东省提出的“30 万吨/年及以下 8 处煤矿全部关闭，合计产能 240 万吨；关闭退出 19 处采深超千米冲击地压煤矿，合计产能 3160 万吨。”行动。尽管该政策仍未完全实施， 但表明了灾害威胁严重矿井的产能逐步退出已是必然。据不完全统计，2021 年煤炭产能退 出 144 处，涉及产能 3230 万吨/年。可见，复杂地质条件矿井产能的关闭退出一定程度上 抵消了产能核增的边际增量。

3．铁路煤炭运力高负荷运营，短期运力增扩难度大，或将制约煤炭供应

我国煤炭生产越来越向晋陕蒙新地区集中，西煤东运和北煤南运受到铁路和港口运力制约， 产需逆向分布格局和供需错配矛盾进一步凸显。2021 年，部分支线货运能力趋于饱和，部 分运煤专线超负荷运行，铁路车皮“请车”困难，保供电煤已经挤占其它行业煤炭运力需求。2022 年，煤炭产量、运输和供应的重心向鄂尔多斯、榆林地区偏移，煤炭供应对铁路煤炭 运输的依赖程度将进一步提高。2021 年，铁路煤炭占铁路货物发运比重较 2020 年略有增 加，维持在 51%-57%水平，均值为 54.58%，较 2020 年均值 53.44%上升 1.14pt。铁路电 煤占铁路煤炭发运比重较 2020 年明显增加，维持在 75%-81%水平，均值为 77.54%，较 2020 年均值 72.94%上升 4.6pt。（报告来源：未来智库）

4．俄乌冲突下全球煤炭供给紧张，国内煤炭进口量萎缩且短期难以显著改善

2021 年以来，受全球能源产能供给不足和俄乌冲突的影响，全球油气供需紧张以及价格持 续上涨，迫使欧洲多国宣布重启燃煤电厂、延长搁浅煤炭退出计划，全球能源消费向煤炭倾 斜。但今年以来，煤炭主要出口国的产量和出口量均同比下滑，印尼、澳大利亚、南非动力 煤出口持续收紧，而且欧洲对俄罗斯煤炭实行禁运，加大全球各地采购煤炭，进一步加剧全 球煤炭供应紧张，国际能源供应形势更加严峻复杂。2022 年 1-5 月，月度煤炭进口量均小 于 2019 年、2020 年同期水平，煤炭累计进口量 9596 万吨，较 2021 年同期下滑 13.6%。主要原因是 2021 年保供稳价政策实施以来，国内现货动力煤价格大幅度下降，国际煤价持 续大幅上涨，导致进口煤购销价格出现长时间、甚至大幅度倒挂局面，极大打击了煤炭进口 商的积极性。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议）

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