市場行情

學剛看市

8月份國內動力煤市場或將保持緊平衡局面

綜合各方面的信息來看，8 月份國內動力煤市場將保持緊平衡局面，動力煤價格、特別是沿海地區動力煤價格繼續得到較強支撐，現貨煤價回調的空間十分有限。具體分析如下：

第一，從政策層面看，繼前一期《學剛看市》專欄中列舉的相關部門近期針對煤炭增產增供、穩定煤價的措施之后，近一周來相關政策和要求繼續出臺，而且呈現強化態勢。首先，國家發改委辦公廳、國家能源局綜合司、國家礦山安全監察局綜合司聯合印發通知，鼓勵符合條件的煤礦核增生產能力，對煤礦產能核增實行產能置換承諾制。該通知明確：2022年3月31日前提出核增申請的煤礦，不需要提前落實產能置換指標，可采用承諾的方式進行產能置換，取得產能核增批復后，在3 個月內完成產能置換方案。其次，中共中央政治局7月30日召開會議，分析研究了當前經濟形勢，部署了下半年經濟工作。會議指出：做好大宗商品保供穩價工作。會議要求：要統籌有序做好碳達峰、碳中和工作，糾正運動式“減碳”，堅決遏制“兩高”項目盲目發展；做好電力“迎峰度夏”保障工作。

上述要求和政策措施，一定會對增產增供、穩定煤價帶來積極作用，但是增產效果仍然需要履行相關手續、不可能一步到位，對動力煤市場和價格的影響力也需要逐漸累積，預計在8 月份達到預期的可能性較小。

第二，從消費側看，一是，8 月份全社會用電量有望保持快速增長態勢。受宏觀經濟增長超預期的拉動，2021 年以來全社會用電量快速增長（見附圖1），增長的慣性有望在8月份得以延續。近期，中國電力企業聯合會發布2021 年上半年全國電力供需形勢分析報告，預計2021年下半年全社會用電量同比增長6%左右，也將2021年全社會用電量增速大幅度調高至10%～11%（在2021 年2 月2 日召開的“2020-2021年度全國電力供需形勢分析預測報告”新聞發布會上，中國電力企業聯合會曾預計2021年全社會用電量增速為6%～7%）。

二是，截止到7 月14 日，全國發電量達271.87億kWh，創歷史新高，較入夏前歷史峰值增加12.2億kWh；全國最高用電負荷達11.92 億kW，較歷史峰值增加0.03億kW。華東、華中、南網3個區域電網和河北、上海、江蘇、浙江、安徽、福建、湖北、湖南、江西、廣東、陜西、寧夏12個省級電網最高用電負荷創歷史新高（注：12個省級電網中大多為沿海、沿江地區）。8 月份處于夏季用電高峰的峰值時段，用電、用煤需求的高峰特征持續顯現，而且從目前形勢看，我國沿海、沿江地區用電需求高峰特征的表現尤為突出，將對沿海地區動力煤市場帶來積極影響。

三是，在社會用電需求快速增長的背景下，盡管2021年以來火電裝機的占比持續下降，但是電力供應對火電產量的依賴程度反而出現回升（見附圖2）。到2021年6月底，全國火電裝機所占比重為56.1%，比2020年同期下降了5.8個百分點；但是6月份火電產量占全國發電量的比重卻由2020年同期的68.6%提高到了70.2%。其中，占火電裝機86%的燃煤機組的貢獻率十分突出。國家能源局發布的數據顯示，1-6 月份煤炭消費量同比大幅增長10.7%，較2019年同期增長8.1%。其中，發電、建材用煤持續較快增長，同比分別增長15.7%、12%，電煤對煤炭消費增長貢獻率達到76.7%。

鑒于此，在社會用電需求高峰期的8月份，清潔能源發電裝機的出力或將仍然難以有效發揮，用電需求對燃煤機組“調峰”的依賴程度將展現的更加充分，從而也將繼續拉動電煤消費量的快速增長。

第三，從動力煤的供應端看，一是，來自國家統計局的數據顯示（見附表1），繼煤炭保供措施退出之后，從3 月份開始全國原煤產量和三大煤炭產區進入低速增長、甚至萎縮態勢。

二是，3 月份以來，內蒙古自治區的原煤產量甚至出現持續性、疊加性（在2020 年已經萎縮的基礎上繼續減少）的負增長態勢（見附表2），產量縮量更加明顯，對國內動力煤市場資源的負面影響有增無減。

上述情況說明，2021年以來全國原煤產量增長乏力的根本原因是潛力不足，以及受到的安全生產形勢和環保檢查等常規因素的制約，與建黨100 周年及其慶祝活動的關聯度較小；也就是說，在政策繼續推進和落實中的7、8 月份，全國原煤產量不會實現快速增加。

附表1：2021年1-6月份全國煤炭產量持續萎縮

附表2：近兩年來內蒙古自治區原煤產量增速情況

電煤進入需求旺季 電廠補庫壓力加大

受天氣因素的影響，空調等降溫用電負荷約占總用電負荷的40%～50%，疊加上工業用電快速回升，造成了用電負荷明顯增加。隨著全國各地陸續進入高溫模式，下游終端用戶日耗持續攀升，多地用電負荷創歷史新高，需求端的率先爆發，使得7月份煤價出現先跌后漲走勢。目前，電廠主要以消耗庫存煤炭為主，存煤可用天數進一步下降。為應對8月份的消費旺季和高溫天氣，電廠補庫節奏會加快，市場采購也將增加。

1.煤炭市場繼續趨緊

產地方面，市場銷售火爆，礦區煤價繼續上漲，榆林地區取消限價，山東魏橋電廠接貨價繼續上漲。貿易商方面，隨著電廠日耗達到峰值水平后回落，疊加產地產量和外運量逐漸增加，進港資源增加，市場供需緊張局面初步得到緩解。部分貿易商預測需求量可能減弱，有盈利空間的貿易商出現出貨意愿；但也有部分貿易商認為煤價仍有上漲空間，繼續捂貨惜售。優劣勢均在，促使煤炭市場繼續保持強勢；預計8月上旬，港口煤價會保持高位震蕩，而煤市的拐點在8月中下旬。隨著南方天氣的轉涼，民用電負荷下降，電廠日耗減少，煤價將在8月中下旬出現高位回落。

降雨天氣影響了鐵路運輸。近日，環渤海港口將再次迎來大到暴雨的洗禮，剛剛有增加苗頭的港口庫存再次走穩。臺風襲來，華東地區降雨頻繁，華東地區電廠耗煤下降，但仍在高位，電廠補庫采購積極，但部分重船在沿線避風停航，等待靠泊。臺風北上后，積壓的船舶會陸續到達南方碼頭接卸，給南方電廠補入資源。與此同時，環渤海港口市場煤存貨較少，高卡煤稀缺。受需求暫時下降影響，煤炭供需雙方僵持不下，終端維持剛需采購，采購偏少；而貿易商報價沒有繼續抬高，整體價格偏穩。臺風北上之后，氣溫回升，華東地區民用電和工業用電負荷有望雙雙恢復至高位，電廠日耗仍有再度增加的可能；沿海八省電廠日耗有望恢復至200萬t以上的高位，拉動煤炭市場繼續趨好，采購積極性恢復。

雖然煤礦生產逐步恢復，但受辦理手續、惡劣天氣、環保檢查、“煤管票”發放等多種因素制約，新增產量并不多。其中，鄂爾多斯少數礦“煤管票”已用完或即將用完，榆林地區安全環保檢查頻繁，部分中小煤礦受影響，整體供應依舊偏緊，供應上不及預期，大秦線、蒙冀線運量增加數量有限，呼和浩特鐵路局發運出現短時增量只是發運結構的變化，總量保持緊張態勢，優質資源依然緊缺。

澳大利亞煤撤出后，我國主要進口煤種是印尼煤，促使國內對印尼煤需求量激增，價格持續拉升。近期，印尼新冠肺炎感染病例數量再次激增，患病礦工增多，煤炭生產受影響，也為進口煤市場帶來了更多的不確定性；預計7月份，我國進口煤數量不如6月份。與此同時，由于地銷利潤大，坑口價格上漲過快，而港口價格上漲緩慢，價格倒掛放大，促使國內很多大型貿易商選擇地銷，產地煤炭轉化率提高，下水煤數量難有增加，也造成了環渤海港口庫存持續低位運行。而電廠在上級號召下，增派船舶北上拉煤，環渤海港口煤炭庫存量持續低位，短時間內，煤價保持堅挺。

2.臺風過后煤市繼續趨緊

受需求減弱和政策打壓的影響，從6 月23 日開始，煤價從1050元/t開始承壓下行，跌至7月1日的970元/t，跌幅80元/t。隨后，在需求拉動和“迎峰度夏”之前電廠補庫的帶動下，煤價從970元/t漲至目前的1080元/t。

當前保供增運處于最關鍵階段，主產區供應增量空間不大，社會庫存偏低，終端電廠庫存量更低，市場依然缺煤，低庫存策略，雖然降低了電廠采購成本，但也存在很大風險，使得電廠在面臨不可抗力因素時，降低了抵御市場風險能力。部分老電廠因貸不出款，買不起煤，而靜等停機。截至7月27日，常熟電廠可用燃煤僅有6萬t，不足3天耗用；國能太倉發電廠是華東主力電廠，日均耗煤9000t。目前，2個電廠庫存處于警戒線以下，面臨缺煤停機風險。臺風過后，長江口等靠的90艘船、約500萬t煤炭排隊進港接卸，長三角地區電煤將得到補充，電廠得到壘庫，可以應對“迎峰度夏”。

近日，沿海八省重點電廠日耗較前期下降，用煤緊張局面初步緩解，電廠采購欲望下降。臺風離去，從上周開始，高溫天氣再次光臨華東地區，電廠在加快接卸煤船的同時，補庫采購趨向活躍。平靜了多天的煤市再次反彈，貿易商煤炭報價上漲，而港口市場煤炭庫存量少，高卡煤匱乏，疊加產地煤價持續上漲，促使在8月上旬港口煤價保持堅挺，煤價跌幅有限。

3.保供增量形勢嚴峻

近日，北方港口庫存小幅上漲，但市場資源偏緊狀態并未好轉；受發運成本高位、市場低價貨難詢、下水煤價格倒掛等因素影響，貿易商報價堅挺，穩中上漲。我國疫情防控和經濟社會發展成效顯現，經濟持續向好，電力需求不斷攀升，體現了經濟發展的活力和韌性。數據顯示，7月上旬，全國日均發電量同比增長9.1%。其中，火電同比增長16.9%，水電同比下降19.6%。隨著伏天接連來襲，全國多地用電負荷屢創新高，部分地區限電，個別電廠面臨缺煤停機風險。由于水電替代不及往年同期，加之2021年電廠實施低庫存策略，在民用電攀高以及工業用電走強的情況下，長協煤及進口煤支撐力度不夠，電廠庫存處于低位水平。

大秦線運量雖然恢復至100萬～110萬t水平，進港資源明顯增加。近日，環渤海港口錨地船舶數量較前期略有減少，一是受臺風影響，船舶在沿線避風，滯緩運力北上；二是臺風帶來的強降水和大風氣候，也影響華東地區民用電和工業用電負荷，造成電廠日耗有所下降，下游采購節奏暫緩。但用煤旺季，電廠庫存量偏低，剛需采購也在繼續擴大，臺風過后，電廠日耗回升，拉運積極性還會提高。受水害影響，鐵路調進也在下降，環渤海港口調入、調出雙雙下降，庫存微漲。

國家根據煤炭供需形勢需要，向市場投放國家煤炭儲備、增加供應等，促使市場供應增加。近日，國家發改委等3部門聯合印發通知，對煤礦產能核增實行產能置換承諾。而7月份，內蒙古自治區對鄂爾多斯市38處前期因用地手續不全停產的露天煤礦批復了用地手續，涉及產能6670 萬t/a。目前，這些煤礦已全部復產，正在加快進行剝離作業，預計8月初即可形成實際產量，達產后日產可穩定增加產量20萬t。最重要的是，距離煤炭市場拐點越來越近了，價格下行壓力加大。華東地區仍以陰雨天氣為主，民用電負荷偏低，部分電廠以長協煤和進口煤為主，積極消耗自身庫存。但也有部分終端增加采購數量，而進口煤水漲船高，到岸價在上漲，南方電廠補庫仍以國內市場為主。上級要求保供增運，電廠拉運和采購將繼續進行。鐵路部門密切關注各大電廠存耗煤情況，加強與重點用煤企業、環渤海港口協調和對接，不斷加大煤炭裝車組織力度，增加電煤裝車比重，促使大秦線、蒙冀線運量恢復正常狀態，確保夏季后半程的電煤正常供應。

（慧 民）

商務部：近期全國煤炭價格穩中有漲

據商務部監測，7月19-25日，全國煤炭價格穩中有漲，其中動力煤、煉焦煤價格分別為712元/t和829元/t，分別上漲0.6%和0.4%；二號無煙塊煤價格為996元/t，與前1周持平。鋼材價格小幅走高，其中螺紋鋼、高速線材和普通中板價格分別為5143 元/t、5403元/t和5527元，分別上漲1.2%、1.2%和0.8%。

1-6月份原煤產量前十名企業排名公布

據中國煤炭工業協會與信息部統計數據顯示，2021 年1-6 月份，煤炭工業協會直報大型煤炭企業原煤產量完成13.8 億t，同比增加6539.7 萬t、增長5%；營業收入（含非煤）為17543.2 億元，同比增長22.2%；利潤總額（含非煤）為986.7 億元，同比增長84.5%。

排名前10家企業原煤產量合計為10.5億t，同比增加6478.3 萬t，占規模以上企業原煤產量的57.4%。其中，8家企業產量增加，合計增產9264萬t；2 家產量下降，合計減產2786 萬t。具體情況為：國家能源集團原煤產量為27850萬t，同比增長4.9%；晉能控股集團原煤產量為19478萬t，同比增長18.2%；中煤集團原煤產量為11696萬t，同比增長10.5%；陜煤集團原煤產量為10720萬t，同比增長18.7%；山東能源集團原煤產量為10495萬t，同比下降20.5%；山西焦煤集團原煤產量為8481 萬t，同比增長24.8%；潞安化工集團原煤產量為4239萬t，同比增長0.6%；華能集團原煤產量為4218萬t，同比增長9.4%；國電投集團原煤產量為3864萬t，同比下降2.1%；淮河能源集團原煤產量為3671萬t，同比增長2.9%。

1-6月份河南省原煤產量為4720.79萬t 同比下降9%

6月份，河南省為保證全省煤礦安全生產，各地安全隱患煤礦先后停產整頓，全省60%以上的原煤生產企業同比減產。6 月份，河南省規模以上工業原煤產量降至570.40萬t，比5月份減少252.82萬t，同比下降33.9%，降幅較5月份擴大25.9個百分點。

1-6 月份，河南省原煤產量為4720.79 萬t，同比下降9%，降幅較5月份擴大5個百分點。

焦炭、洗精煤、其他洗煤產量不同程度降低。2020年底焦炭落后產能退出后，2021年全省焦炭生產持續下降，6 月份全省規模以上工業焦炭產量為127.82萬t，同比下降17.6%；1-6月份，焦炭產量為760.66萬t，同比下降18.6%。

1-6月份寧夏自治區規模以上工業原煤產量同比增長6%

寧夏統計局日前發布的數據顯示，1-6月份，寧夏全區規模以上工業原煤產量為4158.4 萬t，同比增長6%，增速比1-5 月份回落0.1 個百分點，比2019 年1-6 月份增長10%，2 年平均增長4.9%。其中，一般煙煤產量為3872.9 萬t，同比增長6.2%；煉焦煙煤產量為219.2萬t，同比增長29.3%；無煙煤產量為66.3萬t，同比下降38.8%。

1-6 月份，全區規模以上工業原煤銷售量為3791.1萬t，同比增長12.2%。

截至6月末，全區原煤庫存量為196.8萬t，庫存周轉天數為9d。

此外，1-6月份，寧夏規模以上工業焦炭產量為495.1萬t，同比增長10.7%。

1-6月份，全區工業發電量為1073億kWh，同比增長20.3%，比1-5月份回落0.9個百分點，比2019年1-6月份增長31.1%，2年平均增長14.5%。其中，火力發電量為832.1 億kWh，同比增長16.2%；水電、風電、太陽能等可再生能源發電量為240.9億kWh，同比增長37.2%，可再生能源發電量占工業發電量的比重由2020年同期的19.8%提高到22.5%。

在可再生能源發電量中，水力發電量為9.6億kWh，同比下降5.8%；風力發電量為143.6 億kWh，同比增長48%；太陽能發電量為87.7 億kWh，同比增長28.2%。

上半年云南省規模以上原煤產量同比增長14.7%

云南省能源局日前發布的數據顯示，2021年上半年，云南省能源生產供應總體保持穩定，發電量和用電量快速增長，能源工業增加值增長勢頭良好，能源固定資產投資小幅增長。

煤炭方面：上半年，云南省規模以上煤炭生產企業原煤產量為2846.42 萬t，同比增長14.7%。截至7 月13 日，全省復產復建煤礦114 處，產能達6265 萬t/a。

電力方面：上半年，云南省規模以上發電企業發電量為1506.99億kWh，同比增長12.6%；全省全社會用電量為1070.39 億kWh，同比增長20.9%。其中，第一產業、第三產業用電量均實現3成以上增長；第二產業用電量增長21.9%；城鄉居民生活用電量增長7%；全省外送電量為510.93 億kWh，同比下降1.1%；電力市場化交易規模持續擴大，省內市場化交易電量為766.7億kWh，同比增長31.8%，預計為企業降低用電成本52.98億元。

此外，上半年中石油云南石化原油加工量、成品油產量均有所下降，全省銷售成品油609.8 萬t，同比增長2.1%；中緬天然氣管道輸送量22 億m3，同比基本持平，全省天然氣消費量同比增長8%，昭通頁巖氣產氣1.2億m3，超額完成全年目標任務。

上半年山西省煤炭工業實現利潤總額604億元 同比增長2.3倍

上半年，山西省規模以上工業企業實現營業收入12990.6億元，同比增長37.8%。采礦業實現營業收入4725.4億元，同比增長42.7%。其中，煤炭開采和洗選業實現營業收入4469.9 億元，同比增長42.3%；石油和天然氣開采業實現營業收入74.3 億元，同比增長20.4%。

上半年，山西省規模以上工業企業實現利潤總額1197.1 億元，同比增長2.5 倍。采礦業實現利潤總額665.3億元，同比增長2.2倍。其中，煤炭工業實現利潤總額604億元，同比增長2.3倍；煉焦工業實現利潤總額172.1億元，同比增長5.9倍；鋼鐵工業實現利潤總額191.2億元，同比增長5.9倍；有色金屬工業實現利潤總額30.1 億元，由虧轉盈增加44 億元；電力工業實現利潤總額35.6億元，同比下降31.3%。

上半年內蒙古自治區動力煤均價為375.54元/t

內蒙古發改委消息，上半年內蒙古自治區煤炭坑口價格、電煤購進價格整體高位寬幅波動。

上半年，受經濟恢復性增長等因素影響，煤炭需求保持剛性增長，全區煤炭價格整體高位運行，價格呈現“N”字型波動。截至6 月30 日，全區動力煤平均價格為375.54 元/t，較年初上漲28.34%。

上半年，蒙西電煤采購價格高位寬幅波動，整體呈“漲降漲”走勢，周環比最大波動幅度為25.17%，截至6 月25 日平均價格為482 元/t，較年初上漲26.51%。

相比之下，蒙東地區電煤采購價格整體走勢相對平穩，價格在332～358 元/t 之間波動，截至6月25 日平均價格為343 元/t，較年初上漲2.08%。

內蒙古發改委稱，專家綜合判斷，下半年煤炭市場供應增加，需求增幅放緩，價格總體水平將有所回落，“迎峰度夏”期間價格仍將高位波動。

近期湖南煤炭銷售均價為827.39元/t

湖南省商務廳消息，2021 年第30 周（7 月21-27 日），湖南省煤炭銷售均價為827.39 元/t，較前一周下跌8.7%。其中，無煙煤銷售均價為852.5 元/t，較前一周下跌11.4%；煙煤銷售均價為814.84元/t，較前一周下跌7.3%。

湖南省商務廳指出，近期國家發改委表示，正在推進煤炭儲備能力建設，總體目標是在全國形成相當于年煤炭消費量的15%、約6 億t 的煤炭儲備能力。其中，政府可調度煤炭儲備不少于2 億t，接受國家和地方政府直接調度；另外4億t是企業庫存，通過最低最高庫存制度進行調節。受此消息影響，煤炭市場對后續將有更多調控措施出臺的預期增強，導致湖南省內煤炭市場價格繼續下跌。

對于后期煤炭價格走勢，湖南省商務廳表示，一方面，工業用煤受鋼鐵、化工、化肥等行業產能受限影響，對煤炭的需求降低；另一方面，當前正值“迎峰度夏”之際，民用煤需求旺盛，全省級電網最高用電負荷創歷史新高。在保供穩價政策的支持下，煤礦先進產能釋放速度加快，開工率提升，后期煤炭供應將有一定增量，煤炭供需結構有望得到改善，預計下周全省煤炭市場價格將呈高位運行態勢。

8月份動力煤市場怎么走？

7 月份，動力煤市場供需關系始終保持緊平衡，支撐價格高位運行，進入8 月份后，將迎來夏季用煤高峰的最終考驗，動力煤市場將如何運行？

從供給端看，有望明顯增加。一是保供穩價政策持續加碼，為旺季護航。7 月23 日國家發改委發布關于做好2021 年能源“迎峰度夏”工作的通知，要求加快推進煤炭優質產能釋放。7 月28日，國家能源局召開例行新聞發布會，表示正在積極會同有關部門、重點產煤地區細化措施，緊盯落實，全力以赴做好煤炭增產增供。二是實質產能有望釋放。據國家發改委消息，鄂爾多斯38處前期因用地手續不全停產的露天煤礦已經進入表土剝離作業，涉及產能6670 萬t/a，有望在8 月份形成實際產量。另外，隨著安全形勢好轉，榆林地區受郝家梁煤礦透水事故影響停產的煤礦也將陸續復產。

從需求端看，不應過高估計消費和補庫需求。一是從往年情況看，8 月份電廠多傾向于去庫，典型的特點是日耗高而采購需求一般。二是有關方面對“迎峰度夏”時段電廠的存煤要求由原來的20d 降為7d，一定程度上降低了下游的采購需求。三是下半年“能源雙控”壓力較大，諸如鋼鐵等高耗能的產業將受到明顯抑制，將減少電廠補庫壓力。四是8 月份一般來水較好，加上白鶴灘水電站投產運行，水電的替代作用將明顯增加。

綜合來看，雖然8 月份正處于消費旺季，但是隨著前期多項調控政策進入落地期，動力煤供需關系將明顯改善，市場運行將回歸理性。