市場行情

學剛看市

北方港口現貨煤價繼續小幅回調

進入8月份以來，在主管部門不斷努力、相關增產措施密集出臺的影響下，北方港口現貨動力煤價格出現一定程度的回調，到8月13日，5500kcal/kg和5000kcal/kg兩種主流現貨動力煤在北方港口的平倉價格，分別進一步回調至1040 元/t 左右和940 元/t左右；但是，因為北方港口現貨煤價仍然面臨較強支撐（請參考前一期“學剛看市”專欄《北方港口現貨煤價短期仍將得到較強支撐》一文），所以近期煤價回調的力度偏弱。

第一，保供政策和消息面持續施壓現貨煤價。

近期動力煤保供政策及其消息面主要有：

7 月30 日國家發改委官網消息：（1）近日，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，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。（2）為貫徹落實國務院常務會關于煤炭增產增供和穩定價格的有關部署，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。目前這部分煤礦已全部復產，正在加快進行剝離作業，預計8月初即可形成實際產量，達產后日可穩定增加產量20萬t。（3）近日，國家發改委運行局負責同志帶隊赴陜西省榆林市開展保供穩價蹲點調研，評督司有關同志參加調研。調研組與榆林市發改委、能源局、市場監管局等單位開展座談交流，現場考察了榆林煤炭交易中心，深入了解榆林地區增產增供情況、煤炭市場運行態勢和產地價格情況，督促陜西省和榆林市進一步采取有力措施，保障全國煤炭穩定供應、市場平穩運行。（4）近日，國家發改委運行局負責同志帶隊赴內蒙古自治區鄂爾多斯市開展專題調研，評督司有關同志參加調研。調研組現場考察煤礦迎峰度夏期間增產增供情況，與地方有關部門和企業負責同志進行座談，了解煤礦穩產增產存在的制約和障礙，聽取短期內快速增加產量的措施建議，分析后續市場運行走勢，督促有關方面進一步做好煤炭增產保供工作。

8 月3 日國家發改委官網消息：近日，國家發改委運行局赴河北省唐山市、秦皇島市開展煤炭保供穩價專題調研。調研組與地方有關部門和港口相關企業分別開展座談交流，實地調研港口碼頭煤炭中轉、堆場存煤情況，了解港口下水煤炭市場交易情況。督促有關方面加快流通效率，保障電煤供應，及時報告交易信息，積極配合煤炭價格指數編制單位，客觀真實反映煤炭交易情況，杜絕囤積居奇、哄抬價格，促進煤炭市場平穩運行。

8 月4 日國家發改委官網消息：（1）近日，國家發改委、國家能源局聯合印發通知，明確允許聯合試運轉到期煤礦延期，延長期限原則上為1年。（2）根據國家發改委、國家能源局聯合印發的通知要求，內蒙古、山西、陜西、寧夏、新疆等5省（區）已對15座聯合試運轉到期處于停產狀態的煤礦辦理延期手續，同意聯合試運轉時間再延長1年，在確保安全的前提下增產增供。15座煤礦涉及產能合計4350萬t/a，已全部復產，預計每日可穩定增加產量15萬t。

8月11日國家發改委官網消息：（1）近日，內蒙古自治區已將7 處露天煤礦的永久用地按程序上報，總產能約1.2 億t/a。這部分煤礦永久用地批復后，生產將恢復到正常水平，月可增產增供350 萬t左右。（2）近日，全國煤炭產量明顯增加，需求持續回落，電廠供煤已經大于耗煤。調度數據顯示，8月10日全國統調電廠供煤740 萬t，創夏季歷史新高，比前期正常水平增加近60 萬t；耗煤720 萬t，比峰值回落近30萬t。生產方面，晉陜蒙煤炭日產量環比7月份同期增加近80 萬t。需求方面，“七下八上”夏季用煤高峰期接近尾聲，煤炭需求總體呈持續回落態勢。預計后期，隨著煤炭產能陸續釋放，產量還將繼續增加，煤炭供需形勢將進一步好轉。

除上述來自國家發改委官網消息之外，近日還有傳聞：（1）鄂爾多斯市可能會選擇部分優質高效礦井，將此前按照月度平均產能發放“煤管票”的管理辦法，改為按照年度總產能核發“煤管票”，從而臨時放開“煤管票”供應，也就是說，這部分煤礦的日產量或月產量，短期可能不再受到超能力生產制度的約束。（2）陜西省部分煤礦生態恢復綜合治理工程（此前稱之為“明盤項目”）可能在8 月中旬復產，屆時榆林地區產地煤炭產量會有所增加。

第二，消費企業針對北方港口的動力煤采購降溫。在北方港口現貨煤價不斷升高和政策性保供力度不斷加大、現貨煤價回調預期不斷增強的背景下，下游地區消費企業和貿易企業針對北方港口的動力煤采購出現降溫傾向，導致2021 年第26 周（6 月25日至7月1日）以來北方四港的周度日均動力煤調出量出現減少（見附圖1），而且在電煤日耗高于2020年同期的形勢下，連續6周低于2020年同期水平，從而給北方港口現貨煤價走勢帶來消極影響。

第三，北方港口現貨煤價短期仍有支撐。

一是，雖然近一段時間北方四港動力煤庫存的絕對量有所回升（見附圖2），但是仍然明顯低于前幾年同期水平，8月13日的庫存量降至1929.1萬t，分別比2019年和2020年同期減少了704萬t和509.4萬t，這一局面對北方港口現貨煤價產生較強的支撐。

二是，從北方四港的動力煤庫存的相對指標上看（見附圖3），近期北方四港的動力煤“貨船比”指標繼續運行在合理估值下線的下方，維持賣方市場傾向，現貨煤價繼續獲得支撐。

煤價深跌難實現 8月底市場或企穩

受電廠庫存偏低、剛性拉運依然存在，而環渤海港口庫存回升緩慢等因素影響，優質市場煤或再次出現供不應求現象。預計此輪煤價不會深跌，下跌的時間也不會持續時間太長。8月底，煤價將跌至谷底；之后，隨著下游電廠補庫的開始，拉煤車船的增多，市場形勢轉好。

1.煤炭需求不弱

隨著各項保供穩價政策密集出臺，后期落實政策將持續展開，國內煤炭供應格局將有所改善，環渤海港口庫存量緩慢回升，煤炭價格企穩回落。但值得注意的是，當前用電用煤需求仍處高位，全社會庫存量仍處偏低狀態，而進口煤價格不斷上漲，競爭優勢減弱；在補庫、高日耗以及國內市場份額增加的支撐下，市場形勢將迅速轉好，煤炭價格回落幅度有限。

受電廠存煤下降過快、需要階段性補庫等因素拉動，預計環渤海港口煤價將在近期止跌企穩，此輪煤價共下跌100元/t。8月底開始，煤市將迎來夏季過后補庫、冬儲煤拉運、“迎峰度冬”等用煤高峰，2021年后4個月的煤炭市場恐再無淡季。

正值夏季的后半程，民用電負荷保持一定水平，電廠日耗保持高位。截止到目前，無論是全國重點電廠，還是沿海八省電廠，均出現消耗數量高于調進、電廠存煤下降的現象，其中，沿海八省電廠存煤可用天數降至10d以下的超低水平。而目前電廠的存煤策略是消耗一些、補充一些，始終保持低庫存。經過了酷暑的消耗，各大電廠存煤下降很快，接近夏末，又到了增補庫存的時候。9月上中旬，下游終端用戶將利用這20d時間展開積極搶運，全力打高電廠庫存，將促使沿海煤炭運輸緊張有序，在很大程度上支撐了煤炭價格不會深跌。

夏季過后的9月份，氣溫明顯下降，民用電負荷減弱；但從歷年來的9月份煤炭運輸情況來看，沿海地區煤炭需求并不弱，市場也并不低迷。預計2021年也不例外。首先，5月份至今，電廠始終剛性拉運，并未開展大規模補庫，而夏季過后，正值補庫的良好時機，電廠亟需補充庫存。其次，瀕臨冬季用煤高峰，尤其東北地區10月份供暖，而煤源還沒有著落，需要提前存煤。再次，前期開展錯峰生產的高耗能企業復工復產，其中，建筑、陶瓷、鋼鐵、化工等行業開足馬力加快生產，不但促使煤炭拉運量增加，而且工業用電負荷提高。

四季度是傳統的用煤旺季，尤其是11-12月份正值數九寒冬，民用電負荷提高，南方省市的工業生產進入沖刺階段；而水電減弱，火電壓力加大。無論是內陸地區還是沿海地區，耗煤量和用電負荷均會有所提高，促使煤炭需求轉好。

2.國內煤市將更加活躍

我國經濟持續穩定恢復，運行質量進一步提升。上半年，火電發電量為2.8萬億kWh，增速達15%，水電發電量增速僅1.4%，水電對火電的擠出效應依舊偏弱。而夏季過后，2021年最后4個月，市場需求繼續看好。9月份開始，前期受限電影響停、減產的企業將復工復產，外國疫情并未結束，一些國際訂單轉移到了國內。在“金九銀十”的帶動下，經濟快速發展，拉動工業用電負荷回升至高位。前期開展錯峰生產的高耗能企業復工復產，建筑、陶瓷、鋼鐵、化工等行業開足馬力加快生產，不但自身煤炭需求增加，而且用電量也在攀高。

據外媒報道，印尼決定將對34家印尼煤企實行限制出口的處罰。受2021年煤價大漲帶動，印尼煤企紛紛大幅增加煤炭出口，導致國內供應不足。目前，印尼國家電力公司庫存均在低位運行，其旗下12個電廠中有8個電廠存煤可用天數不足10d，4個電廠不足5d。而遭到處罰的34家煤企中，有3家企業煤炭出口量較大，這3 家煤企2020 年對華出口量占我國進口印尼煤炭總量的11.2%。印尼增加國內供應，出口裝運期延后，疊加印尼煤價格不斷攀高，將在一定程度上影響我國煤炭進口。

2021 年夏季，由于三伏天較長，民用電負荷較高。無論是重點電廠還是沿海電廠，均在積極消耗庫存，減少采購，促使存煤量出現大幅下降。9、10月份，利用這一時間段，電廠將開展集中補庫，確保在冬季到來之前將庫存打到高位，拉動市場轉好。而11、12月份是傳統的用煤旺季，正值寒冬時節，民用電負荷提高，工業生產進入沖刺階段；冬季水電減弱，沿海地區外購電減少，火電壓力加大。無論是內陸地區還是沿海地區，耗煤量和用電負荷均會有所提高，促使動力煤市場繼續保持活躍。2021年，我國國民經濟保持穩中加固、穩中向好態勢，9月份到年底的煤炭市場和價格走勢或高位運行。

3.新一輪補庫即將展開

而進入9 月份，市場需求也不弱，9 月份雖是淡季，卻是傳統的存煤季節；水泥、化工、印染、陶瓷等行業以及地方熱電，需要補充市場煤；部分前期錯峰生產的行業在夏季過后，會開足馬力生產。加之9月下旬，大秦線將開展為期20d的集中檢修，電廠需要提前存煤，促使9月份煤炭市場需求并不弱，預計9月份港口煤價走勢和8月份非常接近，出現漲、跌、漲的走勢。

我國經濟穩定恢復，煤炭需求保持強勁；而下游電廠嫌煤價高，不拉煤。上游煤礦嫌煤價倒掛，而減少供應，造成港口存煤量減少，電廠存煤也在減少。從另一方面分析，物價在上漲，煤炭需求在增加，國際煤價也高位運行；疊加“三西”主產地煤價不斷走高，港口煤價很難獨善其身，中高位運行也在意料之內。下半年，國內經濟仍舊向好，工業用電需求仍顯強勁；另外，冬季用儲煤高峰也將到來，后期電廠電煤需求仍有較強支撐。

考慮到煤礦安全檢查、環保、超能力生產檢查仍相對普遍，再加上“金九銀十”、經濟發展及冬季儲煤高峰的到來，煤炭依然是緊俏商品，我國動力煤市場繼續看好，未來一段時間，我國煤炭市場將呈現供需兩旺走勢。2021年后4個月，“三西”地區煤炭產能加快釋放，疊加需求繼續保持增長態勢，煤炭市場將更加活躍；而疫情、天氣等不確定因素對各大煤炭出口國帶來影響，印尼要求其國內煤炭企業執行最低國內市場銷售義務，使本就出口緊張的資源量進一步收縮。目前，印尼煤5500kcal/kg動力煤到達南方市場的到岸價高達1030元/t，國際煤價的高位運行，助推了沿海電廠對國內煤炭需求采購的增加。

截止到8 月5 日，全國重點電廠合計存煤5148萬t，存煤數量較6 月下旬減少了1649 萬t，同比減少3450 萬t。截止到8 月10 日，南方沿海八省電廠合計存煤2276萬t，存煤可用天數9.7d。預計從8月下旬開始，下游終端用戶積極增派船舶趕往北方港口拉運煤炭，掀起電煤搶運高峰。上游先進產能加快釋放，鐵路和港口發運量回升至高位，而下游積極拉運采購，促使沿海煤炭市場供需雙高再現，而煤價反彈需要等到8月底、9月初。

（慧 民）

1-7月份全國原煤產量為226187萬t 同比增長4.9%

近日，國家統計局發布數據顯示，7月份，全國原煤生產量為31417萬t，同比下降3.3%，降幅比6月份收窄1.7個百分點，比2019年同期下降6.9%，2年平均下降3.5%，日均產量為1013 萬t；煤炭進口量為3018萬t，同比增長15.6%。

1-7 月份，全國原煤產量為226187 萬t，同比增長4.9%，比2019 年同期增長4.8%，2 年平均增長2.4%；煤炭進口量為16974 萬t，同比下降15%。

7 月份，全國鋼材產量為11100 萬t，同比下降6.6%。1-7月份，全國鋼材產量為80902萬t，同比增長10.5%。

7 月份，全國焦炭產量為3879 萬t，同比下降2.9%。1-7月份，全國焦炭產量為27644萬t，同比增長3.2%。

7 月份，全國水泥產量為20582 萬t，同比下降6.5%。1-7月份，全國水泥產量為135304萬t，同比增長10.4%。

7 月份全國焦炭產量為3879萬t 同比下降2.9%

國家統計局發布的最新數據顯示，7月份，全國焦炭產量為3879萬t，同比下降2.9%，較2019年7月份的3961.2萬t下降2.08%。

環比來看，7月份焦炭產量較6月份的3891萬t減少12萬t、下降0.31%，連續第3個月環比下降。

1-7 月份，全國焦炭產量為27644 萬t，同比增長3.2%，增幅較前6 個月收窄0.9 個百分點，較2019年收窄3.5個百分點。

7月份，作為中間產品的焦化行業，在下游產品和上游原料的共同影響下，價格經歷了由降轉升的過程。7 月上半月在鋼鐵限產的風波影響下，焦化行業價格走低，生產積極性有所減；7 月下半月，在自身限產疊加焦煤價格大幅上漲的影響下，價格再次反轉上漲，但同樣在二者的影響下，開工率有所回落，致使焦炭產量同、環比均呈下降趨勢。

從煤鋼焦整體產業鏈來看，有數據顯示，隨著國家層面政策的頻頻出手，下游產品產量出現明顯減量，尤其是粗鋼產量。如果后期針對鋼鐵行業的去產能政策持續深入，那么焦炭產量大概率將跟隨減少。

商務部：7月份全國煤炭價格環比上漲2.4%

據商務部監測，7 月份全國生產資料市場價格環比上漲1.2%。

從主要品種來看：化肥價格環比上漲5.2%，同比上漲31.6%，其中尿素和三元復合肥價格環比分別上漲5.4%和3.5%；成品油價格環比上漲2.4%，同比上漲26.2%，其中95 號汽油、0 號柴油和92 號汽油價格環比分別上漲2.5%、2.4%和2.3%；煤炭價格環比上漲2.4%，同比上漲21.3%，其中動力煤、二號無煙塊煤和煉焦煤價格環比分別上漲2.9%、1.5%和1%；鋼材價格環比上0.4%，同比上漲32.3%，其中，螺紋鋼、熱軋帶鋼和高速線材價格環比分別上漲0.7%、0.5%和0.3%；有色金屬價格與6 月份持平，同比上漲30.8%，其中，鋁價環比上漲2.5%，銅和鋅價格環比分別下降1.3%和0.7%。

上半年陜西省規模以上工業原煤產量為3.4億t 同比增長9.7%

陜西省統計局日前發布的數據顯示，上半年，陜西省規模以上工業原煤產量為3.4 億t，同比增長9.7%，增速較2020年同期回落7.1個百分點，高于全國增速3.3個百分點，2年平均增長13.2%，高于全國平均增速9.7個百分點。

上半年，陜西省各月原煤始終保持穩定供應，6月份，原煤產量5850.33萬t，受同期基數較大影響，同比下降7.4%，低于全國增速2.4個百分點。

上半年，陜西省規模以上工業發電量為1320.57億kWh，同比增長19.3%，增速較2020年同期加快9.3個百分點，高于全國增速5.6個百分點，2年平均增長14.6%，高于全國平均增速8.7個百分點。

6 月份，陜西省規模以上工業發電量為212.7億kWh，同比增長22%，高于全國增速14.6個百分點。

從發電結構看，陜西省火力發電、風力發電量增長較快，比重均提高。上半年，火力發電量同比增長20.3%，占發電總量的88.8%，較同期占比增加0.5 個百分點；水力發電量同比下降9.7%，占發電總量的3.1%，占比減少1.2個百分點；風力發電量同比增長45.7%，占發電總量的5%，占比增加1.1個百分點；太陽能發電量同比下降0.8%，占發電總量的3.1%，占比減少0.4個百分點。

7 月份內蒙古自治區煤炭價格漲幅回落

內蒙古自治區價格監測和認定中心消息顯示，7 月份，國內供應增加、進口煤量創年內新高，煤炭市場供需緊張局面有所緩解，煤炭價格漲幅回落。全區動力煤平均坑口折標價格為402.52 元/t，環比上漲5.75%，漲幅較6月份回落3.37個百分點。

其中，內蒙古東部地區褐煤平均坑口折標價格為304.50 元/t，環比略降0.58%，鄂爾多斯市動力煤平均坑口折標價格為641.13 元t，環比上漲11.65%，漲幅回落1.35個百分點。

7 月份，西部地區電煤折算為標準煤（5000kcal/kg）后平均購進價格為520.8元/t，環比上漲9.99%，同比上漲100.77%；東部地區電煤折算為標準煤（5000kcal/kg）后平均購進價格為346元/t，環比略降0.43%，同比下降2.81%。

該中心表示，2021年以來，煤炭需求旺盛，供應總體穩定，供應增速不及需求增速，價格持續快速上漲。煤炭價格上漲的原因主要有：

1.需求增長較快。1-6 月份，全國煤炭消費量約21億t，同比增長10.7%。其中，發電用煤需求和建材用煤需求增長較快，同比分別增長16.2%和12%，電煤對煤炭消費增長貢獻率達到76.7%。

2.國內供應增速不及需求增速。1-6 月份，全國規模以上企業原煤產量為19.5 億t，同比增長6.4%。其中，受臨時用地審批期限到期、新建煤礦采礦證辦理進度緩慢等因素影響，煤炭主產區三西地區（內蒙古、山西、陜西）煤炭產量同比增速連續回落，該區煤炭產量同比持續減少；遼寧、寧夏從產煤區變為調入區，全國煤炭供應增幅總體受限。

3.進口煤炭同比大幅減少。1-6 月份，全國煤炭進口量為1.4 億t，同比下降19.7%，對國內市場調峰穩價功能弱化。后期，煤炭價格走勢取決于國內市場供應增量。綜合鄂爾多斯當地煤炭核準產能生產情況來看，隨著可釋放產能的陸續釋放，價格有望小幅回落，但高位持續期仍將長時間存在。

內蒙古自治區價格監測和認定中心建議，針對“迎峰度夏”期間煤炭資源偏緊的情況，下一步加強能源供需形勢監測預警，統籌煤炭供應，確保“迎峰度冬”期間能源供應平穩有序。

在保障生態環境、安全生產的前提下，積極釋放產能增加煤炭供應是平抑煤炭價格的根本舉措。與國家有關部委積極協調，一是適當延長復墾還地周期和臨時用地審批期限、加快新建煤礦采礦證辦理進度、加快推動辦理產能核增手續；二是將采剝條件好、用地指標充足的中小型露天煤礦作為儲備煤礦，并按照實際生產能力核定儲備產能，在供應緊張時啟動應急儲備產能，保障煤炭供應。

7 月份全國能源生產情況

7月份，規模以上工業原煤生產同比降幅收窄，原油生產基本平穩，天然氣生產增速有所放緩，電力生產增速加快。以2019年7月份為基期，原煤產量2 年平均增速下降，原油生產增長保持穩定，天然氣、電力生產增長較快。

一、原煤、原油和天然氣生產及相關情況

原煤生產降幅收窄。7月份，生產原煤3.1億t，同比下降3.3%，降幅比6 月份收窄1.7 個百分點，比2019年同期下降6.9%，2年平均下降3.5%，日均產量為1013 萬t；進口煤炭3018 萬t，同比增長15.6%。1-7 月份，生產原煤22.6 億t，同比增長4.9%，比2019年同期增長4.8%，2年平均增長2.4%；進口煤炭16974萬t，同比下降15%。

港口煤炭綜合交易價格持續上漲。7 月30 日，秦皇島港5500kcal/kg、5000kcal/kg 和4500kcal/kg 動力煤綜合交易價格分別為845 元/t、773 元/t 和686元/t，比6月25日分別上漲26元/t、34元/t和38元/t。

原油生產穩定增長，加工量由升轉降。7月份，生產原油1687萬t，同比增長2.5%，比2019年同期增長3.1%，2年平均增長1.5%，日均產量為54.4萬t；加工原油5906萬t，同比下降0.9%，比2019年同期增長11.4%，2年平均增長5.6%，日均加工190.5萬t。1-7月份，生產原油11621 萬t，同比增長2.4%，比2019年同期增長3.9%，2 年平均增長1.9%；加工原油41241 萬t，同比增長8.9%，比2019 年同期增長11.4%，2年平均增長5.5%。

原油進口降幅收窄，國際原油價格高位震蕩。7 月份，進口原油4124 萬t，同比下降19.6%。1-7月份，進口原油30183 萬t，同比下降5.6%。7 月30日，布倫特原油現貨離岸價格為77.72 美元/桶，比6月30日的76.94美元/桶上漲1%。

天然氣生產增速放緩。7月份，生產天然氣158億m3，同比增長9.8%，增速比6 月份回落3.3 個百分點，比2019年同期增長15.1%，2年平均增長7.3%，日均產量5.1億m3。1-7月份，生產天然氣1202億m3，同比增長10.7%，比2019 年同期增長21.2%，2 年平均增長10.1%。

天然氣進口快速增長。7月份，進口天然氣934萬t，同比增長27%。1-7月份，進口天然氣6896萬t，同比增長24%。

二、電力生產情況

電力生產加快。7 月份，發電量為7586 億kWh，同比增長9.6%，增速比6 月份加快2.2 個百分點，比2019 年同期增長11.7%，2 年平均增長5.7%，日均發電244.7 億kWh。1-7 月份，發電量為46450 億kWh，同比增長13.2%，比2019 年同期增長12.2%，2 年平均增長5.9%。

分品種看，7 月份，火電、核電、風電均較快增長，水電降幅收窄，太陽能發電略有回落。其中，火電同比增長12.7%，以2019 年7 月份為基期，2 年平均增長5.8%；水電下降4.3%，2 年平均增長0.8%；核電增長14.4%，2年平均增長10.5%；風電增長25.4%，2 年平均增長24.3%；太陽能發電增長12.1%，2 年平均增長5.5%。