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簡析近期煤價超預期上漲的原因

從環渤海地區主要港口現貨動力煤的交易報價情況看，進入9月份之后處于持續上漲態勢，近日甚至出現了加速上漲。其中，5500kcal/kg 和5000kcal/kg兩種主流品質的現貨煤價，已經分別超過了1450元/t和1300元/t，而且還沒有停止上漲的跡象，這一局面顯著超出了各方的普遍預期。究其原因，除了動力煤供應端的增量繼續不及預期之外，入秋之后電煤消費仍然高位運行也是主因之一。

第一，晉陜蒙三大產地煤炭產量的增量仍然未能有效釋放。綜合來自各方面的情況看，全國煤炭產量的增量繼續顯著低于預期，是導致近期市場動力煤價格從產地到港口、再到下游地區普遍快速拉升的根本原因。

首先，8 月份晉陜蒙等核心產地煤炭產量增量顯著不足。按照國家統計局最新公布的8月份全國原煤產量數據（見附表1），盡管得到了國務院的大力支持，在2021 年8 月中旬一次性集中批準了1.5億t 煤礦核增產能（其中鄂爾多斯市4270 萬t），國家發改委及國家能源局等相關主管部門也陸續出臺了多項煤炭保供措施，進行了多方協調和不懈努力，但是從實際效果上看，全國原煤產量的總體增量僅有266萬t，晉陜蒙三大產地煤炭產量的增量似乎仍然未能有效釋放。其中，內蒙古自治區和陜西省的原煤產量甚至繼續處于負增長局面，不僅整個產業鏈供求關系緊張局面未能得到緩解，動力煤的社會庫存延續著2021年3月份以來的不斷減少態勢，也進一步加大了9月份動力煤市場供求關系的隱患。

其次，鄂爾多斯和榆林地區的煤炭產量提升緩慢。進入9月份之后，至少到目前為止，晉陜蒙三大產地煤炭產量的釋放仍然受阻。

在鄂爾多斯地區，盡管8 月下旬以來在產煤礦數量不斷增加，但是煤炭日產量卻持續低于各方預期（見附圖1）。具體來看，9 月12 日鄂爾多斯市的在產煤礦數量增至220座，比2020年10月下旬增加了23 座，但是9 月1-12 日的煤炭日均產量卻只有206.7 萬t，明顯低于2020 年10 月下旬226.6 萬t 的日均水平，也僅比2021 年1 月份204.5 萬t 的日均水平提高了2.2萬t，在各級政府大力推動煤炭保供的背景下，“只見煤礦增、不見產量多”的現象和動力煤市場供不應求局面遲遲得不到有效改善，煤價上漲在所難免。

附表1：主流港口和樣本電廠動力煤庫存情況

在榆林地區，歷時12天的第十四屆全運會已經于9 月15 日在西安開幕，此前，陜西省采取了加強煤礦安全生產檢查、加強火工品管制、加強公路運輸治理等可能影響煤炭生產和銷售的一系列措施；隨著習近平總書記9 月13 日蒞臨陜西省榆林市考察調研，榆林市政府對當地煤炭生產和運輸的管制措施進一步升級，甚至臨時叫停部分煤礦的生產（大約3～5天時間）和銷售（主要是通過汽車運輸方式的銷售），迫使此前針對榆林地區的部分煤炭需求轉向了臨近的鄂爾多斯地區，從而助推榆林和鄂爾多斯地區煤炭供求關系進一步趨緊，煤炭出礦價格隨之上漲。

第二，全國主流港口動力煤庫存水平繼續走低。首先，進入9月份之后，全國主流港口的動力煤庫存量繼續減少，并且已經顯著低于近4 年來的同期水平（見附圖2、附表2），嚴重削弱了港口對動力煤供應的調節和保障能力。

其次，北方主要港口動力煤市場供求關系持續緊張。7 月中旬以來，北方四港的“貨船比”指標持續大幅低于合理估值的下線（見附圖3），預示北方港口動力煤市場的供求關系持續處于較強的供不應求局面，市場的看漲情緒不斷累積。

第三，“秋老虎”現象對用電、用煤需求的拉動作用突出。8月6日立秋之后的一個多月來，全國多地氣溫高于往年同期水平，“秋老虎”現象比較突出，受此影響，沿海地區的降溫用電負荷持續保持高位，沿海八省樣本電廠的電煤日耗水平也居高不下（見附圖4），不僅環比降幅較小（9 月1-14 日的電煤平均日耗為207.2 萬t，僅比8 月份“迎峰度夏”高峰時期的電煤平均日耗下降了3.9%），同比增速甚至呈現擴大傾向（9 月1-14 日的電煤平均日耗比2020 年同期提高了17.6%，明顯大于2021 年8 月份同比增長10.2%的水平），這一態勢使得發電企業的電煤采購需求難以降溫，進而導致北方港口錨地待裝煤炭船舶數量居高不下，現貨動力煤供求關系的緊張程度有所升溫，也成為現貨煤價被不斷推高的主要原因。

附表2：3年來全國主流港口9月15日動力煤庫存情況

第四，消費企業增加動力煤采購的緊迫感不斷增強。一是，電煤庫存水平持續走低、電煤庫存量可用天數偏低（見附圖5），補庫壓力不斷加大。二是，據太原鐵路局消息，大秦線秋季集中檢修將于國慶長假期間展開，10月25日之前結束。維修期間，每天上午3～5小時“開天窗”停電檢修，預計每日完成貨物運量將由正常情況的125萬t降至100～105萬t，盡管當前大秦線的日均運量水平偏低，帶來的影響低于預期，但是在進港量已經低位的背景下，其負面影響仍然存在被放大的可能。三是，國慶節之后（即未來不到1 個月的時間），北方地區將陸續進入到冬季供暖期，電煤消費量和需求量必然增加，將對沿海地區下游消費企業的動力煤采購需求帶來不利影響。四是，北方港口的動力煤庫存已經降至并長時間運行在近幾年少有的低位水平，使得發電企業增加電煤冬儲的難度加大。五是，綜合來自各方面氣象信息，2021 年至2022 年冬季拉尼娜現象帶來“冷冬”的可能性比較大，將促使取暖用電負荷和煤炭消費的增加，也進一步促使發電企業的電煤補庫壓力增大。

國家統計局：9月上旬全國煤炭價格穩中有漲

國家統計局9 月14 日公布的數據顯示，9 月上旬全國煤炭價格繼續呈穩中有漲的態勢。各煤種具體價格變化情況如下：

無煙煤（洗中塊，揮發分≤8%）價格為1623.8元/t，較上期上漲83.8元/t，漲幅5.4%。

普通混煤（山西粉煤與塊煤的混合煤，熱值4500kcal/kg）價格為775元/t，與上期持平。

山西大混（質量較好的混煤，熱值5000kcal/kg）價格為865元/t，與上期持平。

山西優混（優質的混煤，熱值5500kcal/kg）價格為945元/t，與上期持平。

大同混煤（大同產混煤，熱值5800kcal/kg）價格為970元/t，與上期持平。

焦煤（主焦煤，含硫量1%）價格為3750 元/t，較上期上漲600元/t，漲幅19%。

上述數據顯示，9月上旬全國煉焦煤、無煙煤價格持續上漲；動力煤價格持續穩定運行。

此外，9 月上旬全國焦炭（二級冶金焦）價格為3619.9 元/t，較上期上漲376.1 元/t，漲幅11.6%。

商務部：近期全國煤炭價格小幅上漲

據商務部監測，9月6-12日，全國煤炭價格小幅上漲，其中，煉焦煤、動力煤和二號無煙塊煤價格分別為904 元/t、775 元/t 和1065 元/t，分別上漲3.7%、1.3%和0.5%。鋼材價格小幅上漲，其中，螺紋鋼、高速線材和普通中板價格分別為5254 元/t、5505 元/t 和5577元/t，分別上漲1.5%、1.5%和0.7%。

1-8月份全國原煤產量為259724萬t 同比增長4.4%

近日，國家統計局發布數據顯示，2021 年8 月份，全國原煤產量為33524萬t，同比增速由7月份下降3.3%轉為增長0.8%，比2019年同期增長0.7%，2年平均增長0.3%，日均產量為1081 萬t。煤炭進口量為2805萬t，同比增長35.8%。1-8月份，原煤產量為259724 萬t，同比增長4.4%，比2019 年同期增長4.2%，2 年平均增長2.1%；煤炭進口量為19769 萬t，同比下降10.3%。

8 月份，全國鋼材產量為10880 萬t，同比下降10.1%。1-8 月份，鋼材產量為91833 萬t，同比增長7.3%。

8月份，全國焦炭產量為3967萬t，同比下降5%。1-8月份，焦炭產量為31958萬t，同比增長2.5%。

8 月份，全國水泥產量為21517 萬t，同比下降5.2%。1-8月份，水泥產量為157325萬t，同比增長8.3%。

商務部：8月份全國煤炭價格環比上漲4.4%

據商務部監測，8 月份全國生產資料市場價格環比上漲2%。從主要品種來看：

煤炭價格環比上漲4.4%，同比上漲26.5%。其中，動力煤、二號無煙塊煤和煉焦煤價格環比分別上漲4.7%、4.5%和2.7%。

鋼材價格環比上漲1.7%，同比上漲33.2%。其中，槽鋼、螺紋鋼和高速線材價格環比分別上漲2.1%、1.9%和1.6%。

有色金屬價格環比上漲1.7%，同比上漲30.7%。其中，鋁和鋅價格環比分別上漲4.9%和0.9%，銅價下降0.2%。

化肥價格環比上漲1.2%，同比上漲32.2%。其中，三元復合肥和尿素價格環比分別上漲3.7%和0.9%。

成品油價格環比下降1.9%，同比上漲23%。其中，0號柴油、92號汽油和95號汽油價格環比分別下降2%、1.9%和1.6%。

湖南省電煤庫存平均可用天數超過16天

湖南省統計局日前公布的數據顯示，8月份，湖南省統調電廠電煤消耗377.7萬t，自8月中旬以來，受持續高溫緩解等因素影響，全省電煤庫存逐漸上升，可用天數隨之上漲，截至9月7日，全省電煤庫存平均可用天數超過16天。

2021 年1-8 月份，湖南省統調電廠電煤消耗2118.4萬t，同比增長24.9%。

用電方面：1-8 月份，湖南省全社會用電量1418.1 億kWh，同比增長14.2%。其中，8 月份全社會用電量204.2 億kWh。8 月全省電力負荷走勢與平均溫度趨同，由于8 月份湖南地區氣溫低于2020年同期水平，各市（州）降水明顯偏多，整體降溫負荷已在7 月中下旬提前釋放，且2020 年同期大范圍持續高溫導致電量基數較高，8 月份全省全社會用電量同比僅增長2%，增速有所回落，預計與全國用電量增速基本一致。

發電方面：湖南電網2021年1-8月份水力發電量為431.8 億kWh，與2020 年基本持平；火力發電量為608.2億kWh，同比增長18%，“壓艙石”作用仍然顯著；風力發電量為96.6 億kWh，同比增長52.8%；太陽能發電量為24.2 億kWh，同比增長16.9%，新能源發電在能源轉型方面的作用愈發明顯。

8月份全國焦炭產量為3967萬t 同比下降5%

國家統計局近日發布的最新數據顯示，8月份，全國焦炭產量為3967萬t，同比下降5%，降幅較7月份擴大2.1 個百分點，較2019 年的4000 萬t 下降0.83%。

環比來看，8月份焦炭產量較7月份的3879萬t增加88萬t、增長2.27%，4月份以來首次環比增長。

2021年1-8月份，全國焦炭產量為31958萬t，同比增長2.5%，增幅較前7個月收窄0.7個百分點。

環渤海動力煤價格指數報收于733元/t

2021 年9 月8-14 日，環渤海動力煤價格指數報收于733元/t，環比上漲12元/t。

從環渤海6 個港口交易價格的采集計算結果看，24個規格品價格全部上漲，漲幅為5～15元/t。

分析認為，前期影響因素加強，本期市場再添新特點，我國煤炭市場供需偏緊格局未改，本周期，環渤海動力煤價格延續漲勢。

一、港口貨源結構性矛盾問題突出。基于發運成本及客戶結構調整，近期集港貨源持續偏緊，尤其是現貨供應，環渤海港口貨源結構性矛盾問題進一步加重。港口優質高卡煤貨源稀少且價格漲勢強勁，拉高沿海煤價整體水平。

二、部分產區煤炭生產受限。第十四屆全運會活動召開期間，陜西部分優質煤源產區煤炭生產受限，打亂了原本市場采購節奏，部分需求分流周邊煤炭市場。銷售火爆形勢下，價格漲勢依舊，繼續抬高煤炭到港發運成本。

三、多因素制約煤炭物流環節。超強臺風“燦都”來襲、第十四屆全運會活動期間多處高速路口封閉，我國沿海及內陸煤炭運輸時段性、階段性受阻，加重了區域煤炭市場供需矛盾。終端用戶庫存回補不暢，北上剛性補庫需求放大。

綜合來看，當前我國煤炭市場看漲情緒依舊高漲，但持續刷新歷史高點的現貨煤價，已觸發市場恐高情緒，再加上政策調控具有不確定性、供給增量短期難兌現、煤炭消費可預見性回落，市場預期分歧加大，避險意識操作下，市場交易逐步回歸理性，煤價或將進入新一輪等待期。

沿海航運市場方面，秦皇島海運煤炭交易市場發布的海運煤炭運價指數（OCFI）顯示，9月8-14日，海運煤炭運價指數明顯上行。截至9月14日，運價指數收于1400.03 點，與9 月7 日相比，上漲165.08點，環比上漲13.37%。

具體到部分主要船型和航線，2021 年9 月14日與2021 年9 月7 日相比，秦皇島至廣州航線5～6萬t船舶的煤炭平均運價報70.9元/t，環比上漲2.1元/t；秦皇島至上海航線4～5 萬t 船舶的煤炭平均運價報52.5 元/t，環比上漲6.5 元/t；秦皇島至江陰航線4～5 萬t 船舶的煤炭平均運價報54.4 元/t，環比上漲6.4元/t。

2021年8月份全國能源生產情況

2021 年8 月份，規模以上工業原煤生產由降轉升，原油生產平穩增長，天然氣增長有所加快，電力增幅回落較大。以2019年8月份為基期，原煤生產2 年平均增速由負轉正，原油生產保持平穩，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

原煤生產由降轉升。8 月份，全國原煤產量為3.4億t，同比增速由7月份下降3.3%轉為增長0.8%，比2019年同期增長0.7%，2年平均增長0.3%，日均產量為1081 萬t。煤炭進口量為2805 萬t，同比增長35.8%。1-8 月份，原煤產量為26 億t，同比增長4.4%，比2019 年同期增長4.2%，2 年平均增長2.1%；進口煤炭19769萬t，同比下降10.3%。

港口煤炭綜合交易價格上漲。8 月27 日，秦皇島港5500kcal/kg、5000kcal/kg 和4500kcal/kg 動力煤綜合交易價格分別為885 元/t、798 元/t 和706 元/t，比7月30日分別上漲40元/t、25元/t和20元/t。

原油生產平穩，加工量降幅有所擴大。8月份，全國原油產量為1703 萬t，同比增長2.3%，增速比7月份回落0.2 個百分點，比2019 年同期增長4.7%，2年平均增長2.3%，日均產量54.9萬t；原油加工量為5835 萬t，同比下降2.2%，降幅比7 月份擴大1.3 個百分點，比2019 年同期增長6.8%，2 年平均增長3.3%，日均加工188.2 萬t。1-8 月份，原油產量為13322萬t，同比增長2.4%，比2019年同期增長4%，2年平均增長2%；原油加工量為47079 萬t，同比增長7.4%，比2019年同期增長10.8%，2年平均增長5.3%。

原油進口降幅繼續收窄，國際原油價格略有回落。8月份，全國原油進口量為4453萬t，同比下降6.2%，降幅比7 月份收窄13 個百分點；1-8 月份，原油進口量為34636萬t，同比下降5.7%。8月份，國際油價仍在65～75 美元/桶區間震蕩，8 月31 日，布倫特原油現貨離岸價格為73.45 美元/桶，比7 月30 日的77.72美元/桶下降5.5%。

天然氣生產有所加快。8 月份，全國天然氣產量為159 億m3，同比增長11.3%，增速比7 月份加快1.5 個百分點，比2019 年同期增長15.5%，2 年平均增長7.5%，日均產量為5.1億m3。1-8月份，天然氣產量為1361 億m3，同比增長10.8%，比2019 年同期增長20.5%，2年平均增長9.8%。

天然氣進口增速回落。8 月份，全國天然氣進口量為1044 萬t，同比增長11.5%，增速比7 月份回落16.4個百分點。1-8月份，天然氣進口量為7931萬t，同比增長22.2%。

二、電力生產情況

電力增幅回落較大。8 月份，全國發電量為7383億kWh，同比增長0.2%，增速比7月份回落9.4個百分點，比2019 年同期增長7.1%，2 年平均增長3.5%，日均發電量為238.2億kWh。1-8月份，發電量為53894 億kWh，同比增長11.3%，比2019 年同期增長11.6%，2年平均增長5.7%。

分品種看，8 月份，火電、核電、風電、太陽能發電增速均放緩，水電降幅略有擴大。其中，火電同比增長0.3%，以2019 年8 月份為基期，2 年平均增長3.2%；水電下降4.7%，2 年平均增長1.9%；核電增長10.2%，2 年平均增長5.5%；風電增長7.0%，2 年平均增長12.7%；太陽能發電增長8.5%，2 年平均增長5.3%。

中國煤炭運銷協會預判：9月份市場煤價格有望回落

近日，中國煤炭運銷協會發布8 月份煤炭市場運行分析及后期走勢預測顯示，8 月份以來，國內煤炭增產保供政策效果逐步顯現，煤炭進口同比大幅增長，且隨著高溫天氣逐漸減退，動力煤消費旺季特征有所減弱，市場供需形勢明顯好轉、價格漲勢趨緩。9 月中旬將有近5000 萬t/a 產能的露天煤礦取得接續用地批復，并陸續恢復正常生產。加上煤炭需求有所回落，預計后期市場供需形勢將繼續改善，市場煤價格有望回落。

據中國煤炭運銷協會調度數據顯示，8 月份重點監測煤炭企業日均煤炭產量686 萬t，環比增長7.7%，同比增長7.5%。8 月上旬，內蒙古、山西、陜西、寧夏、新疆5 省（區）對15 座聯合試運轉到期處于停產狀態的煤礦，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，涉及產能4350萬t/a。在產能核增方面，國家發改委發文允許部分有產能核增需求的煤礦采取承諾的方式進行產能置換；在用地審批方面，繼7 月份內蒙古鄂爾多斯38 處停產露天煤礦復產后，8 月份又有16 處露天煤礦取得接續用地批復，涉及產能2500 萬t/a。隨著核增和新批煤礦陸續復產，煤炭增產增供政策效果逐漸顯現，煤炭產量較快增長。

從需求來看，我國工業經濟復蘇勢頭有所減弱，加上夏季用煤旺季臨近尾聲，主要耗煤產品產量增速下降。其中，8 月份火電發電量環比下降1%、同比增長1%左右；重點鋼鐵企業生鐵產量環比下降1%、同比下降3%左右；建材行業生產環比也保持回落態勢。受此影響，8 月份我國煤炭消費量增速明顯回落。

分析指出，8 月份煤炭市場供需偏緊，各環節煤炭庫存量環比、同比均有下降，全社會煤炭庫存量總體偏低。而隨著供需形勢好轉，動力煤市場價格漲勢趨緩。8 月末，山西大同5500kcal/kg 動力煤坑口價為905 元/t，比7 月末上漲10 元/t、漲幅1.1%，漲幅比7月份回落75元/t、8個百分點。

9 月1-7 日，中煤運銷協會重點監測煤炭企業日均煤炭產量為696 萬t，比8 月份日均增長1.5%、同比增長4.5%，重點企業煤炭產銷勢頭良好。據悉，9 月中旬將有近5000 萬t/a 產能的露天煤礦取得接續用地批復。隨著煤礦手續辦理和產能核增進程加快推進，優質煤炭產能將加快釋放，主產地煤礦將有效發揮增產保供主力軍作用，煤炭產量有望保持增長。但同時，因煤礦安全、環保、土地等環節嚴格監管趨于常態化，部分省（區）將持續推進新舊動能轉換，加快淘汰煤炭落后產能，惡劣天氣、突發事件等不確定因素也可能影響煤炭生產，預計部分地區煤炭產能釋放可能受限。

另據預判，9、10 月份是煤炭消費淡季，隨著氣溫下降，電廠煤耗水平將明顯回落。氣象部門預計，9 月份全國多地降水偏多，預計水電出力有所增加，后期水電對煤電的替代作用將會增強。受到碳減排、能耗雙控等政策影響，鋼鐵、建材、化工行業生產將繼續受限，相關行業煤炭需求量可能下降。

綜合來看，隨著主產地煤炭產能加快釋放，預計后期煤炭供應有望保持增長，煤炭需求將有所減弱，煤炭市場供需形勢將繼續改善，市場煤價格將有所回落。