一、近期市场情况分享

近期沿海市场、国内市场、产地价格跌幅超预期，主要

原因是国内经济复苏不及预期。

沿海电煤需求：电煤消费差于全国平均水平，到5月底才超出21年同期水平（22年同期疫情管控严格导致用电基数较低），进出口对沿海地区经济冲击更大；

内陆电煤需求：从4月中旬后好于21年同期水平了。

非电煤需求：配焦煤向动力煤市场的转移，变相增加动力煤供应。

现货价格：由于需求和供给出现逆走势，电厂、港口从3月初开始持续累库，到5月中旬受市场传闻（原供应欧洲、印度市场的南非煤、哥伦比亚煤转向中国销售）影响，两天内进口动力煤价格暴跌80+元/吨，压垮沿海地区动力煤市场情绪、打破对夏季高峰的预期，导致沿海动力煤市场崩盘，十几天内跌幅200+元/吨，同时跌势向产地转移。今年以来，产地价格降幅低于沿海市场，说明内陆地区供求关系好于沿海。上周五沿海地区动力煤止跌触底，预计下周出现反弹，力度和持续性取决于消费、进口及经济状况。对今年后期的国内动力煤市场偏乐观，预计国内经济增速会保持前低后高的态势，对应煤炭消费增速也将是前低后高。即使增速达不到 5.0%，也将好于去年。

二、后期市场展望

上半年煤炭进口、生产增量均较大，预计下半年增量将逐渐减少，而供应增量和需求增量在时间上的错配将导致动力煤供求呈现先松后紧的态势，因此动力煤现货价格预计先抑后扬。

消费：2022年经济增速3.0%，煤炭消费增速4.3%。今年经济增速如果达到5.0%，煤炭消费增速不会低于4.3%，对应增量2+亿吨。

生产：前两年煤炭产能增长所带来的产量释放周期已接近尾声。2021-22 年，各机构认可的煤炭产能增量约8亿吨，而同期原煤产量从39亿吨增至45.6亿吨，增量为6.6亿吨。由于22年后期至今未有新产能政策出台，今年可释放的煤炭产量约1.4亿吨，其中晋陕蒙地区煤炭产量增速将大幅收缩，22年晋陕蒙三大产区增量3.4亿吨（全国增量4.3亿吨），而今年增量预计将降至9200万吨。

1）山西：22年产量13.02亿吨，今年目标产量13.6亿吨。由于山西省的安全生产形势对全国安全生产的恶化起到较大影响，新一届政府预计将加大监管力度，因此5800万吨增量存在较大难度；

2）内蒙：22年产量12.2亿吨，今年目标产量12.5亿吨。由于阿拉善盟事件影响尚未消除，内蒙增量可能会消失。截至目前，鄂尔多斯仍有至少11座煤矿未复产、另有30座煤矿核减产能2355万吨/年。

3）陕西：22年产量7.46亿吨，今年目标产量7.5亿吨，增量仅400万吨。

4）新疆：22年产量4.13亿吨，新疆能源局预计将增至5亿吨，增量达8700万吨，但新疆政府工作报告预计23年疆煤外运量8800万吨（22年实际外运量8000万吨），增量仅800万吨，主要原因是铁路外运能力已饱和，公路外运面临较大成本压力。如果疆煤不能有效外运，产量增量预计将受到制约。总体来看，22年晋陕蒙新四大产区增量占全国原煤产量增量的100%，今年四地产量均难以增加，国内增量将明显弱化。

进口：（1）非常态的数量：历史上从未有过如此高的进口量。（2）非主流的货源：由于世界发达经济体衰退带来短期的煤炭消费萎缩、资源外溢，动力煤进口量大幅增长，而澳洲主焦进口较少。（3）非合适的价格：进口煤炭贸易商今年以来亏损面超过90%。基于以上观点，煤炭进口量难以维持当前水平。

进口不确定性因素：（1）俄乌冲突后，国际能源贸易格局重构尚未完成，目前的供需链条是由价格主导，而非基于充分的购销。（2）国际煤炭价格走势的不确定性。短期内欧洲不再需要印尼、澳洲的高热煤。欧洲去年重启煤电机组后经历暖冬，煤炭消费增长有限，而今年夏季、冬季或有变化。（3）23年电煤保供基数25亿吨，实际落地情况尚不确定。如果保供价格低于现货价格、进口煤价格，进口动力煤需求将走弱。（4）今年沿海地区现货煤价格变动较大，对进口煤贸易商冲击是根本性的。下跌的现货价格会制约动力煤进口。

总结：对煤炭行业景气度非常乐观。今年长协价格确定高于2021年；现货价格与2021年持平，高于2021年之前所有年份。

三、其他问题

产能问题：核心地区在产产能负荷率过高。国家统计局公布的产能利用率数据基于A、B、C、D四类煤矿，如果剔除属于各类原因导致长期停产的D类煤矿，山西省产能12.9亿吨/年，产量超过13亿吨；新疆产能利用率超过120%；陕西100%；内蒙94～95%。如果产能利用率的问题不解决，山西省煤炭安全事故将会持续，后期产量释放将受到影响。安全生产、环保对煤炭产量的影响持续被忽视。以鄂尔多斯煤炭为例，阿拉善盟时间发生后，日产量持续低于22年同期水平。后期晋陕蒙三地不出现安全生产事故的概率较低。

运输瓶颈问题：

1）去煤化对煤炭运输通道建设的影响。煤电机组、煤炭产能增加，但运输能力并未相应增加；

2）产需错配。供应端持续向晋陕蒙转移，而消费端集中在沿海经济发达地区，对铁路运输的依赖增加；

3）动力煤质量下降，加大铁路运输压力。

长协合同履约问题：

1）价格低，煤炭企业供应意愿不足；

2）铁路运力不匹配，坑口自提的物流成本过高；

3）质量差，近期拒收普遍为4200大卡以下。电煤保供后，发电企业对现货动力煤的需求继续存在，确保动力煤现货市场保持活跃。

四、问答环节

Q1：港口贸易商突然扛不住的原因？

库存越来越高，负面情绪持续积累。同时，市场传闻南非煤和哥伦比亚煤将进口，并且供货价格跌至800 元/吨。哥伦比亚进口煤约15 船 200+万吨，供货周期将持续到8月初。随着气温升高，曹妃甸现货煤出现自燃现象，进一步加速促销压力。

Q2：价格急跌后，港口库存数据未见明显下降的原因？

库存滞后7～15天。货权转移到发电企业后，不会马上拉走。部分长协兑现率较好的发电企业，场地存不下就先堆在北方港。

Q3：港口煤价下跌多少，疆煤外运不再划算？

疆煤发运至川渝市场的成本可以和北方港口价格比较（川渝市场价格与北方港口价格存在一定的关联性），而发运至宁夏等市场将长期具有成本优势。

Q4：新疆2亿吨外运量的长期规划是否有影响？

2亿吨是远期规划，大部分运能尚在调研、并未落地，该规划也不可能实现。22年疆煤外运量8000万吨，其中铁路5500万吨、公路2500万吨。1.5亿吨增量的路线、运输成本均是问题。

Q5：今年国内煤炭供需有多少过剩？

目前是短期过剩，长期不好说。世界各经济体低谷运行，不确定是否出现衰退。今年进口增量预计达1亿吨，增量主要为世界经济滑坡导致煤炭供应向亚洲市场转移。国内产量收缩可能部分抵消进口煤冲击，其中陕西、内蒙等地5月份调度产量为负增长；山西增速约为2～3%；新疆也会明显弱化。

Q6：恐慌抛盘结束后，正常煤价将恢复至多少？

短期内，5500大卡可恢复至 700+元/吨，5500大卡恢复至800+元/吨。上周5500大卡出现的760～770元/吨或将成为全年最低点。

Q7：新增产能中矸石比例提升、表外产能转表内的影响如何评估？

以上两个情况确定存在。

矸石比例提升：主管部门要求煤炭企业按核定产能兑现

电煤保供任务，煤炭企业不想进行洗选，因为（1）长协按卡折算价格，洗选只增加成本；（2）矸石洗出后，无法完成保供数量。某发电集团22年国内动力煤采购质量平均下降 7～8%。

表外产能转表内：国家统计局统计的原煤产量是合法、手续齐全的产量。实际产量包含部分预核增、超产产量，该部分是不被纳入统计局口径的表外产量。合法手续办理齐全后，该部分会纳入表内产量。具体数据难以统计，22年消费增量2+亿吨，加库存变化、加进口煤减量，合计2.3～2.4亿吨，剩余近2亿吨可能为表外产能转表内。那么咱们看到的现在调度产量是一个或者实际产量，是有一部分是愈合增之后带来的一部分产量，这个在你愈合增首需全部到位之前，报道统计局去有可能是就是一个表外产量，统计局是不统计的，一定是合法产能带来的产量才纳入到了统计局的序列。那么一些超能力或者那种预核增之后，你这个产量的增加可能不被。

Q8：部分公司动力煤仍入洗的原因？

可能是特殊煤种（水泥煤、化工煤、精煤）或特殊需求（脱硫）。通常洗出后的煤泥、矸石会再次配入动力煤。保供电煤目前没有任何入洗意愿。

Q9：保供逐步退出后，大规模新增产能的可能性？

仍有新建产能投运、核增产能，但增量会明显弱化。去年提出的3亿吨产能投运、4亿吨产能核增，没有在晋陕蒙新四大产区的政府报告中落实。

Q10：4200大卡以下低卡煤产量占比？

没有具体比例。2021-22年增量中65～70%为4500大卡以下的低热值动力煤。往年低热值动力煤在坑口转化比例就高，对外供应较少。近两年保供政策、价格高位运行后，低卡煤对外供应增加，未来占比会下降。晋北地区4500大卡以下低卡煤占比超过60%；三年前，鄂尔多斯4200大卡以下占比40%，目前超过50%；榆林地区具有后发优势，低卡煤较少；新疆地区5500大卡以上占比30%，低卡更多。

Q11：25亿吨长协的兑现情况？违约是否有实质性惩罚？

长协兑现：在落地过程中，不同煤炭企业、发电企业可能有小合同存在。执行700+元/吨年度电煤长协的比例较小，几大央企年度长协占比约50%，央企兑现整体好于地方电厂，煤炭企业下属电厂、合资电厂、坑口电厂兑现最好。存在补充合同/阴阳合同的情况，表面执行年度长协，实际通过现货、月度长协配货的比例约占30～40%。

近期电厂违约：非北方港下水煤，而是坑口自提、铁路直达、公路采购的部分长协资源。该部分资源品质较差，通过第三方物流运输成本较高。违约代价目前尚未体现，但带来的利润较为可观。

Q12：以港口价格计算，煤炭行业盈亏平衡点是多少？

500元/吨。主管部门制定570元/吨的长协最低保护价考虑了煤炭行业的盈亏状况。

Q13：火电行业的盈亏平衡点是多少？

目前长协价格700+元/吨，现货价格900+元/吨，应该已实现全行业盈利。

Q14：未来是否会继续出现低价进口煤？

中国是最重要的煤炭市场，1-4月份占全球海运煤炭贸易量约25%。国内煤炭价格止跌后，海外主流港口价格跌幅均出现收缩。目前哥伦比亚、澳洲煤到岸成本约840元/吨，如果国内煤价保持在约800元/吨，进口会被压制；如果反弹力度较大，进口量会保持高位。欧洲需求存在不确定性，随着高温天气到来，可运至国内的出口量可能会下降。

Q15：近期海外需求是否有好转？

国内外需求均未出现好转。

Q16：对哪里的供需相对乐观？

国内供给收缩。消费不会差于22年，但供给可能出现收缩，只有进口煤会带来约1亿吨增量。目前鄂尔多斯日产量较2月下旬高点下降90万吨，如果产量降幅得以持续，将部分对冲进口增量的影响。

Q17：今年煤炭总产量预计是多少？

增量7000～8000万吨。加上表外转表内，约1.5～1.6亿吨。

江内需求原通过海进江解决（北方港口下水，运入长江）。浩吉铁路22年煤炭运量达9000万吨，直达海进江消费地。

Q19：近期违约的规模及影响？

违约是个案，但是被媒体放大了。目前低卡煤销售难度加大，煤炭企业更希望兑现。

Q20：700+元/吨仍有较大利润空间，而产量下降的原因？

同时受价格下跌、安全生产影响。5月25日后产量下降主要系价格持续下跌导致销售遇到困难（环保对库存检查较为严格，煤炭不允许露天存放，需即产即销），后续价格企稳该部分产量将恢复。

Q21：纽卡斯尔动力煤到港价如何计算？

纽卡斯尔动力煤离岸价+海运费+增值税。

Q22：全球海运动力煤市场走势如何判断？