市场行情

学刚看市环渤海地区现货动力煤价格继续快速下行

从“CCTD 环渤海动力煤现货参考价”发布的日度价格运行情况看（见附图1），清明节过后，环渤海地区现货动力煤价格保持快速下行。

分析认为，煤炭生产和贸易企业降价促销行动对现货煤价的影响持续发酵，导致北方港口现货煤价保持急跌态势。

第一，降价促销的冲击波放大并持续发酵。继陕煤化集团和国家能源集团对4月份动力煤进行降价促销之后，有更多的煤炭生产和贸易企业加入到了降价促销行列，各种独创的、直接的、变相的降价措施或方式，以及“没有最低、只有更低”不设底线的促销力度，对现货煤价的负面影响持续发酵，冲击力也呈现放大态势，将现货动力煤价格拖入接连下挫的恶性循环之中。

第二，北方港口的促销压力进一步增大。事实证明，降价促销并没有给北方港口的动力煤市场带来积极影响。

一方面，针对北方港口的动力煤需求没有因为降价促销而增加。近期北方四港（秦皇岛港、曹妃甸港、京唐港和黄骅港；下同）的动力煤调出量继续维持低位水平（见附图2），其锚地待装煤炭船舶数量也继续运行在2015 年以来的历史地位，没有出现任何好转的迹象。另一方面，北方四港的动力煤库存没有因为降价促销而减少。近期北方四港的动力煤库存继续攀升（见附图3），并频创历史同期最高记录，在国内动力煤市场陷入极度“恐跌”氛围之际，进一步强化了各种销售企业的出货意愿、增加了砸盘动能；与此同时，4 月9 日北方四港的动力煤库存已经升至2647 万t，多个港口或码头的库存水平达到“疏港”的临界点，已经陆续有港口或码头采取“疏港”措施，也对现货煤价造成负面影响。

第三，主要发电企业电煤日耗继续回升乏力。沿海地区六大发电企业的电煤日耗水平，在经历了2月中旬至3月下旬的持续回升、达到55万t左右之后，开始出现反复（见附图4），并且近半个月来持续运行在低于2019年同期10%以上的水平上，表明短期内日耗水平继续回升的动能已经衰竭，给沿海地区动力煤市场带来消极影响。

下游需求持续不振 港口煤价出现暴跌

从2月下旬开始，沿海煤炭市场承压下行，港口市场煤交易价格出现下跌；经过为期一个半月的持续下跌之后，发热量5500kcal/kg的市场动力煤价格从576 元/t 跌至497 元/t，大幅下跌79 元/t。其中，上周煤价更是狂跌39 元/t，创下近8 年来单周煤价跌幅最大记录。本周，在无利好因素支撑下，煤价将继续下跌；预计将跌至450～460元/t。

1.4月份上半月，港口煤价继续下跌

国内动力煤市场供给弹性明显高于需求弹性，上游煤炭生产的恢复速度好于预期；而大秦、唐呼线发运煤炭数量也已接近正常水平，环渤海港口库存得到强力补充，秦皇岛港存煤达到673万t。与之对应的是下游需求的低迷和电厂库存的高位，受库存饱和影响，用户大规模采购有心无力，派船数量大幅减少。近半个月来，北方各主力运煤港口半数以上泊位处于空泊状态，而调进量不减，促使港口库存不断向上累积。在秦皇岛港和曹妃甸港，无论是长协煤还是市场煤均出现下水困难等问题，天气转暖，水电运行将恢复，贸易商纷纷采取措施降价销售，促使煤炭价格下跌压力继续向下寻底。

目前，港口煤炭实际交易价格在490元/t左右；持续下跌的煤价早已跌破贸易企业的运营成本，并低于贸易企业盈亏平衡点以下水平。受发运成本支撑，港口煤价跌幅将有所收窄，尤其大型发运企业继续大幅下调煤价的可能性不大。而贸易商抛售完场地煤炭之后，继续大规模赔本销售的可能性不大，向港口发运市场煤的数量将有所减少。预计煤价跌至450～460元/t会趋稳。

随着春季到来，南方民用电负荷下降，部分电厂开始对所辖机组进行例行检修，减少了用煤量。经济恢复带来用电负荷的增加，效果比较微弱；即使沿海六大电厂日耗增加2～3 万t，对扭转市场被动局面帮助也不大。此外，市场能否转好，煤价能否止跌企稳，还将受到外围经济压力以及水电恢复的双重打击。4 月份，预计沿海六大电厂日耗增量会非常有限，甚至有可能出现日耗停滞不前，或与3月下旬基本持平的现象。

煤炭市场供需格局持续宽松，继续向价格施压。国内进口煤政策的改变对煤炭市场是利好消息，限制澳大利亚和印尼等国通关数量，对下跌中的内贸煤炭价格起到稳定军心的作用。此外，随着煤电双方就长协合同成功的补签，长协托底作用将再现。

2.北方港口存煤出现大幅增加

环渤海港口调进多，下锚船少，装船量持续低位，促使港口库存快速回升。其中，秦皇岛港存煤已经达到673万t，距离700万t大关仅差一步之遥。截至目前，我国环渤海港口合计存煤2830万t，较4月初增加了283万t，较3月初大幅增加1138万t。其中，唐山港口群（曹妃甸四港和京唐三港）合计存煤1725万t，较3月7日存煤数增加了937万t，增幅达119%。

煤炭市场需求淡季，叠加疫情压制，煤价支撑动力不足，电厂日耗迟迟达不到高位。加之低价进口煤进入国内市场，用户经过恶补之后，存煤全部处于高位。从3 月下旬开始，电厂不再急于大量采购煤炭，而是积极消耗自身库存，预计整个4月份仍会处于消化库存和消极采购时间段。而上游复产较快，早已恢复至正常生产水平，煤炭运输保持正常，坑口产量远远大于煤炭消耗量。环渤海港口调进量增加，调出量减少，促使环渤海港口库存持续回升，市场供大于求压力不断加大。

环渤海港口在市场恐慌性的心理预期下，煤价如摧枯拉朽，先后跌破月度长协和年度长协，毫不迟疑，继续大幅走跌。主力煤企大幅下调4 月份长协价格，加重了市场悲观气氛；在下游需求惨淡，港口锚地船舶持续出现零或者个位数的情况下，贸易商恐慌情绪加重，着急出货，报价向大集团长协优惠价格靠拢，但需求仍不见明显好转，价格还在进一步探底。

进入3月份，随着南方工业企业陆续复产，沿海电厂日耗小幅回升。4 月初，沿海电厂日耗一度升至58.7 万t，但好景不长，受国外疫情影响，多个国家封国、封城、封港，外贸订单被取消，沿海地区部分企业刚刚复工就被迫停产、减产、放假，企业开工率受限，导致工业用电需求回升缓慢；另外，随着天气转暖，民用电负荷减少，多方面不利因素相叠加，促使电厂日耗不升反降，截至目前，沿海六大电厂日耗降至56万t，日耗出现后继乏力；港口市场煤价格持续下跌，市场参与者预期偏悲观，再加上大型煤企的量价优惠销售策略，再次加重了悲观情绪，贸易商纷纷低价甩货、抛货。在下跌行情中，即使需求端有少量采购，也纷纷压价还盘，很多采购方将船期延后，等待价格进一步下跌。

3.收紧进口或将拉动国内煤市转好

国外疫情逐渐影响国内沿海部分企业，加之天气转暖，电厂日耗难有大幅增加。截至目前，沿海六大电厂存煤1615万t，日耗56.4万t，存煤可用天数28d。由于煤价持续下行，下游“买涨不买落”的心里作怪，电厂采购拉运进度放缓；加之部分电厂场地存煤爆满，卸船困难，对长协煤兑现率有所下降，对市场煤拉运保持零星采购，电厂库存呈现小幅回落。

国内煤矿保持正常生产，铁路运量小幅回落，但是在无突发因素和特殊事件影响的情况下，后期煤炭供应仍将维持宽松，部分港口存煤接近疏港线。因下游复工节奏缓慢，加上传统消费淡季到来，电厂耗煤量偏低，对动力煤采购积极性并不高，短期内煤价仍有下行压力。春夏季来临，气温回升，逐步进入用煤淡季，电厂也将适时进行春季机组检修，耗煤需求增幅有限。因此，下游暂无大规模补库计划，其采购积极性何时恢复，主要看下游电厂去库存速度以及冶金、化工等高耗能行业需求恢复情况。

2019 年，国内电厂和贸易商积极开展进口煤业务，实际进口量超过3 亿t。2020 年初，各进口商及终端电厂纷纷抢占额度，并在1～2 月份超前使用进口额度，促使进口煤数量进度超计划。目前，国内疫情已基本抑制，而境外疫情较为严重，多国封国、封港，我国也对进口煤进行严格管控。在终端进口需求不振的情况下，澳洲和印尼发往我国的煤炭船舶数量有所减少。国内部分港口收紧进口煤通关政策，且规定只有终端用户才可以进口，令贸易商操作难度加大，市场成交减少。广东、福建、广西等地已全面禁止异地报关；中央电力企业进口额度由海关管控，多数华南地区电厂的进口额度被削减一半，其余终端企业进口额度由各地工信委统筹安排。

4月份，沿海很多电厂率先暂停进口煤采购，部分电厂4 月份将取消进口煤，后续将有更多的火电厂跟进，用户将拉运重点转至国内市场；但受制于电厂库存处于偏高水平，采购国内煤炭力度不强，数量不多。从近期煤炭市场情况来看，电厂都在积极消耗自身库存，虽然进口煤受阻，但对缓解国内煤炭市场供大于求压力的支持力度不大。电厂库存经过积极消耗之后，库存将缓慢下降；预计在5、6月份，下游煤炭需求将有所提振，国内沿海煤炭市场将变得活跃起来。

4.煤价进入黄色区域

从2月下旬开始，沿海煤炭市场承压下行，煤价出现下跌。截至目前，发热量5500kcal/kg的市场动力煤实际交易价格已经跌破500元/t关口。在无利好因素支撑下，大部分贸易商按照指数下浮10～20元/t报价。在高库存、低消耗的情况下，沿海地区用户“买涨不买落”，纷纷持币观望；并压低还盘价格，煤价承压下跌。按照国家部委出台的价格异常波动预警机制来看，煤炭价格的黄色区域是570～600元/t 及470～500 元/t，绿色区域是500～570 元/t，而价格异常上涨或者下跌，是红色区域，即600元/t以上，或者470元/t以下。从价格变化来看，目前煤价已经进入黄色区域，距离黄色区域的底部470 元/t还有一段距离。

首先，市场供大于求之下，各发运企业展开降价促销。在港口下水动力煤市场中，下水煤量超过1亿t/a的神华、同煤等大型煤炭企业明显拥有较强的的定价话语权；主力大型煤企下调4 月份各品种煤价后，采取“量价优惠”的降价促销措施，促使煤价降幅不断扩大。主力煤企采取降价措施，降幅完全超出大家预想，给动力煤市场的未来走势蒙上一层阴影；中小煤炭企业和贸易商纷纷效仿，竞相杀价，促使煤价出现深跌。

其次，下游用户观望气氛浓重，“买涨不买落”的心态作怪。尽管国内复工速度加快，复产率提高；但不可忽视的问题是出口承压、基建和房地产开工负荷偏低，促使沿海电厂日耗迟迟达不到高位。在煤炭供应明显高于需求的情况下，市场供大于求压力加大，内外贸动力煤价格双双下跌；加之北方港口煤炭库存持续增加，促使消费企业的采购心态平稳，对市场的观望气氛浓厚。按照目前的下游存煤情况，沿海主要耗煤企业即使不拉煤，也可以满足20d 的用量，下游用户都在积极消耗自身库存，减少北上拉煤数量。环渤海各大运煤港口下锚船继续保持低位，进一步加大了北方港口动力煤市场的供大于求压力，增加了煤价下行压力。

再次，期货市场对现货煤价走势产生推波助澜的影响。期货市场上，近期动力煤主力合约价格快速回落，对现货煤价走势及用户心态带来消极影响，加重了市场悲观气氛。此外，煤炭需求走弱，促使煤企频繁出台降价基调，主力煤企大幅下调煤价，拉动煤炭价格指数大幅下跌；而部分贸易商大都按照指数大幅下浮进行交易，这也助推了煤价下跌形成恶性循环。

（慧 民）

国家统计局：4月上旬全国煤炭价格大幅下跌

国家统计局日前公布的数据显示，4 月上旬全国煤炭价格整体大幅下跌。各煤种具体价格变化情况如下：

无烟煤（洗中块，挥发分≤8%）价格1000.0元/t，较上期下跌10元/t，跌幅1%。

普通混煤（山西粉煤与块煤的混合煤，热值4500kcal/kg）价格430.7 元/t，较上期下跌10.7 元/t，跌幅2.4%。

山西大混（质量较好的混煤，热值5000kcal/kg）价格为478.6 元/t，较上期下跌12.8 元/t，跌幅2.6%。

山西优混（优质的混煤，热值5500kcal/kg）价格为540.7元/t，较上期下跌10.7元/t，跌幅1.9%。

大同混煤（大同产混煤，热值5800kcal/kg）价格为570.7元/t，较上期下跌10.7元/t，跌幅1.8%。

焦煤（主焦煤，含硫量＜1%）价格为1388.6元/t，较上期下跌20.0元/t，跌幅1.4%。

上述数据显示，4 月上旬全国焦煤价格跌幅有所收窄，动力煤价格跌幅进一步扩大，无烟煤价格开始下跌。

预计我国2020年焦炭产能或将增长2%左右

我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国，虽然我国煤炭资源储量相对丰富，但焦煤资源储量相对有限，优质焦煤更是稀缺，因此2020 年国内焦煤产量在不断增加的同时，还需要通过进口补充优质焦煤。

2015～2019 年炼焦煤产量呈现V 形走势，产量先降后增，之所以呈现这种走势，主要是受国家政策调控的影响。2016年之前煤炭市场产能过剩，供大于求的现象十分突出，2016年实行供给侧结构改革后，当年产能迅速下降。2016年受煤炭行业供给侧结构改革影响，炼焦煤产量下降至6.728 亿t，同比降幅为8.71%。

从2017 年开始至2019 年，随着煤炭先进产能的不断释放，产量开始呈现增加态势，2018 年产量增加至7.36 亿t，同比增速为6.82%。进入2019 年后，炼焦煤矿井生产陆续恢复正常，先进产能不断转为有效产量，整体产量进一步增加，2019 年全年炼焦煤总产量在7.5 亿t，与2017 年相比增幅为8.85%，与2018年相比增幅为1.9%。

从消费地区来看，我国炼焦煤的消费地区主要集中在华北、华东、西北、华中等焦炭主产区。

炼焦煤用途比较单一，95%左右的焦煤主要用来冶炼焦炭，一般1.35t 左右的焦煤才能炼1t 焦炭。焦炭多用于炼钢，是目前钢铁等行业的主要生产原料，被喻为钢铁工业的“基本食粮”。由于炼焦煤用途是单一和固定的，近3～5 年以来炼焦煤下游消费结构基本无变化，对于炼焦煤本身用途的特殊性，未来炼焦煤的下游消费结构也不会有明显变化，其中用到焦化行业的消费比重将稳定在95%左右。

我国炼焦煤的消费量完全取决于焦炭的产量，2019 年之前，受环保政策趋向于严格的影响，焦炭产量呈现下降态势，焦煤总消费量亦跟随下降。数据显示，2015 年以来，炼焦煤总消费量整体呈现逐年小幅下降态势，其中2017年炼焦精煤总消费量降至5.82亿t左右。2017～2018年是焦化行业的供给侧改革年，落后产能在这两年集中淘汰后，后期焦炭产量将逐步趋向于平稳，焦炭产量维持在4.3亿t左右，炼焦煤精煤的消费量在5.8～5.9 亿t 的低位水平。但进入2019 年后随着焦化行业环保限产政策不再执行一刀切，焦化厂开工整体维持高位，2019年焦炭产量创历史新高，焦煤消费量增加明显，数据显示2019年炼焦煤消费总量达到6.36亿t左右，同比增幅为7.56%。

以常规焦炉焦化产能来看，我国焦炭的产能和产量主要集中在华北地区，占焦化总产能的43%左右，华东以22%紧随其后，而西北以16%占据第三的位置。其他地区焦炭产能占比在19%左右。分省来看，山西、河北、山东牢牢占据前三的位置。后期随着新增焦化产能的不断投产，山西焦化产能霸主地位依然很难撼动。

从下游焦化行业的产能规模来看，2019年全国焦化总产能约为6.4 亿t 左右，包括常规焦炉产能5.5 亿t、半焦及兰炭0.7 亿t 左右、热回收焦炉0.19亿t。其中常规焦炉中钢厂焦化产能2.1 亿t，占比37%，独立焦化产能3.4 亿t，占比63%。全国碳化室高度4.3m 及以下焦化产能占比为36.7%，这是焦炭行业淘汰落后产能的重点所在。未来受环保检查常态化及焦化行业准入门槛的不断提高，独立焦化产能占比将逐步下降，另外湿熄焦产能、高炉4.3m 及以下的焦化厂产能将逐步退出市场。

焦化落后产能淘汰方面，从2018 年开始至今，焦化行业淘汰落后产能的步伐不断加快，根据卓创统计数据来看，到2019 年底山西、河北及山东等地区要淘汰落后焦炭产能近2300 万t，2019 年压减焦炭产能共计2076 万t。2019 年焦炭行业在快速淘汰落后产能的同时，新增产能也在不断释放和投产，2019 年累积压减焦炭产能共计2076 万t，而2019 年我国焦炭新增产能共计2287 万t，置换与新建并存，其中多为企业扩产，释放区域集中在山西、山东地区。整体来看新增产能的数量远远大于淘汰的落后产能的数量，因此后期焦煤需求也将保持高位水平。

从产能角度来看，2020年焦炭产能或将呈现增加态势。未来新增产能高达10051万t左右，数量庞大，且主要集中在山西地区。按照各地政策文件统计，2020年或有3000万t左右的产能退出或置换，而前期置换或新建的产能在2020年或将释放4400万t左右。综合来看，通过压减、整合以及新增产能投产计算，预计2020年焦炭产能或将增长2%左右。

1～2月份安徽省煤炭产运销情况

安徽省能源局发布的数据显示，截至2020年2月底，安徽省在册生产矿井41 处，产能12696 万t/a。其中，淮河能源集团煤矿10处，产能5610 万t/a，占全省总产能44.19%；淮北矿业集团煤矿18处，产能3391万t/a，占比26.72%；中煤新集公司煤矿4处，产能2050万t/a，占比16.15%；皖北煤电集团煤矿6处，产能1415 万t/a，占比11.14%；淮北市地方煤矿2处，产能185 万t/a，占比1.45%；宿州市地方煤矿1处（长期停产），产能45万t/a，占比0.35%。

一、原煤产量情况

2 月份，安徽省原煤产量795.36 万t，同比增加44.59 万t，增幅为5.94%。其中，淮河能源集团原煤产量357.05 万t，占比44.89%，同比增加16.55 万t，增幅为4.86%；淮北矿业集团原煤产量226.36万t，占比28.46%，同比增加43.41万t，增幅为23.73%；中煤新集公司原煤产量131.21万t，占比16.50%，同比增加4.03 万t，增幅为3.17%；皖北煤电集团原煤产量70.46 万t，占比8.86%，同比减少16.95 万t，降幅为19.39%；地方煤矿原煤产量10.27 万t，占比1.29%，同比减少2.46万t，降幅为19.31%。

1～2 月份，安徽省累计原煤产量1572.23 万t，同比减少180.4 万t，降幅10.29%。其中，淮河能源集团原煤产量722.12 万t，占比45.93%，同比减少67.82万t，降幅为8.59%；淮北矿业集团415.68万t，占比26.44%，同比减少24.72 万t，降幅为5.61%；中煤新集公司原煤产量268.24万t，占比17.06%，同比减少31.73 万t，降幅为10.58%；皖北煤电集团原煤产量142.8 万t，占比9.08%，同比减少51.04 万t，降幅为26.33%；地方煤矿原煤产量23.38 万t，占比1.49%，同比减少5.32万t，降幅为18.53%。

二、煤炭销售和库存情况

2 月份，安徽省煤炭销售总量为606.95 万t，同比减少2.79 万t，降幅0.46%。其中，省内销售量为491.35万t，占比80.96%；省外销售量为115.59万t，占比19.04%，同比增加8万t，增幅为7.44%。

省内销售中，电煤销售量为360.58万t，同比增加12.19万t，增幅为3.5%；精煤销售量为131.68万t，同比增加3.47万t，增幅为2.71%。

省外销售主要有江苏省27.45万t，占比4.52%；江西省25.45 万t，占比4.2%；上海市16.76 万t，占比2.76%；湖北省13.76万t，占比2.27%；辽宁省7.12万t，占比1.17%；浙江省7.22万t，占比1.19%。

2月份，安徽省铁路运输销售量为411.74万t，占比67.84%，同比减少21.6 万t，降幅为5.54%；汽车运输销售量为190.88 万t，占比31.45%，同比增加25.47 万t，增幅为11.77%；港口水运销售量为4.33 万t，占比0.71%，同比增加1.08 万t，增幅为33.28%。

2 月份，安徽省洗选消耗量为170.95 万t，同比增加37.78 万t，增幅为28.37%；2 月底煤矿库存81.1 万t，同比增加21.42 万t，增幅为35.89%；产销率为97.2%，同比降低了1.54个百分点。

1～2 月份，安徽省累计煤炭销售量为1227.65万t，同比减少251.67 万t，降幅为17.01%。其中，累计省内销售量为1030.28 万t，占比83.92%；省外销售量为197.37 万t，占比16.08%，同比减少64.19万t，降幅为24.54%。

省内销售中，电煤销售量为723.29万t，同比减少124万t，降幅为14.64%；精煤销售量为261.09万t，同比减少52.2万t，降幅为16.66%。

省外销售主要有江西省44.99 万t，占比3.66%；江苏省44.76万t，占比3.65%；上海市24.2万t，占比1.97%；湖北省20.99 万t，占比1.71%；辽宁省14.09万t，占比1.15%；浙江省13.82万t，占比1.13%。

1～2月份，安徽省累计铁路运输销售量为740.01万t，占比60.28%，同比减少150.01 万t，降幅为16.85%；汽车运输销售量为190.88万t，占比39.06%，同比减少95.46万t，降幅为16.6%；港口水运销售量为4.33 万t，占比0.67%，同比减少6.2 万t，降幅为43.15%。

1～2月份，安徽省洗选消耗170.95万t，同比增加37.78 万t，增幅为28.37%；2 月底煤矿库存81.1万t，同比增加21.42 万t，增幅为35.89%；产销率为97.2%，同比降低了1.54个百分点。

环渤海港口延续偏弱态势

4 月7 日～13 日，秦皇岛、唐山各港合计调进量继续减少，合计调出量小幅上行，调进量高于调出量，秦皇岛、唐山存煤总量向上突破2500万t。

秦皇岛港方面，周内大秦线有2日天窗检修，叠加港口库存压力传导至主产地，煤炭供给倾向收缩，港口总体进车量继续降低，本周秦皇岛港日均调进31.3万t，较前周下降4.2万t；调出方面，下游需求持续低迷，市场成交清淡，锚地船舶继续维持在10艘左右，本周日均调出31.7 万t，较前周下降2.5 万t；调进、调出大体相当，秦皇岛港库存高位震荡。截至4月13日，秦皇岛港存煤676.5万t，锚地船11艘。

周边港方面，曹妃甸港区日均调进37.1万t，较前周增加0.8 万t；日均调出27.4 万t，较前周增加7.2 万t；调进量仍高于调出量，库存继续累积并突破1000 万t。截至4 月13 日，曹妃甸港区存煤1026.6 万t，较前周增加68.9 万t；京唐港区存煤828.5万t，较前周增加95.1万t。

下游方面，本周沿海六大电厂日耗震荡下行，可用天数降至30d以下。随着用煤淡季到来及水电等清洁能源发力，火电需求表现一般，下游电厂延续高库低耗模式，而且市场对后期价格走势存在分歧，电厂目前处于缓慢消耗库存阶段，北上拉运动能不足。短期沿海煤市将难改颓势，港口库存压力继续凸显。

（郭喜艳）