煤炭进入需求旺季 电厂补库压力加大

随着各地用电负荷的快速增长，民生用煤用电需求量增加，今夏保供形势严峻。入夏以来，矿、路、港、航、电、贸等各方联合保供稳需是重中之重，而大型煤企、贸易商在接下来的保供大考中责任重大，如何保供增运、稳定市场成为此次用煤高峰能否平稳度过的关键点。

1.煤炭市场继续趋紧

连日来，晋北、东胜等产地煤价呈现上涨态势，拉煤车排队现象再现。受高成本和需求量增加的支撑，港口报价继续保持坚挺，实际成交价格理性上调。但下游用户有些分化，部分无进口煤订单的小户询货较多，能承受当前市场煤价，大型电厂拉运市场煤积极性不高，但询货也在增加。

目前，产地增产效果尚未显现，受水害影响，大秦线调入量保持低位，日均发运不足100 万t，环渤海港口库存量每日减少10～20万t。进入本周（7月19-25日），到港拉煤船舶增多，港口调出量增加，秦皇岛、曹妃甸等港口库存量下降，煤炭资源继续趋紧。目前，环渤海港口存煤中真正可用于交易的资源并不多，由于港口煤价上涨幅度不如产地，煤价倒挂加剧，上游贸易商发运并不积极；港口场地堆存的市场煤大部分都是5、6月份高价发运过来的，贸易商都在等盈亏平衡点出现后，再择机下水。

从电厂耗煤情况来看，近日，江浙沪部分地区出现降雨，气温下降，发用电量逐步回落，错峰用电规模显著减少；但电厂耗煤数量依然在高位，存煤可用天数在12d。目前，下游在高日耗情况下积极询货，被动接受市场高价，部分存煤偏低的电厂加快补库节奏，正在想办法补库；出港船舶主要为流向江浙沪地区，秦皇岛港下锚船升至48艘，黄骅港下锚船增至56艘，国投曹妃甸港下锚船11艘。但后续沿海煤炭市场能否向供需平衡发展，最大的问题不是需求，而是货源调进问题。受煤价倒挂和天气因素影响，铁路运输车流下降，贸易商发运至港口下水的煤炭不多。预计随着天气的好转，需求的增加，煤价的理性回归，以及大型主力煤企的增产增运，会促使港口煤炭调入量的恢复和增加。

进入“迎峰度夏”关键期，下游刚性采购需求或将有所增加，而产地煤炭供应也将有所好转，但产量释放仍需时间。7月下旬到8月上旬，“三西”地区煤矿继续按照核定产能生产的可能性较大，增产措施的落实和实施仍需时间，新增煤矿产能释放还需要一段时间；预计产量大幅增加、需要等到9月份之后。预计2021年四季度煤炭供应将稳中有增，但那时煤炭需求仍有上涨空间。预计8月下旬开始，随着煤炭供需缺口缩小，市场供需将趋向平衡，煤价趋稳。

2.电煤进入需求旺季

用煤旺季下电厂日耗不会大降，电厂库存量处于低位消耗状态，刚需补库量有所增多，而随着需求量提升，下游派船增加，市场继续趋好。此外，上级下发文件，要求电厂加快补库，增加存煤，平安度夏，避免出现停机现象。

曾有市场预期，7 月份动力煤市场受进口量扩大、国内供应量增加等因素影响，市场供应充足，煤价进入大幅下行通道。但从7月上中旬情况来看，电厂日耗不断攀高，沿海八省电厂日耗一度攀高至223万t，沿海六大电厂日耗升至86万t，动力煤市场需求旺盛，政策保供力度持续推进，但供应增量十分有限，煤价低位反弹，并在高位震荡。上周开始，电厂加大补库拉运，煤市继续升温。供应来看，自榆阳煤矿事故之后，榆林煤矿多数停产，其他地区则照常生产。不过近期北方降雨频繁，影响煤矿生产与铁路外运，供应端持续紧张。需求来看，进入“迎峰度夏”最关键阶段，受华东、华中、华南持续大范围高温天气影响，全国发用电量持续攀升。

尽管各方保供稳价的措施不断出台，但在供应偏紧、电厂日耗高位、需求旺盛的因素叠加，动力煤价格继续在高位震荡。进口煤方面，印尼煤价处于高位，同时由于资新冠肺炎疫情影响运输导致当前国内港口动力煤库存量低位。目前除了下锚船增多，优质煤等货以外，二港和电厂需求也明显升温。事故影响下，安全检查将趋严，叠加产能有所限制，东北地区冬储即将展开，坑口煤供应紧张形势暂难缓解。随着气温的不断升高，多地创用电负荷新高，长协煤供应难以维持高日耗；加之外贸煤补充力度有限，导致电煤供应压力较大。

由于此前电厂补库策略是循序渐进，保持低库存运行，并未集中采购；需求拉起后，煤炭市场供应明显趋紧，叠加煤炭价格高涨。电厂在尚未补库的情况下，就已经开启去库，港口库存也有快速下降趋势。预计未来20d，下游电厂未来仍有较大补库压力，若国内产量无明显增长，煤价还将保持强势。当前产地供应量仍未有明显增长，而各大发电集团被要求限期提高存煤水平，也导致市场看涨情绪持续，至少煤价在8月上旬之前不会下跌。

3.高温叠加进口受限

与北方暴雨袭来不同的是，南方发布高温黄色预警。高温不但带来制冷负荷的增加，而且受全国大范围的暴雨天气，多个水利枢纽需要泄洪，水力发电暂时受到影响，后续电厂采购积极性或有明显提高，这对煤炭市场是利好因素。随着副热带高压继续加强，高温天气持续，江苏、浙江、广东陆续出现用电高峰，用电负荷创历史新高。6月份，印尼等国新冠肺炎疫情不严重，出口基本不受影响，直接促使我国6月份进口煤高达2839万t。7月份，受疫情影响，蒙古国煤出口减少，疫情和超长雨季使印尼部分矿区和港口宣布不可抗力，产量明显下降，进口煤可能会遇到困难，恐难超过3000万t。目前，进口煤价格“水涨船高”，随着印尼新冠肺炎感染病例数再次激增，印尼国对爪哇岛和巴厘岛实行两周半的抗疫封锁，煤炭装船量受限。受阶段性降雨和疫情影响，印尼煤装船时间限制在8h，供应量不及预期。而近期印尼新冠肺炎感染病例数再次激增，也为进口煤市场带来了更多的不确定性。7月份甚至8月份，沿海地区进口煤可能持续紧张。包括澳大利亚和哥伦比亚在内的主要煤炭出口国面临供应问题，在这些因素的共同作用下，全球煤炭价格飙升至10年来的高位。由于煤炭供应国资源整体紧张而国际用煤需求持续释放，进口煤价格整体涨至高位。

矿方表示目前供应偏紧，下游电厂库存量偏低，预计产地煤价仍有支撑，煤矿即产即销，呈现火热态势。此外，“产地—港口”煤价倒挂之下，贸易商观望，造成流向环渤海港口方向煤炭资源减少。5 月底、6月初，环渤海港口存煤不少，煤价也不高，本是下游囤货的良好时机，但用户一直在等，推迟采购。而进入7 月份，港口贸易商很多都是高价采购的煤炭，处于惜售、报价坚挺、电厂继续等的情况。无论煤价是涨还是跌，电厂一直在等，煤炭交易有价无市，买卖双方僵持不下。但随着需求的持续看好，电厂库存量的下降，后续可能出现用煤紧张局面。北方港库存继续低位徘徊，高卡煤资源紧张；尽管上周开始，大秦线发运数量有所增加，但港口装船也不弱，煤炭调进、调出平衡态势，短期垒库难度较大。

由于此前电厂补库策略是循序渐进，并未集中采购；需求拉起后，煤炭市场供应明显趋紧，叠加煤炭价格高涨。电厂在尚未补库的情况下，就已经开启去库，港口库存量也有快速下降趋势。预计未来一段时间，下游电厂未来仍有较大补库压力，若国内产量无明显增长，煤价还将保持强势。当前产地供应增量仍未有明显增长，而各大发电集团被要求限期提升存煤水平，也导致市场看涨情绪持续。下半年，我国将新增优质产能1.1亿t/a，其中，鄂尔多斯市批复露天煤矿临时用地，恢复产能1800 万t/a。目前，完成产能置换、正在办理核增批复的煤矿产能4000万t/a，加上7000万t/a的在建煤矿陆续投产，将对稳定煤炭市场发挥重要作用。