下游需求拉动 煤市再次活跃

随着近日煤炭需求的继续看好，煤炭市场再次活跃起来。产地拉煤车排队，电力、化工企业需求旺盛，助推产地煤价继续上扬；随之而来的是港口煤炭报价小幅上涨。目前，港口交易不多，低硫优质煤实际交易价格有所上涨。主产区增产受限，以及终端的强劲需求和补库要求，动力煤期货主力合约出现反弹，仍是市场复苏、价格上涨的主要内因。

1.电厂未开展大规模补库

保供会议结束后，矿路港航电各方加强协作、配合，全力多装快运，近1个月，全国统调电厂和重点电厂存煤略有增加，但沿海八省电厂存煤却仍处于低位。沿海电厂存煤可用天数只有12.5d，部分电厂存煤降至10d以下，但目前却出现大规模补库动作。环渤海港口除了主打长协的秦皇岛港、黄骅港存煤较低以外，其余港口存煤全部都在中高位水平；国投曹妃甸港、曹妃甸华电煤码头、京唐港新港、华能曹妃甸港存煤全部处于高位，有的存煤达到设计堆存能力的上限。沿海煤市冰火两重天，北方煤炭压港，下水不畅；而此时，南方电厂却缺煤。

产地煤价高企，发运下水煤价格倒挂；叠加经济形势看好，贸易商惜售。进入6月份，由于天气转热，煤炭周转缓慢，北方港口少量垛位出现自燃，造成国家和企业财产受到损失。而此时，下游电厂存煤很低，可用天数只有12d，但不肯拉运高价市场煤，派船积极性较差。据分析，电厂是在有意控制拉运节奏，避免刺激煤价过快上涨。大部分电厂燃料采购的一半为价格低廉的年度长协，其余为月度长协和随行就市的市场煤，煤炭价格上涨使得发电成本提高。为防止煤价再次被拉起，电厂有意控制拉运数量和采购规模。尽管电厂库存整体低位，但仍保持刚性拉运，即消耗多少，就补充多少；并减少高价市场煤的招标采购，期待国家政策干预。但这样就存在电厂存煤一直处于偏低水平；一旦水电减弱或者进口煤减少、海上长时间封航，下游就会出现用煤紧张现象。

从煤炭市场和运输等环节分析，我国进口煤数量出现减少，并不令人担忧。因为国内的煤炭供应量与运输量是能够满足需求的。2021年1-5月份，我国煤炭进口量同比下降25.2%，但国内市场是有能力补上这一缺口的。山西、内蒙古、陕西煤矿生产正常，大秦线、朔黄线、蒙冀线仍富余很大的运输能力，环渤海港口存煤量达2476 万t。沿海终端用户纷纷选择去秦皇岛港、黄骅港拉运低价长协煤炭，造成两港存煤低位、船等货现象出现；而唐山港口群库存虽高，但下锚船却不多。由此判断，下游电厂库存偏低的原因，不是北方港口没有煤，也不是煤矿产煤不够用；而是下游终端嫌市场煤价格高，不拉或者少拉市场煤，而是将主要精力放在采购长协煤和进口煤。

2.港口煤价保持稳定

6月下半月，下游煤炭需求不会发生太大变化，沿海八省电厂日耗会保持在195～205万t之间，而沿海六大电厂日耗会保持在70～75万t之间。由于市场利好和不利因素交织在一起，促使煤炭交易价格相对稳定；而需求端，在低价长协煤和一定数量进口煤支撑下，采购市场煤数量偏低，煤炭市场和港口交割均是不温不火，促使港口煤价变化不大。预计发热量5500kcal/kg 市场动力煤港口平仓价保持在900～1000元/t之间。

抑制煤价过快上涨的因素有以下几点：第一，临近夏季，辽宁、山东、江苏等地的水泥行业将开展错峰生产，促使耗煤量和用电量将出现下降，水泥行业是能承担高煤价的行业，该行业用煤量减少，将在一定程度上遏制煤价的过快上涨。第二，西南地区雨水增多，清洁能源发力，“西电东送”增加，江苏、浙江、广东等地区外来电占比增加，火电压力减轻。此外，梅雨季节到来，华东地区阴雨连绵，电厂耗煤量上升空间有限。第三，华南地区部分企业执行有序用电、错峰用电，降低了用电负荷，耗煤量也随之减少。而为降低采购成本，部分电力集团对港口5500kcal/kg市场煤价格招标采购价限制在900元/t；对高煤价进行抵制。第四，我国进口煤炭有望出现小幅增加。印尼斋月已过，发运数量逐渐恢复；浙江、江苏、福建除澳大利亚煤炭外全面放开进口煤管控，美国、哥伦比亚、菲律宾等国煤炭调入数量增加，国内沿海地区煤炭资源得到补充，对缓解煤炭市场紧张压力发挥重要作用。

支撑煤价保持坚挺的因素有以下几点：第一，随着经济稳定恢复的基础不断巩固，工业经济将持续健康发展，工业用电负荷不弱，煤炭需求仍会同比增长。第二，6月份，“煤管票”开始重新发放，但鄂尔多斯地区“煤管票”仍然严格按照核定产能发放，加之露天煤矿增产困难，主产区煤矿产能释放情况未有明显改善，市场依然供不应求。安监、环保、治理超产等政策措施将继续影响主产区煤炭产能释放，使煤炭增产保供效果大打折扣。6月11日，国务院安委办、国家应急管理部召开全国安全防范工作视频会议，严防生产矿以保供名义，不顾安全超能力、超强度生产。第三，临近建党百年大庆，各地严抓煤矿安全生产工作，部分不符合要求的煤矿被迫停产，煤炭保供效果或受到影响。此外，华北南部、黄淮、陕西等地的部分地区将有35℃以上的高温闷热天气，北方电厂耗煤数量增加，产地市场火热，支撑港口煤价保持坚挺。第四，东北冬储将提前启动。目前，很多电厂和储煤场空空如也；随着东北地区补库的加快，内蒙古东部、内蒙古西部、晋北等主产地拉煤车将有所增多，产地市场活跃度将回升，煤矿和发运企业销售加快，带动产地煤价保持坚挺。

3.港口煤市震荡偏强运行

在抑价政策高压下，电厂对电煤采购招标价进行限制，造成煤价上涨无力。但在高成本压制以及需求不弱的情况下，贸易商低价出售也不可能，市场处于僵持局面。基于上游煤炭供应仍维持偏紧、下游部分刚需有所释放的基本面，市场煤整体处于高位震荡、有价少市的态势。目前，北方港口5500kcal/kg 市场动力煤报价在950 元/t，发热量5000kcal/kg市场动力煤报价在840元/t。港口方面，安监形势趋严，供应难有明显增量，市场趋势向好，但政策风险仍在，煤价继续上涨难度不小。贸易商下水港口出现倒挂，发运减量；受生产和发运成本支撑，煤炭报价高位。南方降雨频繁，日耗出现小幅回落，缓慢累库，可用天数略有回升。

6月下半月，煤炭市场继续看好。上游煤矿严格按核定产能正常生产，供应平稳，在周边水泥、化工及站台采购需求的支撑下，坑口煤价稳中略涨。近期煤矿连续发生事故，使得安全检查力度有增无减。而下游方面，北方及江南地区高温天气频现，夏季补库工作迫在眉睫，电煤保供力度持续加大；北方港口下锚拉煤船舶增加，后续港口市场活跃度或逐渐提升。电厂存煤加速消化，“迎峰度夏”补库压力与日俱增，并带动部分用户刚需进一步释放。值得注意的是，“五一”过后，贸易商拉进港的都是高价煤，在市场形势看好的情况下，不肯赔钱销售，挺价的积极性仍在。虽然保供政策迄今已经执行近2个月，但实际效果并不理想。产地环保、安全检查已基本实现常态化，各地煤矿严格按照核定产能生产，而产能核增及新产能释放均需要一个过程。

受工业用电复苏带动，我国煤炭需求持续处于偏高水平，而下游用户主要以刚性拉运为主，并未展开大规模补库行为，尽管沿海八省电厂存煤略有增加，但只是“杯水车薪”而已。在长协煤不够用，而进口煤补充数量少的情况下，电厂采购市场煤需求愈发强烈。6月下旬，在未出更直接、有效的增产措施的前提下，市场供需紧张的格局较难扭转，尤其近期的两起事故引发安全检查趋严，促使市场煤价仍将维持高位震荡走势。后期港口动力煤市场供求关系将呈现紧平衡局面，支撑现货动力煤价格，预计“七一”前港口煤价将震荡偏强运行。6月中旬，煤价回归上涨通道之后，需要关注国家政策，以及下游补库情况、进口煤数量变化、上游产能释放情况。