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对动力煤合理价格区间的探究

2021年3月份至10月中旬，现货动力煤价格的上涨速度及其达到的高度大大超出各方预期，并成为众矢之的，其背负的各种社会责任（例如，可能影响经济增长的基础、将导致通货膨胀、将影响国计民生，等等）也不断放大；特别是2021年9月底以来，习近平总书记多次就能源供应保障、能源安全、能源产供储销体系建设等相关工作作出重要批示指示之后，煤炭供应和价格问题更是被推上了少有的“政治高度”，谋求合理的动力煤价格区间已经成为各方共识。

研究表明，2021年以来、特别是近期主管部门的一系列措施和行动，笔者认为，主管部门对5500kcal/kg动力煤在北方港口平仓的合理价格目标应该定位在700～800元/t之间（对其他热值动力煤价格的要求，以5500kcal/kg动力煤热值均价为基础进行折算（下同）），并将以此倒推主产地动力煤的出矿价格。具体分析如下：

一是，此前的动力煤价格“绿色区间”概念已经不再。2021年4月份以来，主管部门未再提及此前给出的动力煤价格绿色区间（5500kcal/kg现货煤价运行在500～570元/t）、蓝色区间（5500kcal/kg现货煤价运行在470～500元/t或者570～600元/t）和红色价格区间（5500kcal/kg现货煤价运行在470元/t以下或者600元/t以上）的概念，预示这一对动力煤价格合理区间的定位已经不再。

二是，主管部门近期不断对动力煤价格进行研究和指导。主要包括：

10月16日，国家发改委运行局组织部分大型煤炭生产和北方港口贸易企业召开会议，鼓励大型煤炭生产和贸易企业承诺“环渤海港口下水的5500kcal/kg、5000kcal/kg和4500kcal/kg的动力煤平仓价分别在1800元/t以下、1500元/t以下和1200元/t以下”。

10月26日，在煤炭保供稳价电视电话会议上，主管部门要求主产地5500kcal/kg动力煤的出矿价格不高于1200元/t、北方港口平仓价格不高于1500元/t，高于此价格的动力煤，相关港口将不予装船。

10月26日，国家发改委价格司组织相关企业和部门召开会议，讨论《关于建立规范的煤炭市场价格机制的方案》，准备在全国范围内针对动力煤建立“基准价+浮动价”的市场价格形成机制，要求规模以上的煤矿80%的动力煤要签订年度中长期合同；综合考虑动力煤港口下水价格不超过800元/t，初步拟定的坑口基准价为：山西省460元/t、陕西省390元/t、内蒙古西部地区350元/t、内蒙古东部地区300元/t、新疆自治区220元/t；其他调入地区基准价为580元/t。

10月27日，国家发改委价格司第二次组织相关企业和部门召开会议，研究对动力煤坑口价格和终端销售价格进行临时干预措施，动力煤坑口价格将由国家发改委统一制定基准价，其中5500kcal/kg动力煤的基准价格为440元/t（含税），最高上浮幅20%、即528元/t；届时，5500kcal/kg动力煤在北方港口的平仓价格可能被限制在800元/t以内。

10月29日，国家发改委价格司第三次组织相关企业和部门召开会议，继续就进一步完善煤炭市场价格形成机制的政策和意见，听取各方意见。

10月31日，主管部门通知主要产地煤炭生产主管部门和大型煤炭生产企业，要求将5500kcal/kg动力煤的出矿价格下调至1000元/t以下，推算北方港口5500kcal/kg动力煤的平仓价格将随之降至1200元/t以内。

11月7日，主管部门通知主要产地煤炭生产主管部门和大型煤炭生产企业，要求将5500kcal/kg动力煤的出矿价格下调至900元/t以下，北方港口5500kcal/kg动力煤的平仓价格降至1100元/t以内。

后期，不排除主管部门再次要求晋陕蒙等主要产地的煤炭生产主管部门和大型煤炭生产企业继续下调出矿价格的可能性。

从上述主管部门对动力煤价格的干预节奏和降价逻辑来看，无论是极端性的（一刀切式的）最高限价措施，还是相对温和、阶段性和有选择性（只要求对发电用煤和居民供暖用煤）的降价要求，主管部门对5500kcal/kg动力煤在北方港口平仓价格的要求似乎都在800元/t以下，只是有短期目标和长期目标之别。

三是，燃煤发电企业对动力煤价格的承受能力提高。10月11日，国家发改委下发的《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》明确：“将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制”。10月15日实施后，燃煤发电企业对动力煤价格的承受能力将普遍提高250～300元/t，如果在主管部门此前给出的动力煤价格绿色区间的基础上进行顺加，北方港口平仓的5500kcal/kg动力煤价格的合理区间也应随之提升至700～800元/t。

前三季度全国煤炭行业主要经济指标发布

日前，2021年前三季度，全国规模以上煤炭企业主要经济指标公布。

前三季度，煤炭行业经济形势总体稳中向好，行业营收及利润双增长，亏损企业亏损额下降；企业资产负债率略有增加，应收账款增加。

指标显示，前三季度，4322家规模以上煤炭企业营业收入合计为21131亿元，同比增长44.6%，增幅比规模以上工业行业高出约22个百分点；营业成本为13504.3亿元，同比增长28.8%；应收账款为3926.7亿元，同比增长40.7%；利润总额为4094.0亿元，同比增长172.2%。前三季度，规模以上煤炭企业资产合计为64732.2亿元，同比增长9.7%；负债合计为42471.1亿元，同比增长9.8%；资产负债率为65.6%，比2020年同期增加0.1个百分点。

指标显示，前三季度，规模以上煤炭企业流动资产平均余额为28453.2亿元，同比增长1.9%；企业销售费用、管理费用和财务费用，分别较2020年增长3.8%、18.1%和6.8%。

近期全国煤炭日产量再超1160万t

进入11月份以来，全国煤炭产量继续呈现高位增长态势。数据显示，11月2日，全国煤炭日产量达到1167万t，接近2021年产量最高峰值，为2021年以来产量第二高峰，较10月初增加约100万t。随着各项增产增供措施持续落地见效，全国煤炭日产量有望突破1200万t。

国家统计局：10月下旬动力煤、炼焦煤价格均呈下跌趋势

国家统计局11月4日公布的数据显示，10月下旬全国煤炭价格为走势分化。各煤种具体价格变化情况如下：

无烟煤（洗中块，挥发分≤8%）价格为2678.6元/t，较上期上涨84.8元/t，涨幅3.3%。

普通混煤（山西粉煤与块煤的混合煤，热值4500kcal/kg）价格为1303元/t，较上期下跌253.8元/t，跌幅16.3%。

山西大混（质量较好的混煤，热值5000kcal/kg）价格为1514.8元/t，较上期下跌244.6元/t，跌幅13.9%。

山西优混（优质的混煤，热值5500kcal/kg）价格为1620.3元/t，较上期下跌200.3元/t，跌幅11%。

大同混煤（大同产混煤，热值5800kcal/kg）价格为1702.2元/t，较上期下跌178.7元/t，跌幅9.5%。

焦煤（主焦煤，含硫量<1%）价格为3981.4元/t，较上期下跌118.6元/t，跌幅2.9%。

上述数据显示，10月下旬全国无烟煤价格持续上涨，不过涨幅明显收窄；动力煤、炼焦煤价格均呈跌势，不过前者跌幅较大。

此外，10月下旬全国焦炭（二级冶金焦）价格为4086元/t，与上期持平。

10月份全国煤炭进口量为2694.3万t同比增长96.29%

海关总署11月7日公布的数据显示，2021年10月份，全国煤炭进口量为2694.3万t，较2020年同期的1372.6万t增加1321.7万t、增长96.29%。较9月份的3288.3万t减少594万t、下降18.06%。

2021年1-10月份，全国煤炭进口量为25734万t，同比增长1.9%，而前9个月为下降3.6%。

国家发改委：电厂存煤可用天数达到20天

据监测，2021年11月3日，全国统调电厂存煤量为1.12亿t，可用天数达到20天，达常年正常水平。其中，东北三省统调电厂存煤可用天数为32天；“两湖一江”存煤可用天数为25天；广东、广西、贵州、云南等省份存煤可用天数均在20天以上。

近期，随着煤炭增产增供持续推进，煤炭安全先进产能加快释放，11月份以来，煤炭产量延续高位水平。据调度数据显示，11月3日全国煤炭日产量再次突破1170万t，随着煤矿月初计划性检修陆续结束，产量还将增加，预计电厂供煤将持续大于耗煤，存煤提升还将进一步加快。

2021年以来陕西省动力煤价格显著上涨

陕西省发改委数据显示，根据对咸阳市、榆林市动力煤价格（5500kcal/kg坑口价，下同）监测，2021年以来动力煤价格显著上涨，由1月份的509.75元/t上涨至10月份的1280.60元/t，上涨151.22%。

根据对延安市、韩城市焦煤价格监测，2021年以来陕西省焦煤价格为波动上行，10月份焦炭价格较1月份的价格上涨63.22%，炼焦煤价格上涨141.22%。

陕西省发改委指出，宏观经济持续向好，生产情况逐步改善，工业生产保持强劲，电力、钢铁、建材、化工等行业消费持续增加，煤炭的需求量不断加大。加之进入冬季供热取暖储煤期，企业补库意愿强烈，季节性需求旺盛。

但国际大宗商品价格快速上涨带动国际煤价大幅上扬，加之我国煤炭进口量有所减少，叠加国内煤炭主产区多数煤矿企业限产停产，环保安全检修，影响产能释放，社会煤炭库存量普遍较低，从而促使煤价上涨。

陕西省发改委预测，随着国家一系列合理释放产能等保供稳价政策的落实，水力发电、太阳能发电量增长，煤炭产量和进口量会逐步增加，煤炭供应不足的局面有望得到很大改善，供需矛盾缓解，后期煤炭价格将在高位回落。

9月份河南省统调电厂总进煤量同比下降25.17%

国家能源局河南监管办公室数据显示，2021年9月份，河南省统调电厂总进煤量为692.89万t，较8月份减少进煤425.32万t，环比下降38.04%，同比下降25.17%，日均进煤量为23.09万t。

9月份，河南省统调电厂发电总耗煤量为823.52万t，较8月份减少耗煤128.57万t，环比下降13.5%，同比增长0.13%，日均耗煤量为27.45万t。

9月份日均存煤量为426.62万t。其中，最高存煤量为488.64万t，最低存煤量为359.39万t。

河南省电煤根据来源地不同，分为本省煤、外省煤两大类。9月份，河南省网统调电厂购进电煤692.89万t，省内煤月累计购入量为306.05万t，占总购进量的44.17%；购入外省煤386.84万t，占总购进量的55.83%。

9月份湖北省统调火电厂电煤调入量同比下降23.4%

湖北省能源局数据显示，9月份，湖北省统调火电厂电煤调入量同比大幅下降，耗煤量大幅增加，库存量大幅下降。

9月份，湖北省统调火电厂调入电煤223.9万t，同比减少71.5万t、下降23.4%。

从主供煤省来看，各产煤省（区）供湖北省的电煤有较大幅度下降，陕、晋、豫、皖和蒙分别调入电煤量为40.1万t、49.8万t、13.9万t、2.7万t和4.1万t，同比分别减少28.4万t、19.3万t、16.2万t、2.4万t和1万t。

从运输方式来看，9月份，湖北省通过铁路运输电煤121.9万t，同比减少65.9万t；通过水路运输电煤108万t，同比减少1.1万t；通过公路运输电煤4万t，同比减少4.4万t。

铁路运输中，由西安局、太原局、郑州局、上海局和武汉局调入电煤量为43.5万t、16.4万t、40.7万t、2.7万t和5.4万t，同比分别减少25.4万t、9.3万t、24万t、7万t和-4.2万t；通过浩吉铁路调入电煤量为10.3万t。

水路运输中海进江运输电煤量为105.9万t。

9月份，湖北省统调火电厂消耗电煤403.8万t，同比增加71.2万t、增长21.4%。9月末电煤库存量为212.2万t，同比减少240.9万t。

1-9月份，湖北省统调火电厂累计调入电煤3887.5万t，同比增加791.5万t、增长25.5%。其中，通过铁路调入电煤2389.3万t，占电煤总调入量的61.5%，较2020年同期增加1.3个百分点；通过浩吉铁路调入电煤399.8万t，同比增加163.2万t、增长69%。

从煤源地来看，从内蒙古、新疆、甘肃、宁夏等地调入电煤量为269.2万t，同比增加111.5万t、增长70.7%。

1-9月份，湖北省统调火电厂消耗电煤3975.2万t，同比增加851万t、增长27.2%。

1-9月份主要煤炭生产消费国情况

美国：美国能源信息署数据显示，1-9月份，美国煤炭产量为3.96亿t，同比增加3183.49万t、增长8.7%。其中，9月份煤炭产量为4633.63万t，同比增长13.1%。

俄罗斯：俄罗斯联邦能源部数据显示，1-9月份，俄罗斯煤炭产量为3.18亿t，同比增加2510.2万t、增长8.6%。其中，9月份煤炭产量为3607.76万t，同比增加267.2万t、增长8%。

印度：印度煤炭部最新数据显示，1-9月份，印度煤炭产量为5.86亿t，同比增加3330万t、增长6%。其中，9月份煤炭产量为5519万t，同比增加1390万t、增长33.7%。

蒙古国：蒙古国家统计办数据显示，1-9月份，蒙古国煤炭产量为2271.6万t，同比减少54.1万t、下降2.3%。其中，9月份煤炭产量为176.82万t，同比下降60.4%。

日本：日本财务省数据显示，1-9月份，日本煤炭进口量为1.36亿t，同比增加665.3万t、增长5.1%。其中，9月份煤炭进口量为1637万t，同比增长9%。

韩国：韩国海关数据显示，1-9月份，韩国煤炭进口量为9483.5万t，同比增加245.1万t、增长2.7%。其中，9月份煤炭进口量为1276.6万t，同比增长8.5%。

越南：越南国家统计局数据显示，1-9月份，越南煤炭产量为3823.2万t，同比增长2.6%。其中，9月份煤炭产量为435.42万t，同比增长32.5%。

波兰：波兰中央统计局数据显示，1-9月份，波兰煤炭产量为7926.7万t，同比增加467.5万t、增长6.3%。其中，9月份煤炭产量为894.1万t，同比增长6.5%。

泰国：泰国海关数据显示，1-9月份，泰国煤炭进口量为1923.8万t，同比增加78万t、增长4.2%。其中，9月份煤炭进口量为242.9万t，同比下降2.2%。

乌克兰：乌克兰能源部数据显示，1-9月份，乌克兰煤炭产量为2143.66万t，同比增长3.2%。其中，9月份煤炭产量为211.41万t，同比下降18.2%。

哈萨克斯坦：哈萨克斯坦国家经济部统计委员会数据显示，1-9月份，哈萨克斯坦煤炭产量为8205.07万t，同比增长1.4%。其中，9月份煤炭产量为1022.82万t，同比增长11.5%。

近期环渤海动力煤价格指数报收于805元/t

本报告期（2021年10月27日-2021年11月2日），环渤海动力煤价格指数报收于805元/t，环比下行25元/t。

从环渤海6个港口交易价格的采集计算结果看，本报告期，24个规格品价格全部下降，降幅在10～30元/t。

随着调控政策的进一步落实，供需结构性偏紧问题从总体到局部客观实际地得到改善，动力煤期、现货市场均深度下挫，煤炭高价泡沫确定性被刺破，保供稳价工作取得了阶段性成效，沿海煤价脱虚向实、理性回归，本期环渤海动力煤综合价格延续下跌趋势。

一、增产增供，根本性解决矛盾点。下半年国内煤炭价格遭遇大幅波动，除国际环境、经济环境大背景的诱发因素外，主要是受到煤炭行业供需错位后形成结构性缺口的直接作用。国家发改委等有关部门及时精准预判，从政策、督导双管齐下，多措并举推动煤矿挖潜增产，晋、陕、蒙、新地区煤炭产能快速释放，煤炭产量稳定增加，从根本上解决供需矛盾。

二、硬箭上弦，稳准直击降价靶心。一方面，国家相关部门依法干预价格，产地出矿价陆续下调，当前普遍降至1000元/t左右，配合港口平仓船舶手续办理限价措施，现货市场得以稳定回调；另一方面，期货限仓配合炒作查处，多头溃逃下郑煤主力合约跌破千元后最低下探至841点位。上述两方面从现实、预期、情绪等角度形成合力，推动沿海煤价回落。

三、快运提库，保障终端用能安全。大秦线集中检修结束后，运量保持在130万t以上高位，唐呼线日均运量创新高，增产保供煤炭源源不断向中下游安全高效输送，快速提升了港口及电厂存量。秦皇岛煤炭网监测显示，秦皇岛港煤炭库存量超过500万t；国家电网监测显示，电厂存煤水平快速提升，全国统调电厂库存突破1亿t，电煤安全保障能力大幅提升。

沿海航运市场方面，秦皇岛海运煤炭交易市场发布的海运煤炭运价指数（OCFI）显示，本报告期，海运煤炭运价指数先抑后扬。截至11月2日，运价指数收于1335.01点，与10月26日相比，下行181.56点，环比下行11.97%。

部分主要船型和航线情况，2021年11月2日与2021年10月26日相比，秦皇岛至广州航线5～6万t船舶的煤炭平均运价报69元/t，环比下行6元/t；秦皇岛至上海航线4～5万t船舶的煤炭平均运价报51元/t，环比下行8元/t；秦皇岛至江阴航线4～5万t船舶的煤炭平均运价报53元/t，环比下行8元/t。

秦皇岛港煤炭场存突破510万t

11月3日，秦皇岛港存煤量突破510万t，超过2020年同期水平，达到2021年以来高位。随着煤炭产量持续增加，秦皇岛港场存稳步提升，特别是10月底大秦线检修结束后，电煤铁路装车量连创历史同期新高，港口调入量明显增加。作为重要的煤炭中转基地和市场风向标，持续增加的存煤为保障下游需求提供了有力支撑，也反映了煤炭供需形势明显好转。

拐点即将到来 煤市缓慢复苏

2021年11、12月份的煤炭市场供需缺口较10月份将有所缩小，但短期内的供给增量难以扭转最后2个月的供需偏紧格局。尤其是寒冬腊月，一旦出现极寒天气、港口长时间封航等情况，都可能会促使市场短暂趋紧。因此，矿、路、港、航、电各方要加强协调合作，认真应对，确保煤炭运输大通道保持畅通。

1.拐点即将到来

在政策稳价和供给提升的背景下，煤炭现货价格大幅回落。先是在国家政策震慑之下，出现摧枯拉朽式下跌；随后的下跌是需求减弱、下游拉运不积极造成的。目前，未完全入冬，正值用煤淡季，沿海电厂日耗维持低位，库存量有所增补，均已达到10～12天，补库压力逐渐缓解。从11月3日开始，询货增多，下游拉运恢复，但交割数量不多。值得注意的是，在火电占据主导地位，以及碳中和的大背景下，煤价也不可能回落至非常低的水平。因此，下游用户抓紧拉煤、全力补库才是上上策。

上级主管部门、行业协会及主产地着力推进增产保供工作，产地煤炭有效供应将持续增加，后期终端用煤需求将呈季节性增加。但受钢铁、水泥等高耗能行业限产等因素影响，煤炭需求的增幅或受一定限制。尽管最后2个月仍有新增产能投放，但2021年总体处于供需偏紧状态，且经济快速复苏、煤炭库存消耗较多，加之进入冬季电厂日耗可能会出现爆发式增长。综合判断，11、12月份供需缺口较10月份将有所减小，但短期内的供给增量难以扭转最后2个月的供需偏紧局面。尤其是到寒冬腊月，一旦出现极寒天气、港口长时间封航等情况，都将会促使市场短暂趋紧。

2.需求将逐渐回暖

港口方面，市场延续弱势运行，沿海终端用户日耗低位震荡，库存量继续快速累积，下游用户整体需求量依然较弱。随着冷空气的到来，部分终端用户开始寻货压价采购。但是，短期内产地煤价仍有下行压力，买方市场下市场报价及成交价继续回落。但从11月3日起，询货用户增加，交割表现稍显活跃，产地和港口市场有企稳迹象。下游用户依靠略有增加的库存量和低日耗量，对市场煤普遍压价询盘，市场成交量较少。

主力煤炭企业主动下调所属“三西”地区煤矿坑口动力煤销售价格，下游用户观望情绪较浓，采购节奏有所放缓。降价后，部分煤矿销售量无明显好转，叠加疫情影响拉煤车量依然较少，库存压力仍大。由于保供煤炭大量进入电厂场地，加之日耗处于季节性低位，电厂库存量提升速度较快。据了解，全国统调电厂、全国重点电厂、沿海八省电厂存煤量均出现较大幅度增长。但从数据来看，电厂库存属于被动垒库，存煤量虽有增加，但与2020年同期相比还有不小的差距。今冬偏冷的概率较大，随着冷空气的降临，煤炭需求量有进一步增加的可能；度过煤炭市场的短暂休眠期后，下游用户采购和拉运仍会保持相对积极的态势。

3.“迎峰度冬”即将到来

天气预报显示，11月4-7日，“全能型”冷空气影响我国大部分地区，气温将下降8～10℃，部分地区降温幅度可达12～15℃。冷空气影响时间长、降温快，可能达到寒潮标准，是2021年下半年来影响我国范围最广泛的一股冷空气。此外，大范围气温将创2021年下半年来新低，冷空气甚至会吹到华南地区。11月5-7日，中东部地区会迎来大范围雨雪天气；电厂开展为期近1个月的机组检修，为“迎峰度冬”做准备，电厂机组检修结束后，随着气温降低，寒冬到来，民用电负荷提高，电厂日耗量逐渐恢复，煤炭需求量将出现质的飞跃。

随着一系列政策持续推进，保供增运稳价等各项工作取得了阶段性的胜利。进入11月份，全国煤炭产量继续呈现高位增长态势。11月2日，全国煤炭日产量达到1167万t，接近2021年产量最高峰值。随着各项增产增供措施持续落地见效，全国煤炭日产量有望突破1200万t。当前全社会煤炭库存量相比2020年同期依然偏低，不能高枕无忧，也不能盲目乐观。下游终端客户要主动出击，积极采购、抢运，增加存煤量，保障发电供热用煤需求，确保人民群众温暖过冬。