“迎峰度夏”期间沿海地区动力煤市场形势分析

综合来看，在原煤产量增加短期难达预期的形势下，当前北方港口和沿海地区发电企业动力煤库存偏高、水电增发制约燃煤机组出力带来的电煤消费减少，或将不足以冲抵2022年夏季用煤高峰期间由于电煤消费增加、进口动力煤减少带来的内贸动力煤需求增加，电力“迎峰度夏”期间沿海地区动力煤市场的供求关系保持紧平衡局面的概率较大。

第一，短期原煤产量增加程度难达预期。尽管主管部门和各地方政府从3月份开始不断推进煤炭产能和产量增加，国家统计局数据显示，1-5月份原煤产量为18.1亿t、同比增加1.7亿t，增量显著，但是从核心产地到环渤海港口，再到下游消费地区，国内动力煤价格始终处于高位运行态势，“卖方市场”的基本面始终未改，预示原煤产量增加的效果并不理想，鉴于2022 年要增加3 亿t 煤炭产能工作仍然在落实之中，预计短期内原煤产量的实际增量仍然难以达到预期。

第二，沿海地区动力煤的采购需求将继续转暖。在全国多地大范围高温天气的影响下，由后疫情时期经济恢复性增长和降温用电负荷增加共同推动的社会用电需求快速增加，促使火电生产及其电煤日耗迅速回升，夏季电煤消费的高峰特征开始体现。

未来一段时期，沿海地区电煤日耗状况是影响沿海地区现货动力煤价格走势的关键因素，目前来看，在沿海地区电煤日耗同比持平的情况下，动力煤供求关系有望呈现相对平衡或紧平衡态势；在电煤日耗同比提高的情况下，沿海地区动力煤供求关系将呈现供不应求倾向，而且提升幅度越大，卖方市场倾向越明显；在电煤日耗同比减少的情况下，沿海地区动力煤供求关系将趋于宽松，其缩量水平越明显，买方市场倾向越强。

第三，动力煤进口量的萎缩程度或将放大。动力煤进口成本倒挂等制约动力煤进口增加的因素短期难以消除，带来的负面影响长期存在，鉴于2021 年6 月份之后的动力煤进口量进入高峰，预期从2022年6月份开始的动力煤进口量同比将进入明显收缩周期，由此引发的对内贸动力煤的转移需求将随之增加，进口动力煤减少对夏季用煤高峰期间沿海地区动力煤市场的边际影响将有所放大。

第四，电煤保供政策的效果有待观察。当前正在进行的电煤中长期合同补签、换签工作，以及之后将要进行的强监管措施，一定会提高电煤的中长期合同数量；但是，鉴于煤炭质量及其适配适销特性的制约、鉴于运输条件及其通道能力的制约，煤炭企业不低于80%的自有资源签订动力煤中长期合同“一刀切”式的要求可能难以实现，除进口煤炭以外的电煤消费实现中长期合同100%覆盖的目标也将难以落地，发电企业对现货动力煤的采购需求将继续存在。

而回溯到6月份的电煤中长期合同“欠一补三”政策，给此前兑现率低的煤炭生产和贸易企业带来较大的“补充兑现”压力，将挤占非发电用煤的铁路运力（国家铁路集团表示，7 月1 日开始，2022 年铁路暑运工作拉开帷幕，至8月31日结束，共计62天；预计暑运期间日均电煤装车将达到6 万车左右，同比提高1 万车以上）、挤占非发电用煤的可供资源（近期传闻，已经有煤炭企业向下游非发电企业通报，为了保障电煤供应，至少将减少其7月份的动力煤合同供应数量），使得非发电企业对现货动力煤的需求增加，并对北方港口现货煤价产生一定支撑作用。

第五，水电增发对夏季电煤消费的影响不足。与2021 年相比，2022 年以来水电增发态势明显，一定程度上制约了燃煤机组出力及电煤消费，但是从历史经验看，由于夏季用电、用煤高峰的弹性较大，水电增发只能适当降低夏季用电高峰期间社会用电需求对火电的依赖程度，期间燃煤机组的调峰作用依然突出，电煤的夏季消费高峰特征仍将显现。

第六，要关注动力煤最高限价措施的影响。一方面，近期，相关部门针对现货动力煤价格的监管措施有所升级，在相关部门开展的“落实煤炭价格调控监管政策拉网式调查”中，已经有发电企业和贸易企业因为采购或销售的现货动力煤价格超出最高限价水平而接受调查、审查，打击了现货动力煤价格的看涨情绪。

另一方面，因为不允许拉闸限电，电煤消费及其采购需求存在较强的“刚性”；但是，在北方港口现货动力煤的实际交易价格持续高于最高限价的情况下，对动力煤价格的强监管措施，可能导致贸易企业动力煤发运到港的积极性下降，减少北方港口现货动力煤的可供资源数量；也可能延迟或制约发电企业对现货动力煤的采购，致使后期消费高峰时段针对北方港口的动力煤需求出现“共振”，从而造成北方港口现货动力煤供求关系紧张。