消费淡季将至，煤价下行或将延续
——2023年8月煤炭市场分析
（来源：中能传媒研究院 作者：刘纯丽 中能传媒能源安全新战略研究院）
摘要：
7月制造业采购经理指数（制造业PMI）为49.3%，比上月上升0.3个百分点，制造业景气度小幅改善，内需收缩趋势有所缓解，但7月经济数据总体不及预期，短期经济增长动能仍相对不足。7月24日中央政治局会议提出“着力扩大内需”后，各部门陆续出台政策，预计未来更具针对性、更加务实的稳增长政策将加速落地，有效夯实经济修复基础，从而推动国内经济企稳。
今年以来，我国煤炭产量稳步增长。7月份生产原煤3.8亿吨，同比增长0.1%，日均产量1218万吨。1—7月份，全国累计生产原煤26.7亿吨，同比增长3.6%，增速较前6个月回落0.8个百分点。
7月份我国进口煤炭3926万吨，进口量继续保持高位，同比增长66.9%。1—7月份，全国累计进口煤炭26118.4万吨，同比增长88.6%。7月份煤炭进口额为38.67亿美元，从进口额和进口量可推算出7月煤炭进口单价为98.49美元/吨。进口煤与国内煤相比更具价格优势，导致终端采购量增加。
2023年以来，在供应充足和天然气价格下跌的推动下，国际煤炭价格不断下跌，重回2021年夏季水平。尽管全球经济疲软，但因煤炭更容易获得且价格相对更加便宜，其需求仍在增长。IEA《煤炭市场最新动态》指出，2022年煤炭发电量为10440太瓦时，占全球发电量的36%，全球煤炭使用量增长了3.3%，达到创纪录的83亿吨。而2023年亚洲需求保持强劲，全球煤炭使用量预计将保持在去年这一创纪录水平附近。
随着伏天的结束，我国大部地区气温将陆续回落，部分电厂负荷降低，逐渐进入去库检修阶段。且在进口煤和水电增加的情况下，电煤需求释放有限，终端暂时不具备大量补库需求释放的可能，内贸煤需求持续疲软。随着下游终端需求持续冷清，多数贸易商不看好后市，且受发运成本倒挂影响，发运积极性不高；环渤海港口煤炭库存去化，可售货源偏少。但在终端高库存支撑下，观望情绪较浓，主动补库的意愿亦不高。煤炭市场呈现供需双弱格局，煤价重心或将继续呈现震荡中逐步下移趋势。
2023年7月煤炭市场运行情况：产量进口量保持高位，煤炭市场价格持续下行
1 煤炭生产稳步增长，7月同比增长0.1%
今年以来，我国煤炭产量稳步增长。7月份，生产原煤3.8亿吨，同比增长0.1%，增速比6月份放缓2.4个百分点。日均产量1218万吨，虽较6月1300万吨减少82万吨，但仍维持1200万吨以上相对高位。1—7月份，全国累计生产原煤26.7亿吨，同比增长3.6%，增速较前6个月回落0.8个百分点。
图1 2019—2023年月度规模以上工业原煤产量
图2 规模以上工业原煤产量月度走势
2 煤炭进口继续保持高位，煤炭进口单价持续回落
7月份我国进口煤炭3926万吨，煤炭进口量继续保持高位，较去年同期2352.3万吨增加1573.7万吨，增长66.9%；较6月份的3987.1万吨减少61.1万吨，下降1.5%。1—7月份，全国累计进口煤炭26118.4万吨，同比增长88.6%。7月份煤炭进口额为38.67亿美元，从进口额和进口量可推算出7月煤炭进口单价为98.49美元/吨。据市场信息，7月下旬印尼煤4500大卡到岸价低于国内煤价40～50元/吨，4000大卡到岸价低于国内煤价90～100元/吨；澳洲煤5500大卡到岸价低于国内煤价90～100元/吨。进口煤与国内煤相比更具价格优势，导致终端采购量增加。
图3 2019—2023年煤炭月度进口量
在需求分化的趋势之下，7月全球动力煤市场价格历经筑底反弹后，在小幅波动中涨跌互现。7月底由于欧洲创纪录的高温、可再生能源发电量减少以及天然气价格的上涨，欧洲市场动力煤价格总体上涨至每吨110美元以上，周环比上涨约5美元/吨，但较6月底下降了15美元/吨左右。亚洲方面，由于中国和印度采购同时减弱及受到哥伦比亚高热值煤炭竞争压力影响，印尼高热值5900大卡动力煤价格下降1美元至88美元/吨，4600大卡及3800大卡动力煤离岸价周环比也出现下降。进入8月，在天然气和电力价格指数大幅上涨的支撑下，欧洲市场动力煤价格大幅上涨，超过115美元/吨。而由于受季风影响，印度采购量较为有限，叠加中国降雨较多，电厂耗煤需求有所下降，印尼低卡煤价基本处于小幅下调态势。8月11日当周，印尼3800 NAR离岸价报价为51.5美元/吨，周环比下降1.5美元/吨；4600 NAR离岸价报价为72.5美元/吨，周环比下降1.5美元/吨。随着采购澳煤步入正常化轨道，4—6月，中国持续成为澳大利亚煤炭的主要出口目的地国。6月份，澳大利亚对中国的出货量增长29%，达到640万吨。因日韩和中国的询货需求略有增加，支撑澳大利亚动力煤价格上调。8月11日当周，澳大利亚5500大卡离岸价报价88.20美元/吨，环比前一周上涨0.70美元/吨。高热值6000大卡动力煤价格更是突破140美元/吨，接近145美元/吨。
图4 国际三港煤炭期货价格走势
3 7月全社会用电量同比增长6.5%，电力生产有所加快
7月份，全国全社会用电量8888亿千瓦时，同比增长6.5%。分产业看，第一产业、第二产业、第三产业用电量分别同比增长14.0%、5.7%、9.6%；城乡居民生活用电量同比增长5.1%。1—7月，全国全社会用电量累计51965亿千瓦时，同比增长5.2%。分产业看，第一产业用电量716亿千瓦时，同比增长12.3%；第二产业用电量34054亿千瓦时，同比增长4.6%；第三产业用电量9368亿千瓦时，同比增长9.8%；城乡居民生活用电量7827亿千瓦时，同比增长2.1%。
7月份，全国发电量8462亿千瓦时，同比增长3.6%，电力生产有所加快，增速比6月份加快0.8个百分点。分品种看，7月份，火电、核电、太阳能发电增速回落，水电降幅收窄，风电增速由负转正。其中，火电同比增长7.2%，增速比6月份回落7.0个百分点；水电下降17.5%，降幅比6月份收窄16.4个百分点；核电增长2.9%，增速比6月份回落10.9个百分点；风电增长25.0%，6月份为下降1.8%；太阳能发电增长6.4%，增速比6月份放缓2.4个百分点。1—7月份，全国累计发电量50130亿千瓦时，同比增长3.8%。
图5 工业增加值与全社会用电量
4 铁路运输保持高位运行，北方港库存渐回落
2023年铁路暑期运输自7月1日起至8月31日止，为期62天。7月国家铁路发送货物3.24亿吨、日均1045万吨，保持高位运行。暑运上半程，国家铁路发送电煤1.25亿吨，全国371家铁路直供电厂存煤可耗天数保持在25天以上高位。7月以来，浙江、江苏、上海、安徽等地用电负荷均创新高，主要电厂电煤需求量持续上涨。长三角铁路增加阜淮、青阜、陇海等沿线的煤炭装车点直达列车开行列数，释放和提升电煤运输能力。截至8月10日，长三角18家铁路可直达运输的电厂存煤已达367万吨，同比增加12.5%，可耗天数达17天。
7月，大秦铁路完成货物运输量3694万吨，同比减少2.12%；环比来看，较6月份增加88万吨，增长2.44%。大秦铁路日均运量119.16万吨，较6月份下降1.04万吨。1—7月，大秦铁路累计完成货物运输量24449万吨，同比减少0.98%。当前虽仍处于用煤旺季，但因北方港煤炭发运利润大幅倒挂，贸易商发运量下降，大秦铁路仍以发运长协煤为主，7月的发运量同环比均变化不大。
7月以来，强降雨天气频发，主产区煤炭货源外运受阻，港口调入量下滑；另一方面，沿海地区在台风作用下暴雨连连，气温偏低，电厂日耗有所回落，采购节奏放缓，港口调出量亦出现下降，北方港库存保持平稳运行。进入8月，由于北方港煤炭价格不断下挫，主产区发运倒挂情况加剧，长途发运户发运低迷，港口整体调出高于调入，北方港库存逐渐回落。截至8月18日，北方九港库存合计2383万吨，较7月底减少199万吨，但仍高于去年同期138.7万吨。
图6 北方九港库存合计年度对比
5 船货双弱，海运费接近成本线
7月下旬，随着多轮台风登陆我国，东南沿海地区迎来明显降温，区域电煤日耗阶段性回落，在电煤高供应、高库存背景下，市场煤采购受到抑制，北上拉运积极性明显不足，对运力需求释放有限，沿海市场整体呈现船货双弱局面，运力过剩情况加剧，运价继续在成本线附近徘徊。8月中旬台风过境后，华东地区高温天气持续，带动日耗持续增加，部分地区采购需求释放，叠加燃料油价格上涨，带动船舶运营成本上扬，船东挺价意愿增强，沿海运价微幅向上震荡。但当前三伏已过，高温天气逐步结束，且水电出力好转，终端日耗回落预期不断增强，后续沿海煤炭采购需求释放或有限，短期内沿海煤炭运价并不具备大幅上涨的基础。8月18日海运煤炭运价指数OCFI报收于547.5点，处于近年来低位。
受运力过剩影响，7月25日波罗的海干散货BDI指数创下近期低点962点后，随着铁矿石与东澳大利亚煤炭货盘皆有增多，在好望角型船运价上涨的带动下，7月26日大涨105点突破千点至1067点，创下5个月以来最大单日涨幅，重回震荡上行态势。8月16日波罗的海干散货BDI指数报收于1233点，日环比上涨67点，低于2022年同期154点。
图7 海运煤炭运价指数（OCFI）
图8 波罗的海干散货指数（BDI）
6 迎峰度夏尚未结束，煤炭生产供需总体平衡
虽然已进入立秋节气，但当前全国多地高温仍在持续，仍处于迎峰度夏用煤高峰期，国家发展改革委表示，当前煤炭生产处于较高水平，供需总体平衡。在7月底国新办举行的迎峰度夏能源电力安全保供国务院政策例行吹风会上，国家发展改革委副秘书长欧鸿表示，今年以来，煤炭产量稳步增长，进口增加较快，煤炭供需总体平衡。电煤中长期合同签订充足，履约率高，统调电厂存煤处于历史高位。
国家发展改革委表示，下一步将坚持问题导向，强化底线思维，从稳产量、督长协、盯库存、做预案、保安全等方面落实落细各项举措，全力以赴做好迎峰度夏以及未来一段时间的煤炭保供工作。一是稳定煤炭产能产量。加强煤炭生产监测调度，督促企业抓好安全生产、保持充裕的生产能力，供需偏紧时全力组织生产，保障供应稳定。二是强化电煤中长期合同履约监管，加强对2023年中长期合同履约情况检查核查，强化煤电双向监管，对于不履约案例，发现一起督促整改一起，对于无故拒不履约、不整改的企业，依规予以惩戒，坚决维护长协的权威性和严肃性。三是紧盯电厂存煤水平。密切跟踪重点电厂的电煤库存情况，对个别存煤偏低的电厂，综合采取措施，必要时通过点对点地调运，尽快提升到合理水平。四是制定保障预案。要求有关地方和企业坚持底线思维，针对安全生产、极端天气等因素可能导致的煤矿停产减产、煤炭运输受到影响等情况，提前制定电煤的供应保障预案，做到供应不断档。五是始终坚持安全生产。要求各地和煤炭企业把安全生产工作放到迎峰度夏煤炭保供的首位，统筹好安全生产和煤炭保供，加强安全隐患排查整改，科学安排设备设施的检修维护，确保持续的安全生产。
7 煤电企业库存高位，北方港动力煤市场价格不断下挫
根据中国气象局信息，7月我国全国平均气温23.0摄氏度，较常年同期偏高0.9摄氏度，华北、黄淮等地高温极端性强；全国平均降水量122.2毫米，接近常年同期，且台风登陆多，强度强，特别是7月末受台风“杜苏芮”影响，其过境区域多地暴雨过程强度达特强级别。
在天气的影响下，7月煤电企业发电负荷由快速增长到逐步回落，电煤耗量也同步下降。进入8月，随着台风结束气温再度回升，发电负荷增加，发电量环比大幅增加。但随着降雨增加水电出力好转，替代效应渐现，电煤耗量有所下降，电厂煤炭库存回落，但仍处历史高位。8月10日，纳入中电联统计的燃煤发电企业煤炭库存可用天数降至19.4天。当前虽仍处用煤旺季，但煤炭供应相对宽松已逐渐形成共识，且下游电厂日耗临近转折点，库存水平较高，采购需求难有释放。下游采购观望情绪浓厚，动力煤价格延续弱势下行。CECI曹妃甸指数自7月24日开启下行走势后，已连续四周下跌，8月18日5500大卡规格品报收于804元/吨，累计下跌76元/吨，逼近800元关口。
图9 中国电煤采购价格指数（CECI采购经理人指数）
煤炭市场展望：电煤消费淡季将至，价格下行或将延续
1 经济边际略有改善，仍需政策落地实施
7月制造业采购经理指数（制造业PMI）为49.3%，比上月上升0.3个百分点，制造业景气度小幅改善；非制造业商务活动指数（非制造业PMI）和综合PMI产出指数分别为51.5%、51.1%，分别比上月下降1.7和1.2个百分点，且降幅有所扩大，但继续处于扩张区间。从制造业PMI分项指标来看，新订单指数上行0.9个百分点至49.5%，内需收缩趋势有所缓解，产成品库存指数上行0.2个百分点至46.3%，原材料库存指数上行0.8个百分点至48.2%，说明被动补库已逐渐向主动补库切换。但新兴产业和基建景气度的下降也反映出经济回升过程中仍存隐忧，特别是日前公布的7月经济数据总体不及预期，尤其是房地产市场持续低迷、基建投资也有所回落、内外需求放缓背景下，短期经济增长动能仍相对不足。7月24日中央政治局会议提出“着力扩大内需”后，各部门陆续出台一些政策，如7月27日住建部发声要求落实降低首付比例和贷款利率、改善性住房换购税费减免、认房不认贷等政策措施；7月31日国务院转发国家发展改革委《关于恢复和扩大消费的措施》，提出20条恢复和扩大消费的举措。逆周期政策也在进一步加力，8月15日，央行年内二次下调基准利率，7天逆回购政策利率下调10个基点至1.8%，1年期MLF利率下调15个基点至2.5%。预计未来更具针对性、更加务实的稳增长政策将加速落地，有效夯实经济修复基础，从而推动国内经济企稳。
图10 中国制造业PMI
2 IEA预测今年全球煤炭使用量将保持高位
2023年以来，在供应充足和天然气价格下跌的推动下，国际煤炭价格不断下跌，重回2021年夏季水平。尽管全球经济疲软，但因煤炭更容易获得且价格相对更加便宜，其需求仍在增长。据IEA估计，2023年上半年，全球煤炭需求将增长约1.5%，达到47亿吨左右，发电和非电力工业用途用煤将分别增长1%和2%。一方面，因工业电力需求停滞及天然气价格下跌，欧洲今年的煤炭使用量将大幅下降。另一方面，亚洲的需求仍然居高不下。IEA预计，2023年中国、印度和东南亚国家的煤炭使用量加起来将占全球煤炭使用量的四分之三。IEA《煤炭市场最新动态》指出，2022年煤炭发电量为10440太瓦时，占全球发电量的36%，全球煤炭使用量增长了3.3%，达到创纪录的83亿吨。而2023年亚洲需求保持强劲，全球煤炭使用量预计将保持在去年这一创纪录水平附近。
3 推动现代煤化工健康发展，从严从紧控制产能规模和新增煤炭消费量
近日，国家发展改革委、工业和信息化部、自然资源部、生态环境部、水利部、应急管理部六部门联合印发《关于推动现代煤化工产业健康发展的通知》。《通知》提出，进一步强化煤炭主体能源地位，按照严控增量、强化指导、优化升级、安全绿色的总体要求，加强煤炭清洁高效利用，推动现代煤化工产业（不含煤制油、煤制气等煤制燃料）高端化、多元化、低碳化发展。《现代煤化工产业创新发展布局方案》明确的每个示范区“十三五”期间2000万吨新增煤炭转化总量不再延续。确需新建的现代煤化工项目，应确保煤炭供应稳定，优先完成国家明确的发电供热用煤保供任务，不得通过减少保供煤用于现代煤化工项目建设。
《通知》明确，进一步加强规划引导，优化产业布局，新建煤制烯烃、煤制对二甲苯（PX）、煤制甲醇、煤制乙二醇、煤制可降解材料等项目重点向煤水资源相对丰富、环境容量较好地区集中，促进产业集聚化、园区化发展。大气污染防治重点区域严禁新增煤化工产能。《通知》还提出，严格能效和环保约束，加强项目节能审查和环保监管，拟建、在建项目应全面达到能效标杆水平，主要用能设备能效水平达到能效标准先进值以上；能效低于基准水平的已建项目须在2025年底前完成改造升级，主要产品能效须达到行业基准水平以上，届时能效仍在基准水平以下的项目予以淘汰退出。
4 消费淡季临近，煤炭价格或继续下行
8月中旬，东北、西北地区东部、华北东部、江南大部、西南地区东部、华南等地大部地区降水量较常年同期偏多2～5成。三峡水电站出库流量保持高位运行，较去年同期保持正增长；加之西南地区降雨频繁，西电东送送电量增加，华东、华南地区火电压力减轻。预计后期水力发电将持续发力，其对火电的替代作用将增强。
与此同时，南方地区台风影响逐步消除，沿海地区气温再次回升，居民降温解暑用电也随之增加，沿海电厂日耗再次向上修复，但由于电煤调入较好，电厂去库缓慢。而随着伏天的结束，我国大部地区气温将陆续回落，部分电厂负荷降低，逐渐进入去库检修阶段。且在进口煤和水电增加的情况下，电煤需求释放有限，终端暂时不具备大量补库需求释放的可能，北上采购仍以中长期合同兑现为主、少量抄底补库为辅，内贸煤需求持续疲软。非电用煤需求方面，有消息称冶金、建材等高耗能行业将按照2021年平控政策控制产能利用率，若政策落实，9月非电行业开工或延续淡季态势。
另一方面，近期主产地煤矿安监趋严，部分煤矿因存在重大事故隐患而被责令停产整顿，加之强降雨天气对主产地煤矿生产造成一定影响，产地煤矿产能释放阶段性受限。随着安监趋于常态化，预计产地煤炭供应将逐步恢复，但如果煤价持续偏弱运行，产地以销定产，煤炭供应增量空间或将有限。
在港口煤炭市场，随着下游终端需求持续冷清，多数贸易商不看好后市，且受发运成本倒挂影响，发运积极性不高；环渤海港口煤炭库存去化，可售货源偏少。但高库存支撑下，终端观望情绪较浓，主动补库意愿亦不高。虽然基于进口煤价格上涨及贸易商对下游补库需求的预判，本周港口煤炭市场价格出现小幅回调。8月22日秦皇岛港5500大卡、5000大卡、4500大卡煤炭报价分别在810元/吨、705元/吨、605元/吨左右，普遍上涨了10元/吨。但考虑到实际需求并未释放，总体而言，煤炭市场仍呈现供需双弱的格局，煤价重心或将继续呈现震荡中逐步下移趋势。
（本报告数据来源：国家统计局、中电联官网、中国煤炭市场网、煤炭江湖）
