北方港口現貨煤價短期仍將得到較強支撐

7月下旬以來，在“增產增供、穩定煤價”一系列政策組合拳的影響下，北方港口現貨動力煤價格出現一定程度的回調，其中5500kcal/kg 和5000kcal/kg現貨動力煤的平倉價格分別由近期高點時期的1120～1130元/t左右和1000～1010元/t左右，回落至目前的1070～1080 元/t 左右和960～970 元/t 左右。但是，綜合分析各方面因素，支撐北方港口現貨煤價高位運行的因素更多、更強，8月底之前，現貨煤價的下調動力、下調空間或將有限。

一、核心產地的煤炭供求關系尚未逆轉。近期，國家發改委已會同有關方面針對煤炭快速增產增供出臺了多項政策（主要包括：其一，鼓勵符合條件的煤礦核增生產能力，對煤礦產能核增實行產能置換承諾制。其二，著力解決露天煤礦接續生產問題。其中鄂爾多斯已批復用地手續的38 處露天煤礦已全部復產，預計8月初即可形成實際產量，達產后日可穩定增加產量20 萬t。其三，延長部分煤礦聯合試運轉時間。截止到目前，晉陜蒙等5 省區已同意將部分煤礦的聯合試運轉時間再延長1 年，此前因為聯合試運轉時間到期、等待審批而停產的15座煤礦已經復產，預計每日可增加產量15 萬t），為煤炭行業依法依規的增產增供創造了良好的條件；此外，國家發改委運行局近日還分別赴鄂爾多斯市、榆林市等煤炭主產區以及秦皇島等環渤海港口開展煤炭保供穩價專題調研，了解煤礦穩產增產存在的制約和障礙，聽取短期內快速增加產量的措施建議；實地調研港口碼頭煤炭中轉、堆場存煤情況以及港口下水煤炭市場交易情況等。

但是，從多方面了解到的情況看，截止到8月上旬，晉陜蒙等核心產地的煤炭供求關系仍然保持偏緊局面，與北方港口動力煤市場關聯緊密的鄂爾多斯、晉北、榆林等地的煤炭出礦價格并未出現明顯回調，從而繼續對北方港口的現貨煤價形成支撐。

二、北方港口動力煤的調入量將繼續受到制約。5月份中旬以來（即2021年第19周開始），主要受現貨動力煤發運到港成本與其港口售價之間持續倒掛，致使動力煤發運到北方港口的積極性下降；由于擔心港口現貨煤價回落以及實行最高限價政策的打壓，使貿易企業面向北方四港的現貨動力煤發運持續謹慎等2個方面因素的影響，2021年7月份主要鐵路運煤專線——大秦線的煤炭發運量大幅減少（7月份大秦線的日均煤炭發運量為99.9萬t，比2021年5月份日均減少19.8 萬t、比2020 年同期日均大幅減少26.0萬t），從而導致北方港口的動力煤調入量維持低位水平（見附圖1）。

目前看來，由于發運到港成本與其售價繼續倒掛、市場對北方港口現貨煤價走勢存在分歧、政策措施對北方港口現貨煤價持續施壓、擔心夏季用電高峰結束之后現貨煤價深度回調等因素的影響，8月份煤炭生產和貿易企業發運動力煤到北方港口的積極性繼續受到影響，北方主要港口將維持動力煤低庫存局面，也將繼續對港口現貨煤價形成有力支撐。

三、當前港口和電廠的動力煤庫存顯著偏低。除了北方四港的動力煤庫存持續偏低、“貨船比”指標持續運行在合理估值下線之下以外（見附圖2），CCTD 沿海八省樣本電廠動力煤的整體庫存也持續減少，8月4 日，沿海八省樣本電廠的電煤庫存量為2277.8 萬t，比2020 年 同 期 減 少752.2 萬t、下降24.8%；而當天沿海八省樣本電廠的電煤日耗則比2020 年同期增加40.4 萬t、增長22%；導致當天的電煤庫存可用天數由2020 年同期16.5d 的偏高局面，降至10.2d的偏低狀況。

綜合推算，截止到8月4 日，全國主流港口（來自“煤炭江湖”的統計）和沿海八省樣本電廠的動力煤庫存量總計比2020 年同期減少了逾2700 萬t（見附表1），這將對8月份后期沿海地區動力煤市場產生較為顯著的影響：（1）當前各類港口和消費企業的動力煤超低庫存狀況，將導致其對調節8月份旺季需求的能力明顯降低；（2）將提升發電企業對北方港口動力煤（含現貨動力煤）的依賴程度或采購剛性，并將溯源而上，對主要產地的動力煤資源和價格產生支撐；（3）北方港口現貨動力煤供應量及其庫存量占比持續收縮，導致沒有長協動力煤保障的消費企業采購困難；（4）已經導致北方港口受載煤炭船舶的待泊時間增加，消費企業的采購周期也不得不隨之延長，與此同時，為了減少船舶“滯期費”，消費企業不惜加價采購；（5）2021 年8月份北方港口以及其關聯密切產地的動力煤價格，將獲得大于往年同期的支撐力度。

四、進口動力煤快速增加態勢難以為繼。在主管部門鼓勵煤炭進口措施的支持下，6、7月份我國煤炭進口量分別達到2839.2 萬t 和3017.8 萬t，分別比2020 年同期增加310.6 萬t 和407.8 萬t，分別增長12.3%和15.6%，對緩解6、7月份國內動力煤市場緊張的供求關系起到積極作用。

但是，綜合來自各方面的消息，8月份我國煤炭進口量出現萎縮的可能性極大，將對內貿動力煤的供應帶來考驗。

一是，進口動力煤的價格優勢逐漸減小。據了解，在7月上中旬開始的8月份進口動力煤談判中，隨著其到岸價格優勢縮小、價格風險加大，國內煤炭消費企業和進口商的進口積極性下降，可能導致8月份的動力煤進口量減少；二是，占進口動力煤比重較高的印尼煤資源趨緊（見附表2），其主要原因是：（1）印尼政府部門已經要對未能履行國內市場義務的煤炭生產企業予以處罰，更多印尼煤可能會被迫供應國內市場；（2）印尼煤炭主產區6月份遭遇洪澇災害，致使煤炭產量及發運受到影響，后期的供應增量不足；（3）印尼的新冠肺炎疫情形勢或將對其煤炭產銷帶來消極影響。

附表1：主流港口和樣本電廠動力煤庫存情況

附表2：2021年1-6月份印尼煤進口情況

五、江內市場再度成為影響沿海地區動力煤市場的關鍵因素。2021 年1月份，長江內發電企業的“搶煤”大戰，曾經引發沿海地區現貨動力煤價格暴漲。

綜合來看，2021年8月份沿江地區的動力煤供應形勢仍然難以樂觀，從而對北方港口現貨動力煤價格帶來積極影響。具體表現在：其一，沿江地區發電企業的電煤庫存場地和庫存能力偏小，電煤庫存數量和庫存可用天數偏低，導致其電煤連續采購的剛性較高；其二，當前長江內各港口的動力煤庫存量嚴重偏低，8月4日的庫存量降至618.7萬t的近幾年低位，同比減少622.3萬t、下降50.1%，而且通過調研了解到，其可交易庫存的占比低于30%（70%以上的動力煤庫存已經被消費企業鎖定），使其調節區域內動力煤需求的能力明顯降低；其三，調研了解到，因為進口動力煤價格連續走高、熱質偏低、對江內部分發電企業的適用性較差、進口動力煤資源偏緊等因素的影響，長江沿線部分發電企業8月份進口動力煤的采購量明顯減少；其四，7月下旬河南省等相關地區的連續暴雨，對浩吉鐵路煤炭運輸的沖擊明顯，直接影響了鐵路運輸方式對沿江地區的煤炭供應，將把沿江地區的部分煤炭需求逼向當地港口或北方港口。