“迎峰度夏”期間沿海地區動力煤市場形勢分析

綜合來看，在原煤產量增加短期難達預期的形勢下，當前北方港口和沿海地區發電企業動力煤庫存偏高、水電增發制約燃煤機組出力帶來的電煤消費減少，或將不足以沖抵2022年夏季用煤高峰期間由于電煤消費增加、進口動力煤減少帶來的內貿動力煤需求增加，電力“迎峰度夏”期間沿海地區動力煤市場的供求關系保持緊平衡局面的概率較大。

第一，短期原煤產量增加程度難達預期。盡管主管部門和各地方政府從3月份開始不斷推進煤炭產能和產量增加，國家統計局數據顯示，1-5月份原煤產量為18.1億t、同比增加1.7億t，增量顯著，但是從核心產地到環渤海港口，再到下游消費地區，國內動力煤價格始終處于高位運行態勢，“賣方市場”的基本面始終未改，預示原煤產量增加的效果并不理想，鑒于2022 年要增加3 億t 煤炭產能工作仍然在落實之中，預計短期內原煤產量的實際增量仍然難以達到預期。

第二，沿海地區動力煤的采購需求將繼續轉暖。在全國多地大范圍高溫天氣的影響下，由后疫情時期經濟恢復性增長和降溫用電負荷增加共同推動的社會用電需求快速增加，促使火電生產及其電煤日耗迅速回升，夏季電煤消費的高峰特征開始體現。

未來一段時期，沿海地區電煤日耗狀況是影響沿海地區現貨動力煤價格走勢的關鍵因素，目前來看，在沿海地區電煤日耗同比持平的情況下，動力煤供求關系有望呈現相對平衡或緊平衡態勢；在電煤日耗同比提高的情況下，沿海地區動力煤供求關系將呈現供不應求傾向，而且提升幅度越大，賣方市場傾向越明顯；在電煤日耗同比減少的情況下，沿海地區動力煤供求關系將趨于寬松，其縮量水平越明顯，買方市場傾向越強。

第三，動力煤進口量的萎縮程度或將放大。動力煤進口成本倒掛等制約動力煤進口增加的因素短期難以消除，帶來的負面影響長期存在，鑒于2021 年6 月份之后的動力煤進口量進入高峰，預期從2022年6月份開始的動力煤進口量同比將進入明顯收縮周期，由此引發的對內貿動力煤的轉移需求將隨之增加，進口動力煤減少對夏季用煤高峰期間沿海地區動力煤市場的邊際影響將有所放大。

第四，電煤保供政策的效果有待觀察。當前正在進行的電煤中長期合同補簽、換簽工作，以及之后將要進行的強監管措施，一定會提高電煤的中長期合同數量；但是，鑒于煤炭質量及其適配適銷特性的制約、鑒于運輸條件及其通道能力的制約，煤炭企業不低于80%的自有資源簽訂動力煤中長期合同“一刀切”式的要求可能難以實現，除進口煤炭以外的電煤消費實現中長期合同100%覆蓋的目標也將難以落地，發電企業對現貨動力煤的采購需求將繼續存在。

而回溯到6月份的電煤中長期合同“欠一補三”政策，給此前兌現率低的煤炭生產和貿易企業帶來較大的“補充兌現”壓力，將擠占非發電用煤的鐵路運力（國家鐵路集團表示，7 月1 日開始，2022 年鐵路暑運工作拉開帷幕，至8月31日結束，共計62天；預計暑運期間日均電煤裝車將達到6 萬車左右，同比提高1 萬車以上）、擠占非發電用煤的可供資源（近期傳聞，已經有煤炭企業向下游非發電企業通報，為了保障電煤供應，至少將減少其7月份的動力煤合同供應數量），使得非發電企業對現貨動力煤的需求增加，并對北方港口現貨煤價產生一定支撐作用。

第五，水電增發對夏季電煤消費的影響不足。與2021 年相比，2022 年以來水電增發態勢明顯，一定程度上制約了燃煤機組出力及電煤消費，但是從歷史經驗看，由于夏季用電、用煤高峰的彈性較大，水電增發只能適當降低夏季用電高峰期間社會用電需求對火電的依賴程度，期間燃煤機組的調峰作用依然突出，電煤的夏季消費高峰特征仍將顯現。

第六，要關注動力煤最高限價措施的影響。一方面，近期，相關部門針對現貨動力煤價格的監管措施有所升級，在相關部門開展的“落實煤炭價格調控監管政策拉網式調查”中，已經有發電企業和貿易企業因為采購或銷售的現貨動力煤價格超出最高限價水平而接受調查、審查，打擊了現貨動力煤價格的看漲情緒。

另一方面，因為不允許拉閘限電，電煤消費及其采購需求存在較強的“剛性”；但是，在北方港口現貨動力煤的實際交易價格持續高于最高限價的情況下，對動力煤價格的強監管措施，可能導致貿易企業動力煤發運到港的積極性下降，減少北方港口現貨動力煤的可供資源數量；也可能延遲或制約發電企業對現貨動力煤的采購，致使后期消費高峰時段針對北方港口的動力煤需求出現“共振”，從而造成北方港口現貨動力煤供求關系緊張。