報告品種：動力煤

報告要點：

2023年國內原煤產量增至47.1億噸，增產幅度同比下降。增幅收窄背后的原因有哪些？安監(jiān)及環(huán)保政策頻發(fā)，產地對后市產量計劃如何？新的一年長協(xié)保供執(zhí)行情況如何？迎峰度夏前，市場如何展望今年旺季？帶著這些問題，我們在夏季需求啟動初期趕往產地，了解企業(yè)實際生產經營情況。

摘要：

近期主產區(qū)生產情況正常，5月初價格回暖促進出貨，庫存壓力不明顯。近期坑口煤礦生產正常；淡季電廠長協(xié)拉運不積極，但非電需求與往年同期水平相差不大；礦上排隊拉煤車輛不多，集運站外排隊上煤車輛較多；多數(shù)受調研煤礦表示庫存正常；側面了解今年內礦上頂倉情況較少，整體看主產區(qū)庫存壓力不明顯。

強監(jiān)管下坑口增產意愿不足，部分區(qū)域產能產量均出現(xiàn)下滑。環(huán)評、置換指標影響核增產能落地，部分區(qū)域產能接續(xù)不足。安全環(huán)保檢查嚴格且趨于常態(tài)化，區(qū)域內有能力增產礦方提產意愿不強；黃河治理可能導致約2000萬噸左右產能停產。此外，產量不足、價格下跌導致長協(xié)保供煤炭熱值依然偏低；安全費提取標準、資源稅、礦山恢復管理基金計提等因素導致噸煤成本上升，進一步擠壓礦端利潤。

煤電長協(xié)簽約量有所下降，但多種因素作用下市場煤流動性改善程度有限。受國家政策變動影響，2024年長協(xié)未公布明確的總量目標，且對履約率考核要求有所降低，多省長協(xié)簽訂量下滑；但由于總產量下降、地銷需求增長、進口沖擊等多重因素，港口市場煤流動性改善程度有限。電煤長協(xié)執(zhí)行價格多以政策要求區(qū)間頂格執(zhí)行，部分時段電廠履約積極性不高。

旺季預期支撐短期煤價，提前備貨預支部分旺季行情，全年煤價震蕩區(qū)間收窄，中樞同比下移。短期來看，旺季尚未完全兌現(xiàn)，煤價相對抗跌；但水電出力好擠壓火電需求，港口、電廠庫存仍居歷史偏高位，上漲行情需等待旺季需求進一步釋放。需要警惕，一旦旺季預期落空，煤價存在較大回調的可能。中期來看，盡管產地供應嚴格遵守年度目標，但進口煤的持續(xù)沖擊、清潔能源的持續(xù)擠壓使全年煤炭供需形勢仍相對寬松。長協(xié)比例下降有助于釋放市場流動性，預計2024年煤價價格震蕩區(qū)間收窄，中樞同比下移。

風險因素：經濟政策、地緣關系、極端天氣

一、產地動力煤調研基本情況

調研目的：（1）多項安監(jiān)及環(huán)保政策出臺，對2024年晉陜蒙煤礦產能核增、計劃及實際生產影響，評估2024年產量；（2）探究2024年煤電長協(xié)簽訂及執(zhí)行情況，以及對比上一年的變化；（3）迎峰度夏前動力煤市場展望。

調研時間：2024年5月27日-5月31日

調研地區(qū)：內蒙鄂爾多斯、陜西神木和府谷地區(qū)、山西忻州地區(qū)

調研對象：5家煤礦、3家發(fā)運站、1家蘭炭產業(yè)園、2家煤炭交易中心

本次調研對象覆蓋全產業(yè)鏈。5家煤礦覆晉陜蒙等核心煤炭生產地區(qū)，以國有礦為主，兼有井工礦（4家）也有露天礦（1家），生產煤種包含廣泛，原煤熱值覆蓋從4000大卡至5800大卡，商品煤覆蓋動力煤、冶金煤、化工煤、煤泥等煤種。調研2家發(fā)運站分別位于寧武線及瓦日線上，地理位置優(yōu)越，周邊煤源豐富，發(fā)運至環(huán)渤海港口的市場化用戶較多，能夠較好反映市場情緒。

二、近期坑口生產及銷售情況

1、產銷情況：多數(shù)煤礦生產正常，頂倉情況較少

生產方面，受調研煤礦以國有礦為主，生產量受集團調配，截至調研日基本生產正常，其中有1家井工礦表示因檢修處于暫時停產狀態(tài)。

銷售方面，部分煤礦表示淡季電廠長協(xié)拉運不積極，但非電需求與往年同期水平相差不大；礦上排隊拉煤車輛不多，集運站外排隊上煤車輛較多；多數(shù)受調研煤礦表示庫存正常，一家煤礦表示當前庫存同比偏高，側面了解今年內礦上頂倉情況較少，整體看主產區(qū)庫存壓力不明顯。

2、運輸情況：請車計劃易獲批，發(fā)運倒掛仍存在但同比有改善

所調研的兩家發(fā)運站今年以來發(fā)運量有所分化，其中全鏈條模式站臺發(fā)運量同比增長，主因為今年倒掛時間較短，5月上旬維持滿發(fā)；代發(fā)業(yè)務站臺發(fā)運量同比下降。近期、尤其近十天坑口價格漲幅高于港口，利潤主要集中于礦端，發(fā)運倒掛較明顯，因此近期站上停發(fā)，庫存儲備較低，太原局今年請車計劃容易獲批。汽運方面，道路狀況較好，調研團所經道路暢通。

三、強監(jiān)管下的坑口生產

1、多重因素影響產能核增落地，噸煤成本整體上升

環(huán)評、置換指標影響核增產能落地，部分區(qū)域產能接續(xù)不足。受調研5家煤礦中，共有四家存在保供核增情況，核增量在100-500萬噸/年不等，但2023-2024年間核增量基本持平。個別煤礦表示核增手續(xù)還在辦理過程中且進程較慢，且有保供期間超產的產能未通過環(huán)評手續(xù)情況；有煤礦表示需產能置換指標以落實核增產能，但當?shù)匾笤谑荣徺I；剩余一家于2012年產能達峰后穩(wěn)定生產無新增，限制因素主要為資源接續(xù)、配套基礎設施產能不足。

產量不足、價格下跌導致長協(xié)保供煤炭熱值依然偏低。走訪了解長協(xié)保供煤炭熱值依然偏低，一方面限制超產、煤層變薄等因素導致部分煤礦產量降低，保供量完成難度增加，礦端更傾向于直接銷售原煤；另一方面長協(xié)價低于市場煤現(xiàn)貨價格，盡管國有礦普遍按規(guī)定長協(xié)價格執(zhí)行，但民營礦對于長協(xié)執(zhí)行價履約有抵觸心理，導致保供煤熱值偏低的情況一直沒有改善。

安全費提取、資源稅、礦山恢復管理基金計提等因素導致噸煤成本上升。本次調研煤礦資源稟賦及配套設施情況差異較大，開采完全成本在190-400元/噸不等。總結來看，人工及電價、安全費提取標準、資源稅、礦山恢復管理基金計提等是影響成本的主要因素；對于智能化礦井，固定成本占比較高，因此產量波動對噸煤成本有直接影響，產量提高有助于攤平成本。

2、安全強監(jiān)管，煤礦增產能力及意愿不足

安監(jiān)從嚴，礦端增產意愿不足。走訪途中多家礦方表示今年安監(jiān)及環(huán)保力度仍較強。山西省“回頭看”或持續(xù)至年底，安全環(huán)保檢查嚴格且趨于常態(tài)化，區(qū)域內有能力增產礦方提產意愿不強，近期山西恢復夜班生產對產量的提升作用有限。山西某煤礦公司預計2024年產量僅能完成計劃目標的90%。

客觀上仍有提產空間，重點關注政策指引。雖然調研的幾家公司在2024年主動增產意愿不足，但煤礦也表示，如有政策要求，仍有一定的提高產量的空間。受調研煤炭中部分表示：今年產量降低主要是不讓超能力生產，前幾年超產的釋放部分不能生產；保供三年累計超產量約在9.4%，但今年政策趨嚴因此將不會超產。以山西省為例，2024年前四月山西省原煤產量3.7億噸，同比下降7800萬噸（-17%），調研首日受訪單位表示省政府、省能源局在釋放積極信號，預計下半年在確保安全的情況下，充分釋放優(yōu)質產能，產量會止跌，后面逐步恢復，完成全年13億噸產量目標。因此，在利潤逐步下行背景下，政策對產量指引力度明顯增大。

3、環(huán)保力度增強，黃河治理導致部分產能關停

黃河治理的一大要務在煤礦區(qū)生態(tài)修復和治理。黃河流域是我國主要煤炭產區(qū)，年產量占全國七成，但煤炭開發(fā)嚴重干擾生態(tài)環(huán)境，加劇水資源短缺，導致生態(tài)惡化。煤炭開采引發(fā)地下水位下降、地表沉陷，影響生態(tài)系統(tǒng)結構功能，尤其在干旱半干旱區(qū)加劇土地沙漠化，對流域生態(tài)修復構成挑戰(zhàn)，需協(xié)調煤炭開采與生態(tài)保護，實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。

黃河治理可能導致約2000萬噸左右產能停產。據了解本次黃河流域生態(tài)環(huán)境治理力度較大，其中對黃河干流及重要支流沿線1公里內煤礦影響較大，涉及礦區(qū)、特別是露天礦均在停產狀態(tài)，據不完全統(tǒng)計停產煤礦產能約兩千萬噸左右，主要影響山西及陜西，對內蒙影響有限。

四、減量的長協(xié)煤

煤電長協(xié)簽約量有所下降，部分時段電廠履約積極性不高。據了解，2023年山西長協(xié)簽訂電煤保供任務共6.2億噸，2024年下降6.5%至5.8億噸；2023年內蒙長協(xié)簽訂電煤保供9億噸以上，2024年合同量下降10%以上至8.3億噸。長協(xié)量下降原因主要受國家政策變動影響，2024年長協(xié)未公布明確的總量目標，且對履約率考核要求有所降低。此外，煤炭供需矛盾緩解后，電廠對長協(xié)履約的積極性出現(xiàn)下降。走訪的幾家煤礦都有長協(xié)保供任務，2023年部分礦方表示未100%完成保供任務，主因為當年4-5月電廠單方面毀約；2024年受煤價下滑影響，從2月份開始部分保供電廠單方面取消保供合同，當市場價低于長協(xié)價10元左右電廠就可能違約。此外，由于長協(xié)供應熱值較低，在旺季無法頂峰出力提高負荷，因此電廠仍需要采購部分高卡現(xiàn)貨煤炭或進口煤，2023年開始沿海電廠大幅提高進口煤采購，今年1-4月進口煙煤中澳煤占比高達39%。

電煤長協(xié)執(zhí)行價格多以政策要求區(qū)間頂格執(zhí)行。據了解，當前山西地區(qū)坑口煤礦長協(xié)價按照570元/噸5500大卡頂格執(zhí)行，其他煤質根據卡數(shù)相應打折。但個別地區(qū)存在超限價結算情況。

盡管部分區(qū)域長協(xié)量下降，但由于總產量下降、地銷需求增長、進口沖擊等多重因素，港口市場煤流動性改善程度非常有限。以山西為例，2024年山西省電煤長協(xié)量較2024年同比下降0.4億噸，但產量下降預期達0.7億噸以上，區(qū)域內長協(xié)量下降伴隨著產量整體下降，因此市場煤流動性實際并未明顯改善；內蒙地區(qū)在產量維穩(wěn)情況下長協(xié)量有所下降，釋放一定現(xiàn)貨流動性，但地銷需求增長，疊加沿海受進口煤沖擊，對港口市場的流動性改善并不明顯。今年1-5月，環(huán)渤海港口調入量同比下降超1900萬噸。

五、坑口非電需求分化

非電需求整體企穩(wěn)，不同行業(yè)情況分化。受電石需求不足因素壓制，受調研蘭炭裝置開工率同比偏低。據了解2024年該裝置產能利用率約在50%-60%，集團內煤炭采購價在800元/噸左右，綜合成本上千元，但當前售價約在900-1000元/噸，利潤差導致開工意愿不高?；市袠I(yè)耗煤量同比增長明顯，其中甲醇行業(yè)貢獻60%化工耗煤增量，因為產能擴張推動耗煤量提升。

六、鐵路運費優(yōu)惠分析

鐵路優(yōu)惠政策刺激二季度發(fā)運量回升，部分迎峰度夏需求前置。2024年4月多個地方鐵路局及站臺發(fā)布煤炭運費優(yōu)惠政策，根據運量階梯調整下浮運價10%-30%，如瓦日線，唐包線運費優(yōu)惠較為明顯，受調研中瓦日線上集運站受益于運費下調30%發(fā)運量有所增長。此外據悉部分地方鐵路和部分路段原先上浮的運費取消。太原局及大秦線未涉及下調優(yōu)惠，因而被其他鐵路運費優(yōu)惠分流了部分貨源，但導致發(fā)運量偏低的主因還是倒掛。

警惕政策結束后，因運費上升帶來發(fā)運成本增長。預計6月底運費優(yōu)惠政策結束后，部分區(qū)域到港口可能帶來60-70元/噸運費增加，導致：（1）港口倒掛加劇，涉及鐵路發(fā)運量下滑；（2）旺季運輸成本增加，可能導致港口價格上漲；（3）部分無優(yōu)惠政策的線路發(fā)運量回流。

七、2024年國內動力煤市場展望

1、短期展望：旺季預期支撐短期煤價易漲難跌，警惕預期落空引發(fā)價格回落

5月提前備貨預支旺季行情。5月份，坑口生產仍受環(huán)保和安監(jiān)等因素限制，市場對供應放量預期較謹慎，隨著日耗底部回升、電廠庫存同比增幅轉負、部分非電需求階段性好轉，電廠及貿易商采購需求偏強，疊加大集團外購的連續(xù)調價助推情緒，煤炭市場情緒升溫，現(xiàn)貨價格連續(xù)提漲。但這更多是基于對旺季預期的提前備貨，表現(xiàn)在中下游持續(xù)累庫、但終端對高煤價的接受力度減弱，因此市場情緒降溫，成交價格僵持。

迎峰度夏備貨相對充足，短時旺季尚未完全兌現(xiàn)，煤價相對抗跌；存在邊際需求或超預期因素支撐刺激煤價上漲可能，但上行高度受限，且需警惕預期落空引發(fā)價格回落。近期產地復產預期增強但實現(xiàn)兌現(xiàn)力度有待驗證，電廠日耗仍有季節(jié)性上行空間，化工側復工復產提振非電需求小幅增長，整體呈現(xiàn)供需雙增態(tài)勢，煤價在旺季預期支撐下易漲難跌。但南方強來水向上游輻射利好水電出力，港口特別是電廠庫存仍居歷史偏高位，上行阻力較大，6月份或以震蕩調整為主，上漲行情仍需等待旺季需求進一步釋放，且上行高度受限。警惕旺季預期落空帶來的煤價大幅回調。

2、長期展望：2024年煤價震蕩區(qū)間收窄，重心下移

盡管產地供應嚴格遵守年度目標，但進口煤的持續(xù)沖擊、清潔能源的持續(xù)擠壓使全年煤炭供需形勢仍相對寬松。整體來看，本次調研了解情況基本符合我們之前對市場的研判，主產地產量嚴格遵守產能上限及年度產量目標。預計2024年國內原煤產量存在較大減產可能。進口煤的持續(xù)很大程度上對沖了國內減產的影響，夏季雖然氣溫偏高，但水電的同比改善、清潔能源發(fā)電持續(xù)提高都對煤電起到加壓作用，全年煤炭供需形勢相對寬松。

長協(xié)比例下降有助于釋放市場流動性，預計2024年煤價價格震蕩區(qū)間收窄，中樞同比下移。2024年國內動力煤供需趨于寬松的形勢下，全年中樞水平有望同比進一步下移，下方成本支撐更加顯著。此外，由于長協(xié)煤數(shù)量及占比高位回落，預計市場煤流動性逐步補充，現(xiàn)貨價格震蕩區(qū)間有所收窄。需要關注的是，隨著供應彈性增強，經濟政策、地緣關系、極端天氣等帶來的不確定性風險較大，邊際供需變化將帶來更多階段性的行情。

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