2022年上半年煤炭市场分析及后市展望

7.电企煤炭采购综合成本高位窄幅震荡

今年上半年，我国煤炭企业保供成效显著，整体市场发运结构以保供长协煤为主，主产区煤矿积极兑现长协合同，运力集中保证长协客户，港口和电厂库存持续上升。下游需求受疫情、政策调控以及水力发电等多重因素影响。

电煤市场价格前涨后稳，持续高位震荡。年初CECI沿海指数5500大卡综合价以年内低点790元/吨为起点，一路波动向上；3月底达到半年内最高点985元/吨，市场成交价突破1700元/吨；随后在政策管控下向下波动。

6月受高温天气影响，我国部分电网电力负荷创历史新高，但自6月初江南中南部、华南及西南地区降水较常年同期偏多3至7成，南方多降水使水电出力持续向好，对火电挤压效果明显。6月火电发电量和煤炭日耗继续回升，但整体发电量和耗煤量仍低于去年同期水平。截至6月30日，全国363家铁路直供电厂存煤6464万吨，可耗天数25.4天，保持较高水平，同比分别增长33.4%。

电力企业库存高位维持长协煤刚性采购，北港调入量高于调出量，库存已经提升至历史高位水平。下游“买涨不买跌”心态明显，市场以观望为主，加上洗煤厂安全检查影响存煤，坑口煤价出现下降迹象，北方港口与煤价同步共振。后期南方地区出梅降雨逐步减少、全国开启高温模式，发电用煤或将进入高耗量阶段，刚需补库需求或有所释放。在中长期合同无法满足需求情况下，市场采购增加，港口报价小幅探涨。7月1日中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）综合价5500大卡规格品报收于879元/吨，较5月底858元/吨上涨21元；市场交易价5500大卡规格品报收于1255元/吨，与5月底持平。

图9 中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）

8.动力煤期货资金继续流出，价格小幅震荡

上半年，郑商所连续发布公告，将全部动力煤期货合约交易保证金标准均调整为50%，资金成本上升，投机资金持续流出，动力煤持仓量自年初34423手不断下降，6月30日已降至273手。价格方面，1月11日动力煤期货收于年内最低价683元/吨，此后一路波动上涨，3月7日收于年内高位919元/吨，随即价格维持窄幅震荡。6月30日动力煤活跃合约收盘价收于836.4元/吨。

图10 动力煤期货走势

煤炭市场展望：经济恢复引领需求，政策加码力保煤炭供应

1.需求提振经济恢复，疫情扰动不断

今年4、5月份长三角、珠三角以及长春等地区先后因疫情而封控，直至6月封控减弱、经济逐步恢复。受此影响及外部环境冲击，二季度经济下行压力明显增大；不过在一揽子稳经济政策措施有力实施下，疫情反弹得到有效控制，国民经济企稳回升。初步核算，上半年国内生产总值562642亿元，按不变价格计算，同比增长2.5%。分产业看，一、二、三产业分别同比增长5.0%、3.2%、1.8%。其中，二季度国内生产总值同比增长0.4%，一、二产业同比分别增长4.4%、0.9%，第三产业同比下降0.4%。

随着企业复工复产加速推进，制造业景气度不断修复。6月份，我国制造业PMI、非制造业PMI和综合PMI产出指数分别为50.2%、54.7%和54.1%，高于上月0.6、6.9、5.7个百分点，均升至扩张区间。企业前期受抑制的产需加快释放，生产指数和新订单指数分别为52.8%和50.4%，高于上月3.1和2.2个百分点，均升至扩张区间。外贸基本面向好趋势明显，6月新出口订单PMI为49.5%（前值46.2%），为2021年5月以来最高值。

与此同时，疫情扰动因素仍存。为进一步优化疫情防控工作，国务院联防联控机制综合组发布关于优化进口物品疫情防控的通知，强调各地不准自行出台加严管控进口非冷链物品的措施。近期全国新增感染人数总体略有回落，但部分省市新增感染人数增多，疫情出现反弹，产需两端均受到影响，出现走弱迹象，城市物流、出行有所回落，线下消费恢复迟缓。

后续面对疫情，高效统筹疫情防控政策将有望进一步优化，从而减少疫情对经济的干扰，经济将重新寻找平衡，下半年有望继续回升，运行在合理区间。

图11 中国制造业PMI

2.国际煤炭供需紧张局面难改，我国煤炭进口或将维持低位

全球能源供需紧张局势短期内难以改变。今夏北半球地区气温普遍高于预期，用电需求增加，此外，美、俄输往欧洲的天然气接连出现减供甚至停供，欧洲天然气价格飙升，煤电替代性需求增强，欧洲多国不得不增加煤电供应，为此纷纷加大进口煤采购量。

另据俄媒报道，7月13日，德国官方在悉尼能源论坛上表示，德国将从8月1日起完全停止进口俄罗斯煤炭，12月31日起停止进口俄石油。8月份欧洲将进入冬季能源提前准备期，届时国际煤炭或将进一步紧张。

供应方面，当前欧洲的主要煤炭供应国均面临供应减量问题。南非频繁拉闸限电现象及运力问题影响该国煤炭生产与出口。澳大利亚近期面临电力供应危机，主产动力煤的新南威尔士州考虑将部分出口煤炭转向其国内市场，澳大利亚煤炭出口资源偏紧。欧洲国家也增加了对印尼高卡煤的询货，而韩国为了降低采购成本增加了对于印尼低卡煤的询货，此外，印度、巴基斯坦和越南等国国内煤炭供应不足，纷纷增加对印尼低卡煤的采购。国际动力煤市场供不应求局面加剧，后期价格易涨难跌。

下半年，国内保供政策仍将持续发力，在长协煤覆盖及兑现率提高的前景下，电力用户整体采购压力不大。虽然国内下调了煤炭进口关税，但影响较为有限，煤炭国内外价格持续倒挂，抑制电厂对于高价进口煤采购的积极性，预计下半年我国煤炭进口量仍将维持低位。煤炭进口量缺口部分，大概率将转移至国内市场。

3.电煤长协保供再加码，严格执行“欠一补三”

煤炭保供重在电煤、重在长协执行，随着监管加强，长协整体兑现率有所提升，但仍参差不齐。

近期，电煤长协保供再加码。国家发展改革委召开会议安排部署电煤中长期合同换签补签工作，明确提出6月份以来发生的长协不履约案例，严格执行“欠一补三”条款，7月份新发生的不履约案例，要对所在省份实行“欠一罚十”。全国煤炭交易中心也发布公告，明确要求7月8日前完成补签换签相关平台工作。

另据市场消息，上述会议还要求严格落实三个100%，即合同签约率100%、履约率100%、价格政策执行100%；同时要求组织签订进口煤应急保障合同，鼓励南方地区以进口煤资源使用为主的终端电厂，积极签订进口煤合同，能进则进，国家会加大对进口煤的运力支持。

随着政策的执行，长协合同的履约力度将进一步强化，长协煤保供的“压舱石”和“稳定器”作用将得以充分发挥。

4.需求恢复叠加高温来袭，煤炭需求增长

回顾2020年初的新冠肺炎疫情，武汉封控期间，煤炭需求受疫情影响程度远大于供给。当年疫后恢复期出现在二季度，正处动力煤消费淡季，然而建材、冶金、电力等行业动力煤消费量快速恢复，使得煤炭消费量淡季不淡，达到近年来高位。

历史有其相似之处，但亦有不同。与2020年相比，奥密克戎变异株疫情的隐匿性和传染性使得我国此轮疫情封控范围更深更广。6月1日，上海宣布进入全面恢复正常生产生活秩序阶段，封控影响逐渐缓解。与2020年不同，今年的疫后恢复期大概率会出现在动力煤消费旺季（6-8月）。且5月20日，央行宣布5年期LPR下调15个基点，5月24日，国务院发布《扎实稳住经济的一揽子政策措施》，提出抓紧完成今年专项债券发行使用任务，加快今年已下达的3.45万亿元专项债券发行使用进度，在6月底前基本发行完毕，力争在8月底前基本使用完毕。根据统计，今年以来各地新增专项债资金的主要投向为基建领域。预计下半年基建投资将持续发力，需求拉动叠加迎峰度夏（6-8月）及迎峰度冬（11-12月）的动力煤需求旺季，后续煤炭需求或较为可观。

进入7月，受重点行业用电增长、气温升高等因素影响，全国日发电量快速攀升，7月13日全国调度发电量达到278.54亿千瓦时，最高调度负荷达到12.22亿千瓦，均创历史新高，用能需求明显回升。另据煤炭市场网消息，近日沿海八省终端日耗向上突破220万吨，而存煤可用天数降至13天左右，电煤消费快速增加。

5.下半年保供政策延续，煤价高位波动增速放缓

随着酷暑高温天气的延续，全国多地用电负荷创下新高，沿海电厂日耗恢复到去年同期水平，下游电厂去库存化进程已开始显现，华东地区部分电厂存煤可用天数下降，开始招标采购，而煤价也开始“跃跃欲试”。

而此时，国家发展改革委价格司已会同价格认证中心、价格成本调查中心派出多个专项工作组，分赴部分重点煤炭产销省份开展实地调研，以分析研判迎峰度夏期间煤炭市场和价格形势，了解煤炭价格调控监管政策实施情况。

随着保供政策执行力度不断加码，后期相关部门和产煤省区将扎实推进煤炭增产增供工作，加快推进煤矿产能核增进程，推动优质产能稳步释放，预计下半年我国煤炭产量仍将保持较快增长。

而煤炭资源优先保障长协供应，参与电煤保供的煤矿数量不断增多。煤炭产量虽保持较高增长，但因电煤占比加大，在一定程度上挤占了市场煤空间，进而造成市场煤供应较为紧张，市场煤价格维持高位。综合来看，后期煤炭需求逐步回升，煤炭供应保持较快增长，煤炭供需总体相对平衡，煤炭价格或将保持高位波动运行。但相比2021年下半年因煤炭供给偏紧格局带来的价格高企，今年下半年煤炭价格在去年高基数基础上，增速大概率将放缓。

（本报告数据来源：国家统计局、中电联官网、中国煤炭市场网、WIND、煤炭江湖）