煤炭市场平稳开局 煤炭价格弱势运行——煤炭市场研报（2024年2月）

煤炭市场平稳开局，煤炭价格弱势运行

——煤炭市场研报（2024年2月）

（来源：中能传媒研究院 作者：刘纯丽）

❄ 2024年1月，我国制造业PMI、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49.2%、50.7%和50.9%，比上月上升0.2、0.3和0.6个百分点，制造业采购经理指数重拾升势，我国经济景气水平有所回升。2月23日召开的国务院常务会议研究更大力度吸引和利用外资的政策举措，并部署进一步做好防范化解地方债务风险工作。在美国财政扩张及地产触底反弹背景下，短期需求具备韧性，同时发达国家供需缺口收窄、进口增速继续向需求回归，也将对我国出口形成支撑。而在国内积极政策持续发力下，2024年上半年经济有望继续恢复。

❄ 2024年以来，市场需求端表现疲软，用煤企业特别是煤电企业在长协煤和进口煤的支撑下，库存保持高位，采购积极性较低，即使寒潮来袭也并未引发集中补库采购行为。春节期间，北方港口库存持续下降，且市场可流通货源较少，春节后贸易商挺价情绪较浓。春节后首个交易日煤炭市场价格开门红，但下游整体需求释放有限，且终端企业观望情绪较浓，节后反弹难以持续。2月27日CECI曹妃甸指数5500大卡报收于931元/吨，较前一日下跌3元/吨。3月份，产地煤炭供应水平逐步提升，下游电企短期内仍以刚需补库为主，需求释放有限。钢铁、水泥等非电行业补库需求预期增加，但预计对高价格接受程度有限，煤炭市场价格上涨有压力，或继续维持震荡运行。

❄ 2024年1月国际动力煤价格延续2023年12月态势，依然以降为主。我国终端用户询货积极性虽有提升，但终端库存高位限制了实际补库需求，叠加印度采购需求仍显疲态，印尼动力煤价格月环比小幅下调；澳大利亚动力煤价格在供应偏紧的支撑下月环比小幅上调。当前，随着我国春节长假结束，沿海电厂释放采购需求，接货价格小幅探涨。海运费持续上涨，叠加国外煤报价坚挺，国内买家拿货成本增加，投标价跟随上涨。部分下游对价格接受度不高，导致出现部分流标现象。预计短期内进口市场将保持稳定偏强运行态势。

❄ 截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%。其中煤电装机占比降至39.9%，首次降至40%以下。2023年，我国包括水电、风电、太阳能、核电在内的非化石能源发电装机占比合计达到52%，首次超过50%，高于火力发电的48%。2024年，市场预期新能源装机仍将大幅增加。在大量新增装机的带动下，风、光发电对于火电的替代作用将更加明显。煤电年利用小时数势必呈下降趋势，电煤消费量也必将随之下降。

煤炭市场价格：煤炭市场平稳开局，动力煤市场价格小幅震荡

港口市场煤资源紧张，煤炭市场价格涨跌两难

刚刚进入2024年，虽然距春节还有月余，但市场需求端表现疲软，用煤企业特别是煤电企业在长协煤和进口煤的支撑下，库存保持高位，尤其是沿海市场，采购积极性较低。而煤炭生产端，受保供应以及预期向好等因素影响，煤炭生产水平以及库存水平较高。即使1月中下旬寒潮来临南方出现今冬最强雨雪天气，居民用电负荷增加，日耗保持高位，也并未引发集中补库采购行为。另一方面，由于贸易商对冬季的期望值过高，提前大量囤煤，面对入冬后的市场煤需求低迷只能降价出货，亦促使煤价持续下跌。

随着春节临近，制造业、建筑业等工业行业陆续放假，工业用电需求减弱，日耗面临见顶回落。供应方面，主产区煤矿陆续放假，产量小幅下滑，生产多以保障中长期合同兑现为主。由于库存水平尚可，加上煤价相比进口煤仍无明显的价格优势，大部分终端仅维持刚需拉运。此外，由于煤炭发运仍有倒挂，多半贸易商歇业放假；其余贸易商发运数量减少，有少量市场煤发运到港，港口库存持续去化。贸易煤逐步减少，下游节前或少量补库但整体需求有限，供需两弱下，港口煤价维持弱势。

春节期间，北方港口库存持续下降，且市场可流通货源较少，春节后贸易商挺价情绪较浓。春节后首个交易日煤炭市场价格开门红，2月18日CCTD环渤海动力煤5500大卡、5000大卡、4500大卡现货参考价分别报收于925元/吨、820元/吨、705元/吨，每吨分别较节前上涨15元、17元、8元。目前，产地煤矿陆续复工，但受雨雪天气、安检等因素影响，部分煤矿产量较小，多数煤矿以兑现长协煤及非电客户刚需采购为主，坑口煤价稳中小幅探涨。假期虽已结束，不过工业企业尚未完全复工，寒潮天气电厂耗用快速恢复，但总体仍不及上年同期。据中电联数据，2月16日至2月22日当周，纳入其统计的燃煤发电企业日均发电量，周环比增长28.6%，同比减少24.3%；日均供热量周环比增长5.1%，同比增长6.7%；电厂日均耗煤量周环比增长24.8%，同比减少21.4%；日均入厂煤量周环比增长27.6%，同比减少24.3%；电厂库存可用天数19.8天，周环比增加1.2天。综合来看，目前下游整体需求释放有限，且终端企业观望情绪较浓，市场询货以问价为主，港口实际成交冷清，节后反弹难以持续。2月27日CECI曹妃甸指数5500大卡报收于931元/吨，较前一日下跌3元/吨。

图1 2024年1—2月CECI曹妃甸指数

3月份，随着务工人员返岗，下游各行业开工率将逐步提升，钢铁、水泥等非电行业补库需求也将增加。虽然据天气预报，3月初我国大部地区气温仍会维持在较常年同期偏低的状态，但毕竟供暖季接近尾声，用煤旺季将结束，民用电需求预计转弱。供应方面，元宵节后产地民营煤矿将陆续复工复产。3月上旬，重要会议召开期间，产地煤炭供应或将阶段性收缩，3月中、下旬，产地煤炭供应水平将逐步恢复，但山西地区煤矿“三超”整治或将限制煤炭供应增量空间。不过，内陆动力煤终端用户由于库存仍处于较高水平，预计其采购市场煤的积极性一般，产地煤价将稳中偏弱运行。而随着产地煤炭供应水平逐步提升，发往港口的煤炭资源将增多，港口库存将得到补充，下游电企短期内仍以刚需补库为主，需求释放有限。钢铁、水泥等非电行业补库需求预期增加，但预计对高价格接受程度有限，煤炭市场价格上涨有压力，或继续维持震荡运行。

2024年1月份，国际动力煤价格延续2023年12月态势，依然以降为主。欧洲地区耗煤需求低迷，欧洲三港和南非动力煤价格月环比继续下行；中国终端用户询货积极性虽有提升，但终端库存高位限制了实际补库需求，叠加印度采购需求仍显疲态，印尼动力煤价格月环比小幅下调；澳大利亚动力煤价格在供应偏紧的支撑下月环比小幅上调。

图2 国际三港煤炭期货价格走势

由于近年来欧洲对液化天然气的大量进口，以及冬季气温偏高，欧洲动力煤进口持续低迷。2024年1月，虽然欧洲多地普遍降温，但并未能明显消耗当地高库存，终端用户对动力煤的补库需求有限。欧洲地区煤炭市场价格延续波动下降的趋势，且随着未来气温逐渐升高，有可能进一步走低。目前欧洲ARA三港库存持续增多，已积累至将近700吨。欧洲ARA三港6000大卡动力煤到岸价降至94美元/吨左右。

亚洲方面，1月份，部分印尼矿商提交的新一年开采工作计划和预算一直未得到印尼政府的批复，现货出售意愿不高，印尼动力煤供应出现了一定程度的收窄。印尼中高卡货源数量较少，日本需求暂未回归，中国华南地区电厂提高印尼中卡煤采购数量，整体煤炭价格变化不大。1月底，印尼4500大卡动力煤巴拿马型船的离岸价报价大致为78～80美元/吨。印尼低卡煤方面，供应扰动不断，受雨季影响，煤矿生产放缓、驳船等待时间延长。印度煤炭库存继续回升整体采购需求依旧疲软，中国沿海电厂维持刚需采购，印尼低卡煤价维持弱稳。1月底，印尼煤3800大卡巴拿马型船的离岸价报价大致为58～60美元/吨。2月春节长假后，沿海电厂释放采购需求，接货价格小幅探涨。海运费持续上涨，叠加国外煤报价坚挺，国内买家拿货成本增加，投标价跟随上涨。部分下游对价格接受度不高，导致出现部分流标现象。预计短期内进口市场将保持稳定偏强运行态势。

另据Kpler船舶预测数据，2024年1—2月份，印尼动力煤出口量预计超8900万吨，有望突破9000万吨，较2023年同期增长24%，创至少2017年以来同期新高。2023年，印尼动力煤出口量创下5.06亿吨新高。如果今年剩余时间内前两月的高出口水平得以延续，则2024年印尼动力煤出口量将再次刷新高位。目前，约有近2000万吨印尼煤计划装船或正在装船，超1850万吨煤在途。分目的地来看，今年1—2月份，中国、印度、韩国、菲律宾和日本为印尼动力煤前五大出口目的地，分别占同期印尼出口总量的35%、15%、6%、5%和5%，其中，印尼向中国出口动力煤预计为3106.5万吨，同比减少123万吨，降幅3.8%。

煤炭需求：煤电装机占比下降至40%以下，煤电年利用小时数将呈下降趋势

中国电力企业联合会发布的《2023—2024年度全国电力供需形势分析预测报告》（以下简称《报告》）显示，截至2023年底，全国全口径发电装机容量29.2亿千瓦，同比增长13.9%。其中煤电装机占比降至39.9%，首次降至40%以下。不过，从发电量看，2023年煤电发电量占总发电量比重接近六成，煤电有效弥补了当年水电出力下降，仍是当前我国电力供应的主力电源。

2023年，我国太阳能及风电装机合计达到约293吉瓦，大幅超出市场预期。据国家统计局统计数据，2023年我国包括水电、风电、太阳能、核电在内的非化石能源发电装机占比合计达到52%，首次超过50%，高于火力发电的48%。2024年，市场预期新能源装机仍将大幅增加。《报告》预计，2024年新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机，占总装机容量比重上升至40%左右。在大量新增装机的带动下，风、光发电对于火电的替代作用将更加明显。

虽然2023年受拉尼娜气候现象影响，水电发电量降低，全年累计发电小时数3133小时，较2022年减少285小时；火电出力增加，全年发电小时数累计4466小时，较2022年增加76小时。但从长远看，随着电源结构和用电特性变化，作为基础保障性和系统调节性电源的煤电将更多地参与系统调节，额定运行工况减少，多数时间低于额定功率运行，甚至是在较低负荷率下运行，煤电年利用小时数势必呈下降趋势，电煤消费量也必将随之下降。

煤炭调运：2023年多条煤运铁路运量创新高，北方港库存保持高位

春节前后，我国多地迎来雨雪冰冻天气，企业供电供暖用煤需求攀升。为了保障煤炭能源运输，各地铁路部门采取了一系列保障措施。中国铁路西安局集团有限公司积极发挥浩吉铁路运输大通道作用，采取加密、增吨、提速、压时等措施提升浩吉铁路运输效率，确保列车快到、快接、快解、快开。西安铁路局及时掌握电厂供煤、库存及耗煤情况，统筹保障煤炭运输，保障湖南、湖北、江西等地能源供应。针对低温天气的电煤保供需求，湖南铁路部门多措并举，建立电煤供给档案，对电煤库存7天以下的电厂，按重点物资组织，优先装运，全力做好湖南及周边地区电煤保供运输工作。2024年1月，大秦铁路完成货物运输量3442万吨，同比减少3.85%，比去年12月份只增加了7万吨，月环比基本持平，日均运量111.03万吨。

2024年伊始，主产区煤价稳中小幅涨跌，贸易商发运到港积极性低，虽然受寒潮短期影响市场需求有所增加，但在电厂去库缓慢、进口煤高位，以及下游观望采购的大背景下，环渤海港口下锚船数量并未出现大幅增加。而随着春节临近，港口调入量下降，环渤海港口库存持续去库。2月14日，环渤海港口库存降至2000万吨以内，达1947.9万吨。节后，产地放假煤矿开始陆续复工，煤炭产量随之增加，港口日均调入量恢复至162万吨中位水平。且寒潮再次大举南下，沿海海域大风大雾天气频发，受其影响，18日至今多港开启频繁的封航模式，船舶装卸作业严重下降，日均调出量降至128万吨偏低水平。同时，国内煤炭主要港口迎来了一波进口煤“年货”扎堆到港待卸的情况。多重因素下，港口库存回升。2月23日环渤海港口库存升至2266.8万吨，较年内低点回升318.9万吨。

图3 北方九港库存合计年度对比

沿海海运费低位运行，BDI指数回升

2024年1月上旬，海运煤炭市场需求不断减弱，市场少量货盘促使船东下探报价，各航线运价出现不同幅度下行。1月中旬，北方港口市场煤炭价格在下行压力及成本支撑双重作用下，僵持局面延续，市场交投氛围冷清。海运煤炭市场维持平静局面，船货商谈氛围一般，虽然货盘有限，但是船东再降价意愿较低，运价暂时平稳。直至1月底叠加临近春节放假，北方港口市场延续僵持弱稳行情，实际成交冷清。在供需双弱形势下，港口环节库存结束连降走势，货源向终端流转效率下降，市场运力需求渐趋减少，沿海煤炭运价承压走弱，各航线运价探底成本线。春节长假后，港口库存因封航上涨幅度较大，沿海电厂市场采购需求低迷，基本以长协发运为主。海运煤炭市场之前冷清氛围稍有缓和，华南航线货盘释放略有增加，船东报价小幅试探性上涨，但整体仍处于底部。2月23日海运煤炭运价指数OCFI报收554.21点，环比上涨7.29点，同比下跌248.78点。

图4 海运煤炭运价指数（OCFI）

2024年伊始，受中国春节前季节性需求放缓影响，好望角型、巴拿马型、超灵便型三大船型指数下行，带动波罗的海干散货指数（BDI）连续下跌，1月10日下跌211点，跌幅达11.3%至1664点，后续继续下降但跌幅有所收窄，至1月17日报收于1308点，为4个月以来的最低水平。随后，BDI指数窄幅波动，2月中旬，开启上行。2月23日波罗的海干散货指数（BDI）连续第6天上涨，报收1866点，创2024年1月10日以来新高，日环比上涨6.5%。

2023年10月新一轮巴以冲突爆发以来，胡塞武装使用无人机和导弹多次袭击红海水域目标。进入2024年后，遭受打击的商船越来越多，航运企业不得不调整航线，航线的改变直接导致远洋运输费用的急剧攀升，并造成货物长达数周的延误。但只有4%的干散货运输通过红海，因此红海事件对干散货运费的影响有限。

图5 波罗的海干散货指数（BDI）

宏观经济：1月制造业PMI重拾升势

历经2023年四季度PMI持续走弱后，2024年1月制造业采购经理指数重拾升势，且回升幅度好于季节性。据国家统计局数据，2024年1月，我国制造业PMI、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49.2%、50.7%和50.9%，比上月上升0.2、0.3和0.6个百分点，我国经济景气水平有所回升。

1月出口、消费有所改善，支撑新订单指数表现好于季节性。新订单指数回升0.3个点至49%，新出口订单回升1.4点至47.2%。生产方面，“供给强于需求”特征延续，叠加节前备货，生产指标偏高，生产指数环比上行1.1个点至51.3%。同时，在高质量发展背景下，行业间分化明显，高技术产业PMI环比上升最多至51.1%；春节假期需求释放消费品行业景气度环比改善，消费品制造业PMI为50.1%，高于前值；装备制造业PMI为50.1%，环比小幅回落；基础原材料行业PMI为47.6%，景气度偏低。2024年1月在煤炭价格持续回落、产需比偏高的背景下，原材料购进价格、出厂价格环比走弱，尚未企稳，这意味着PPI短期内依然有压力。1月生产经营活动预期指数为54.0%，继续位于扩张区间，企业对未来市场发展信心总体稳定。

图6 中国制造业PMI

1月PMI整体反弹，生产端带动制造业景气度回升，需求端也略有改善，特别是其中出口订单显著回暖，新一轮经济修复周期再度开启。2月23日召开的国务院常务会议研究更大力度吸引和利用外资的政策举措，并部署进一步做好防范化解地方债务风险工作。在美国财政扩张及地产触底反弹背景下，短期需求具备韧性，同时发达国家供需缺口收窄、进口增速继续向需求回归，也将对我国出口形成支撑。而在国内积极政策持续发力下，2024年上半年经济有望继续恢复。

行业要闻：煤炭主产区增加煤炭产能和产量，推动煤炭清洁化利用

近期，各省（区、市）陆续公布了2024年政府工作报告，其中产煤大省（区）提出，将增加煤炭产能和产量，并推动煤炭清洁化利用。

山西：新建智能化煤矿150座，煤炭先进产能占比达到83%。内蒙古提出，支持阿拉善进口煤炭储配交易基地建设；打造稀土新材料、现代煤化工等国家级集群。

内蒙古：加大力度推进宝丰煤制烯烃等一批千亿级标志性项目，集中力量打造现代煤化工国家级集群，积极发展煤等主要进口产品精深加工，支持阿拉善进口煤炭储配交易基地建设，“变废为宝”开展粉煤灰、煤矸石等传统大宗工业固废转化利用，建设好鄂尔多斯国家级现代煤化工示范区，支持鄂尔多斯粉煤灰提取氧化铝综合利用基地建设，启动城中村、城边村燃煤散烧综合治理三年攻坚行动。

陕西：夯实能源基本盘，煤炭、原油、天然气产量7.8亿吨、2470万吨、350亿方以上；坚持高端化、多元化、低碳化方向促进煤化工产业发展，推动陕煤1500万吨煤炭分质利用、国能循环经济煤炭综合利用两个千亿级项目开工。

新疆：加快发展煤炭煤电煤化工产业集群，进一步释放煤炭优质产能，加大准东、哈密、吐鲁番、准南等地煤炭勘探开发，开工建设一批煤制烯烃、煤制气项目，推动煤炭分级分质清洁高效利用，力争原煤产量达到5亿吨，着力打造国家大型煤炭供应保障基地和煤制油气战略基地。

青海：稳定疆煤入青渠道，加大政府可调度煤炭储备，推进桥头、格尔木、鱼卡等火电支撑性、调节性电源建设，有序组织跨省电力交易，全力保障电力供需平稳。

宁夏：加快实施域内6个新矿开工、域外“疆煤进宁”等重点工程。尽快实现全区煤炭总产能超过1.4亿吨。

甘肃：争取核准建设12处煤矿，新增煤炭产能3540万吨。

贵州：建成投产35处煤矿，原煤产量达到1.65亿吨以上。强化电煤、电力运行调度，供应电煤8400万吨以上，发电量2500亿千瓦时以上。