动力煤供需宽松 后期进口煤量将减少

研报正文

一、行情回顾

自8月中下旬起，主产区接连出现强降雨天气，叠加疫情管控和安全事故的影响，煤炭生产及外运均受到一定的影响，而受发运成本抬升及港口库存下滑影响，市场煤报价持续上涨。

需求方面，居民用电支撑呈季节性减弱，日耗呈季节性回落，“二十大”会议临近，下游一方面在煤价高位的情况下采购情绪较低，另一方面，终端电厂仍有提库需求以保证电力系统的正常运营，多重因素共振，煤价始终较为坚挺。截至9月27日，动力煤主力合约收盘价1030元/吨，环比上涨23.9%。

二、基本面分析

根据国家统计局的数据，今年8月份全国累计原煤产量3.7亿吨，同比增加8.1%，增速较7月减少8个百分点；日均产量1195万吨，比7月份减少7万吨；今年1-8月份，全国累计原煤产量29.29亿吨，同比增加11.0%，增速较1-7月收窄0.5个百分点。

分地区来看，8月山西产量1.08亿吨，同比增加5.3%；陕西产量6203.5万吨，同比增加4.1%；内蒙古产量9454.5万吨，同比增加11.9%；8月日均产量较7月分别增加-1.9%、1.0%、0.1%。

8月份全国大范围高温天气持续以及水电匮乏，煤炭保供较为严峻，主产地降雨及疫情短暂影响了煤矿生产，9月中旬起影响因素得到明显缓解，动力煤产量回归至正常水平。

据海关总署公布的数据显示，今年8月进口煤炭2946万吨，同比增加5.0%，环比增加25.3%，1-8月份累计进口煤炭1.68亿吨，同比减少14.9%，增速较1-7月增加3.3个百分点。

动力煤方面，8月份进口动力煤（含褐煤）2305万吨，同比减少1.4%，1-8月累计进口动力煤1.29亿吨，同比减少22.6%。

据国家统计局的数据显示，今年8月份，全国总发电量8248亿千瓦时，同比增加9.9%，1-8月，累计发电量55975.2亿千瓦时，同比增加2.5%。

其中，8月份火力发电量5989.3亿千瓦时，同比增加14.8%，1-8月累计发电量38826.7亿千瓦时，同比减少0.2%，水力发电量1226.5亿千瓦时，同比减少11%，1-8月累计发电量8516.7亿千瓦时，同比增加11.4%。

用电量方面，今年8月份，全社会用电量8520亿千瓦时，同比增加10.7%，1-8月全社会累计用电量57839亿千瓦时，同比增加4.4%。

其中,8月份第一产业用电量132亿千瓦时，同比增加14.5%，1-8月累计用电量767亿千瓦时，同比增加11.0%，第二产业用电量5107亿千瓦时，同比增加3.6%。

1-8月累计用电量37674亿千瓦时，同比增加1.4%，第三产业用电量1612亿千瓦时，同比增加15.0%，1-8月累计用电量10143亿千瓦时，同比增加6.1%，城乡居民用电量1669亿千瓦时，同比增加33.5%，1-8月累计用电量9255亿千瓦时，同比增加15.8%。

分省份看，除广西、辽宁和广东外，其他省份全社会用电量实现正增长，有16个省份全社会用电量增速超过全国平均水平；分地区看，东、中、西部和东北地区全社会用电量增速分别为2.7%、9.6%、4.6%和0.1%。9月中旬起，主产区强降雨天气以及疫情管控的影响逐渐缓解，环渤海港口库存逐渐回升。

截至9月23日，北方四港库存1347万吨，环比减少6.6%，同比增加29.6%；其中，秦皇岛港库存495万吨，同比增加12.2%，曹妃甸港库存518万吨，同比增加77.4%，京唐港库存174万吨，同比增加48.7%，黄骅港库存160万吨，同比减少15.3%。

从动力煤的供需平衡表来看，2022年由于保供政策仍在执行，供给端仍有较大的增幅，而二季度受疫情防控影响，需求减少，供需宽松，动力煤供应预计后续仍将维持高位水平，而10月份仍处于用煤淡季，需求减少。

三、行情展望

综合以上分析，9月份动力煤受主产区强降雨天气，疫情管控和安全事故的影响，供给收缩，港口市场价格表现相对坚挺。后期市场重点关注以下几个方面：供给方面，10月份国内生产安监压力较大，而进口煤价报价坚挺上移，预计后期进口煤量将减少。

“二十大”后，随着增产保供政策持续发力，国内煤炭供应水平有望逐步回升，市场煤资源偏紧局面将得到缓解。需求方面，10月份气温适宜，且南方高耗能行业错峰限产结束，工业用电需求释放，从季节性规律来看，日耗继续走低概率较大。

盘面来看，9月15日，据国家发展改革委消息：环渤海港口下水煤现货交易价格上涨较快，发展改革部门将密切关注煤炭市场和价格变化，对煤炭销售价格超出合理区间的立即进行提醒约谈，经提醒约谈仍拒不改正的，将作为涉嫌哄抬价格线索移送市场监管部门依法查处。

动力煤政策调控风险加大，二十大及大秦线检修期间短期影响市场供需，近期动力煤涨幅较大，建议节后仍以观望态度为主。