要警惕迎峰度夏后煤价再次快速大幅下跌

2023年以来， (略) 场“供应整体充足、需求相对疲软”的情况下，国内动力煤价格整体呈现震荡下行走势。特别是从6月中旬进入迎峰度夏以来，在居民用电负荷快速增长带动下，煤价虽然出现震荡反弹，但反弹力度明显偏弱，5500 (略) 场价维持在800-900元/吨之间弱势震荡。整体上看，我国煤炭供需宽松的基本面并未改变，预计9月之后受淡季需求下降影响，煤价将再次进入下行通道。要警惕迎峰度夏结束后、迎峰度冬备煤前煤价大幅快速下跌，对煤炭供应链安全造成不利影响。

重点内容：从供应端看，2023年以来我国煤炭生产以“保供应”为主，产量和进口量维持在较高水平。1-7月中国原煤产量26.7亿吨、同比增3.6%，进口煤炭2.6亿吨、同比增长88.6%，整体煤炭供应量同比增长7.9%，供应水平处于历史新高。迎度夏期间统调电厂存煤保持在接近2亿吨的高位水平，可用天数维持在20天以上，随着迎峰度夏接近尾端，7月下旬开始电厂日耗有所下降，接续去库压力增大。从需求端看，1-7月份我国火力发电量3.55万亿千瓦时，同比增长8%；我国粗钢产量6.27亿吨，同比增长2.8%；水泥产量11.27亿吨，同比下降3.2%，三大行业整体用煤量约20.4亿吨，较2021年和2022年同期平均值仅增长3.6%，远低于煤炭供应量7.9%的增速。随着迎峰度夏临近结束， (略) 场供需再次走弱，中下游环节煤炭库存屡创历史新高，用户“买涨不买跌”情绪浓重，煤价下行压力逐渐增大，煤炭中长期合同违约现象增多，部分中长期合同兑现率下降，部分无法兑现的电煤长协资源无法转售其他用户，煤炭企业销售难度加大。

简要分析： (略) 场来看，受宏观经济“弱复苏”、煤炭供给宽松、各环节库存高企、需求不及预期等影响，煤价下行压力较大。具体分析，三季度进入汛期水力发电转好预期增强，加之装机规模已超火电的可再生能源发电出力，将对火电增量形成较大压制；同时，随着我国经济转型发展和碳排放双控政策实施，高耗能产业、传统基建项目和地产投资等恐难有起色，叠加出口下行压力和制造业收缩，将拖累全社会用电量和非电用煤增长。就迎峰度冬需求来看，厄尔尼诺事件发生后的冬天，东亚一般会出现暖冬，加上全球变暖的长期趋势，我国今年冬季出现暖冬可能性较大，将影响迎峰度冬用煤量。从电煤供应来看，根据2023年电煤中长协供应量提升到26亿吨计算，日均供应能力在700万吨以上，加之6-7月份日均进口动力煤量近100万吨，中长协和进口煤供应量能够满足甚至超过电煤需求，各环节去库存情况较难改善，高库存会对动力煤价格形成长期压制。

工作建议： (略) 场机制和政策引导双重作用，保障煤炭供应链安全。 (略) 场形势及价格变化， (略) 场自主调节为主、政策引导为辅的煤炭价格调整机制，引导煤炭价格在合理区间平稳运行，避免煤价快速大幅波动。同时，加强对电煤中长协履约监管和考核运用，对兑现率较好的煤企和电企在后续可优先获得长协增量。二是加快优质煤源基地建设。围绕山西、蒙西、蒙东、陕北、新疆五大煤炭供应保障基地布局优质产能，替代“高风险、高成本、低质量”产能，逐步完善出区外运通道建设，降低物流环节成本，构建梯度供应格局，以此进一步提高煤炭产能集中度，提升煤炭精准保供能力。三是按照“一矿一策”的原则，建立“弹性产能”机制。将部分可长时间停产的露天煤矿作为“海绵产能”统一管理，确保其供应能力随需求变化动态调整，并在税收等政策方面给予支持保障企业经营；建立全国重点煤矿安全风险、生产成本、煤质指标等重要指标信息台账，并以此为依据建立煤矿弹性产能和弹性生产机制，确保产能释放和收缩调控有依有据。四是精细化掌握两端数据，实现煤炭产消精准调控。准确掌握国内重点煤炭基地的原煤供应能力、煤质指标、生产成本、销售价格及供应流向；分省摸清重点行业耗煤情况、需求指标、采购成本、经营状况及采购渠道；以标准煤为单位统计和公布煤炭生产、消费情况，推动煤炭行业产运销统计数据标准化和规范化；以国资煤企为重点通过引流逐步推动煤炭行业交易由线下转为线上，实现煤炭购销线上监管。逐步构建供需适配、产消平衡、利润均衡、公开透明的煤炭生产-消费精准调控体系。

要警惕迎峰度夏后煤价再次快速大幅下跌

2023年以来， (略) 场“供应整体充足、需求相对疲软”的情况下，国内动力煤价格整体呈现震荡下行走势。特别是从6月中旬进入迎峰度夏以来，在居民用电负荷快速增长带动下，煤价虽然出现震荡反弹，但反弹力度明显偏弱，5500 (略) 场价维持在800-900元/吨之间弱势震荡。整体上看，我国煤炭供需宽松的基本面并未改变，预计9月之后受淡季需求下降影响，煤价将再次进入下行通道。要警惕迎峰度夏结束后、迎峰度冬备煤前煤价大幅快速下跌，对煤炭供应链安全造成不利影响。

重点内容：从供应端看，2023年以来我国煤炭生产以“保供应”为主，产量和进口量维持在较高水平。1-7月中国原煤产量26.7亿吨、同比增3.6%，进口煤炭2.6亿吨、同比增长88.6%，整体煤炭供应量同比增长7.9%，供应水平处于历史新高。迎度夏期间统调电厂存煤保持在接近2亿吨的高位水平，可用天数维持在20天以上，随着迎峰度夏接近尾端，7月下旬开始电厂日耗有所下降，接续去库压力增大。从需求端看，1-7月份我国火力发电量3.55万亿千瓦时，同比增长8%；我国粗钢产量6.27亿吨，同比增长2.8%；水泥产量11.27亿吨，同比下降3.2%，三大行业整体用煤量约20.4亿吨，较2021年和2022年同期平均值仅增长3.6%，远低于煤炭供应量7.9%的增速。随着迎峰度夏临近结束， (略) 场供需再次走弱，中下游环节煤炭库存屡创历史新高，用户“买涨不买跌”情绪浓重，煤价下行压力逐渐增大，煤炭中长期合同违约现象增多，部分中长期合同兑现率下降，部分无法兑现的电煤长协资源无法转售其他用户，煤炭企业销售难度加大。

简要分析： (略) 场来看，受宏观经济“弱复苏”、煤炭供给宽松、各环节库存高企、需求不及预期等影响，煤价下行压力较大。具体分析，三季度进入汛期水力发电转好预期增强，加之装机规模已超火电的可再生能源发电出力，将对火电增量形成较大压制；同时，随着我国经济转型发展和碳排放双控政策实施，高耗能产业、传统基建项目和地产投资等恐难有起色，叠加出口下行压力和制造业收缩，将拖累全社会用电量和非电用煤增长。就迎峰度冬需求来看，厄尔尼诺事件发生后的冬天，东亚一般会出现暖冬，加上全球变暖的长期趋势，我国今年冬季出现暖冬可能性较大，将影响迎峰度冬用煤量。从电煤供应来看，根据2023年电煤中长协供应量提升到26亿吨计算，日均供应能力在700万吨以上，加之6-7月份日均进口动力煤量近100万吨，中长协和进口煤供应量能够满足甚至超过电煤需求，各环节去库存情况较难改善，高库存会对动力煤价格形成长期压制。

工作建议： (略) 场机制和政策引导双重作用，保障煤炭供应链安全。 (略) 场形势及价格变化， (略) 场自主调节为主、政策引导为辅的煤炭价格调整机制，引导煤炭价格在合理区间平稳运行，避免煤价快速大幅波动。同时，加强对电煤中长协履约监管和考核运用，对兑现率较好的煤企和电企在后续可优先获得长协增量。二是加快优质煤源基地建设。围绕山西、蒙西、蒙东、陕北、新疆五大煤炭供应保障基地布局优质产能，替代“高风险、高成本、低质量”产能，逐步完善出区外运通道建设，降低物流环节成本，构建梯度供应格局，以此进一步提高煤炭产能集中度，提升煤炭精准保供能力。三是按照“一矿一策”的原则，建立“弹性产能”机制。将部分可长时间停产的露天煤矿作为“海绵产能”统一管理，确保其供应能力随需求变化动态调整，并在税收等政策方面给予支持保障企业经营；建立全国重点煤矿安全风险、生产成本、煤质指标等重要指标信息台账，并以此为依据建立煤矿弹性产能和弹性生产机制，确保产能释放和收缩调控有依有据。四是精细化掌握两端数据，实现煤炭产消精准调控。准确掌握国内重点煤炭基地的原煤供应能力、煤质指标、生产成本、销售价格及供应流向；分省摸清重点行业耗煤情况、需求指标、采购成本、经营状况及采购渠道；以标准煤为单位统计和公布煤炭生产、消费情况，推动煤炭行业产运销统计数据标准化和规范化；以国资煤企为重点通过引流逐步推动煤炭行业交易由线下转为线上，实现煤炭购销线上监管。逐步构建供需适配、产消平衡、利润均衡、公开透明的煤炭生产-消费精准调控体系。