2023年对下游各家终端用户来说，90%的需求量已经被四大家、大型煤炭企业、矿企等覆盖，只有不到10%的需 (略) 场煤、进口煤。本文我们从影响价格因素、火电的库存，进口煤的冲击、供需关系缺乏弹性等几个方面来谈一谈10%的市场煤能影响多少煤炭价格。

一、 (略) 场价格体系制定的因素：

1.品牌：价格的定位与品牌知名度有着很大的关系，知名度越高的品牌，其价格体系制定就相对高一些。如：玉龙、力量、国源、同塔、鑫和、珠投等，这些品牌 (略) 场有相对较高的知名度，品种均为5000-0.6的单一山西煤、准煤、蒙煤， (略) 场火热品种，在市场成交冷清时，上下游也会依据上述几家的拦标价来判断采销节奏。

2.行业：对不同的行业，价格体系制定也是不同的，常规性的煤种，在市场上的定价不可过高或过低同类产品的价格，为了能突显优势，上游从产品的特点着手，提高同类产品的价格，但要在适当的范围内，且是终端消费者接受的价格。如秦皇岛办事处销售五字湾产地品种以及上述品牌对应下游的水泥、化工、热电等用户，价格均高于常规煤种5-10元不等。

3.渠道：不同的渠道选择，价格体系制定也是不同的，火运煤贵于汽运煤，铁路运费陕西高于内蒙高于山西，煤炭综合码头（机械化采制样）贵于散杂货码头（人工采制样），可以理解成：5000-1.0杂货码头的汽运煤为710元/吨，火运的综合码头价格为720元/吨，基本长期有10-20元/吨的价差，但最终的价格差还是在于矿价，矿价的多与少最终都体现到了港口销售价格的多与少。

4.竞争对手：我司 (略) 场需求均被中煤、浙江物产等用户包揽，原因：定价机制灵活，锁定价格效率高，有销售货量的话语权，销售方式与我司不同，销售成功率较高，占主动权（用户提报需求：货量、煤种、船名航次、采购价格）

二、库存与价格的多种情况

对于一个电厂来说，机组容量是额定的，库容是额定的，发电量是变量，当月采购煤量价格也是变量，后期煤价走势也是变量。库存与价格无外乎涨跌、高低，我们可以把库存与价格的关系分为以下几种情况，并根据不同情况来制定我们的长协销售及社会港外购销售方案。

第一种 高库存、高价格

所谓高低，根据各厂的堆存能力来判断一个标准，一家电厂设计库容能力为多少，实际堆放为多少。下表为现有用户库容能力，从表里可以看出，江苏国信、江苏华润、张家港沙洲、江阴利港以及国能泰州、谏壁几个厂最大库存都是高于40万吨，吸收能力好于其他几个厂。再一个观察库存结构，场地上如果资源均为低热高硫，那么后续销售的时候就要注意该品种的采购及对接，可能出现滞销，高卡低硫情况也是如此。

表1.各家用户库存堆存情况，单位：万吨

第二种 高库存、低价格

根据统计，此状态往往会出现在冬储煤的时候，库存虽然增加，但价格不一定会下跌，反而随着需求的启动，即使库存上升也会呈现出增速消化库存的情况， (略) 场解读为利好而上涨，价格是否充分回调，充分反应了库存增加的预期量。以下图统计江苏办事处电力用户库存可以看出，2月份开始就很明显的验证了高库存低价格这一事实，由于阿拉善矿难，坑口产能受限不足，供需出现矛盾，价格阶段性上涨。

第三种 低库存 高价格

今年的2月就是最好的例子，由于坑口产能受限制，港口资源稀售，下游电厂只能用低库存运行，但这个时候最容易被坑，昨天报价觉得高，但是别人成交了，今天报价又涨了， (略) 场疯了，明天你会以更高的价格成交，其实这是思维局限性的短视行为，库存很低，价格要涨不见得是主导行情的主要逻辑，实际情况应该是淡季马上来临，需求也会跟着机组检修需求下滑，库存会增，而现在的高价格尚未反映出库存增加的预期。而此时的窗口期就是对接贸易煤的最佳时刻， (略) 场的上涨，各家用户库存都处于地位，长协是吃不饱的， (略) 场采购就是必要采购渠道，价格只 (略) ，在用户库存出现向上的拐点之前对接掉。

根据库存与价格的关系，我们都大概的可以判断出上涨行情的启动点与下跌行情的拐点，但是我觉得更应该关注的是上涨与下跌行情的持续点与结束点，更深度的了解库存与价格的走向，可以更 (略) 场的走向。价格与库存的每一个拐点都可能是一次机会，也能清晰的反应出用户的需求，以目前的资源情况来看，四季度的库存应该缓慢增加，价格下调应该处于高位震荡进入迎峰度冬状态。如果只拿库存来谈价格，目前看拐点是在坑口产能释放、北方港库存累库、下游机组检修这三方面，社会港外购销售后续关注的持续点在产能释放实际到港资源有多少、北方港实际成交价格与货量是多少、下游高低负荷及场存结构情况。 (略) 场波动点，知己知彼的加大协同贸易煤资源， (略) 场占比。

三、国内产能增长，进口煤大范 (略) 场

2023年，伴随着煤炭产量的快速增长，煤炭供需紧张的局面已经大为缓解，考虑到新建煤炭产量*续释放是较长的过程，现阶段煤炭新增产能的批复速度已经大为放缓，这一点也从煤炭采选业固定资产投资增长率的下滑得以印证，目前煤炭产能仍处于扩张阶段，相应的产量增长将维持一段时间。

表2：2023年1-5月原煤产量前十名企业排名（数据来源：煤炭工业协会）

欧盟的太阳能和风能发电量在2022年创下新纪录。两者加在一起的发电量超过了天然气发电厂，不过由于当时高温干旱，绿电增长的效应并未显现，2023年，欧洲气候改善后，绿电增长很大程度上减少了欧盟对煤电的需求。上半年进口煤价格率先回落，国内外价差驱动进口大幅增加。2023年1-5月广义动力煤进口1.37亿吨，累计同比增加6514万吨，累计同比90%；其中高卡动力烟煤4547万吨，增加2886万吨，增加174%；褐煤7121万吨，增加2955万吨，增加71%。今年进口煤增量明显，主要增量国来自澳洲， (略) 场供需产生显著影响，进口煤价格优势凸显，成为终端贸易采购首选，对北港贸易货源基本形成完全替代，北港贸易价格成交量大幅萎缩，价格代表性减弱。

表3：2023年1-5月煤炭进口来源结构变化情况（数据来源：海关总署, (略) 整理）

四、综述

对于基本面而言，近期边际变化有：

一是从生产端开工率来看，本月主产地安全检查影响减弱，煤矿开工率有所提升，煤炭供应边际有增加；

二是内外价差持续缩小，进口煤优势周环比减弱，电厂大量采购进口煤，加大内贸煤替代，后期进口煤到港量仍处于高位；

三是本周全国降雨较少，气温升高，日耗周环比增加，市场预期最高日耗基本兑现，电厂库存环比去化；

四是非电用煤基本平稳，受宏观预期转好，非电用户维持刚性采购；

五是水电发电量跟随季节性增加，处于同步偏低水平，火电替代持续；

六是受欧洲天然气价格大幅上涨影响，发往欧洲高卡煤报价上涨， (略) 场价格表现偏弱，后期密切 (略) 场 (略) 场的扰动；

七是进口政策通畅，海外煤炭出口国加大对中国出口煤炭量，进口量持续处于超高位；

八是整体全社会煤炭库存仍处于相对高位，煤炭供应处于高位（尤其进口煤），去库斜率正常， (略) 场处于主动去库周期。受制于行业处于高库存和供应弹性较大，价格大幅上涨动力不足，目前旺季基本已过大半，短期表现出供需双强态势，叠加宏观稳增长政策影响，价格表现震荡偏弱，迎峰度夏未结束，日耗处于高位，加上近期宏观逆周期调控政策，煤炭价格仍有一定支撑，短期大幅下跌可能性较低，预计9月煤炭价格震荡偏弱缓慢下跌在5500大卡在750-850 元区间波动。

2023年对下游各家终端用户来说，90%的需求量已经被四大家、大型煤炭企业、矿企等覆盖，只有不到10%的需 (略) 场煤、进口煤。本文我们从影响价格因素、火电的库存，进口煤的冲击、供需关系缺乏弹性等几个方面来谈一谈10%的市场煤能影响多少煤炭价格。

一、 (略) 场价格体系制定的因素：

1.品牌：价格的定位与品牌知名度有着很大的关系，知名度越高的品牌，其价格体系制定就相对高一些。如：玉龙、力量、国源、同塔、鑫和、珠投等，这些品牌 (略) 场有相对较高的知名度，品种均为5000-0.6的单一山西煤、准煤、蒙煤， (略) 场火热品种，在市场成交冷清时，上下游也会依据上述几家的拦标价来判断采销节奏。

2.行业：对不同的行业，价格体系制定也是不同的，常规性的煤种，在市场上的定价不可过高或过低同类产品的价格，为了能突显优势，上游从产品的特点着手，提高同类产品的价格，但要在适当的范围内，且是终端消费者接受的价格。如秦皇岛办事处销售五字湾产地品种以及上述品牌对应下游的水泥、化工、热电等用户，价格均高于常规煤种5-10元不等。

3.渠道：不同的渠道选择，价格体系制定也是不同的，火运煤贵于汽运煤，铁路运费陕西高于内蒙高于山西，煤炭综合码头（机械化采制样）贵于散杂货码头（人工采制样），可以理解成：5000-1.0杂货码头的汽运煤为710元/吨，火运的综合码头价格为720元/吨，基本长期有10-20元/吨的价差，但最终的价格差还是在于矿价，矿价的多与少最终都体现到了港口销售价格的多与少。

4.竞争对手：我司 (略) 场需求均被中煤、浙江物产等用户包揽，原因：定价机制灵活，锁定价格效率高，有销售货量的话语权，销售方式与我司不同，销售成功率较高，占主动权（用户提报需求：货量、煤种、船名航次、采购价格）

二、库存与价格的多种情况

对于一个电厂来说，机组容量是额定的，库容是额定的，发电量是变量，当月采购煤量价格也是变量，后期煤价走势也是变量。库存与价格无外乎涨跌、高低，我们可以把库存与价格的关系分为以下几种情况，并根据不同情况来制定我们的长协销售及社会港外购销售方案。

第一种 高库存、高价格

所谓高低，根据各厂的堆存能力来判断一个标准，一家电厂设计库容能力为多少，实际堆放为多少。下表为现有用户库容能力，从表里可以看出，江苏国信、江苏华润、张家港沙洲、江阴利港以及国能泰州、谏壁几个厂最大库存都是高于40万吨，吸收能力好于其他几个厂。再一个观察库存结构，场地上如果资源均为低热高硫，那么后续销售的时候就要注意该品种的采购及对接，可能出现滞销，高卡低硫情况也是如此。

表1.各家用户库存堆存情况，单位：万吨

第二种 高库存、低价格

根据统计，此状态往往会出现在冬储煤的时候，库存虽然增加，但价格不一定会下跌，反而随着需求的启动，即使库存上升也会呈现出增速消化库存的情况， (略) 场解读为利好而上涨，价格是否充分回调，充分反应了库存增加的预期量。以下图统计江苏办事处电力用户库存可以看出，2月份开始就很明显的验证了高库存低价格这一事实，由于阿拉善矿难，坑口产能受限不足，供需出现矛盾，价格阶段性上涨。

第三种 低库存 高价格

今年的2月就是最好的例子，由于坑口产能受限制，港口资源稀售，下游电厂只能用低库存运行，但这个时候最容易被坑，昨天报价觉得高，但是别人成交了，今天报价又涨了， (略) 场疯了，明天你会以更高的价格成交，其实这是思维局限性的短视行为，库存很低，价格要涨不见得是主导行情的主要逻辑，实际情况应该是淡季马上来临，需求也会跟着机组检修需求下滑，库存会增，而现在的高价格尚未反映出库存增加的预期。而此时的窗口期就是对接贸易煤的最佳时刻， (略) 场的上涨，各家用户库存都处于地位，长协是吃不饱的， (略) 场采购就是必要采购渠道，价格只 (略) ，在用户库存出现向上的拐点之前对接掉。

根据库存与价格的关系，我们都大概的可以判断出上涨行情的启动点与下跌行情的拐点，但是我觉得更应该关注的是上涨与下跌行情的持续点与结束点，更深度的了解库存与价格的走向，可以更 (略) 场的走向。价格与库存的每一个拐点都可能是一次机会，也能清晰的反应出用户的需求，以目前的资源情况来看，四季度的库存应该缓慢增加，价格下调应该处于高位震荡进入迎峰度冬状态。如果只拿库存来谈价格，目前看拐点是在坑口产能释放、北方港库存累库、下游机组检修这三方面，社会港外购销售后续关注的持续点在产能释放实际到港资源有多少、北方港实际成交价格与货量是多少、下游高低负荷及场存结构情况。 (略) 场波动点，知己知彼的加大协同贸易煤资源， (略) 场占比。

三、国内产能增长，进口煤大范 (略) 场

2023年，伴随着煤炭产量的快速增长，煤炭供需紧张的局面已经大为缓解，考虑到新建煤炭产量*续释放是较长的过程，现阶段煤炭新增产能的批复速度已经大为放缓，这一点也从煤炭采选业固定资产投资增长率的下滑得以印证，目前煤炭产能仍处于扩张阶段，相应的产量增长将维持一段时间。

表2：2023年1-5月原煤产量前十名企业排名（数据来源：煤炭工业协会）

欧盟的太阳能和风能发电量在2022年创下新纪录。两者加在一起的发电量超过了天然气发电厂，不过由于当时高温干旱，绿电增长的效应并未显现，2023年，欧洲气候改善后，绿电增长很大程度上减少了欧盟对煤电的需求。上半年进口煤价格率先回落，国内外价差驱动进口大幅增加。2023年1-5月广义动力煤进口1.37亿吨，累计同比增加6514万吨，累计同比90%；其中高卡动力烟煤4547万吨，增加2886万吨，增加174%；褐煤7121万吨，增加2955万吨，增加71%。今年进口煤增量明显，主要增量国来自澳洲， (略) 场供需产生显著影响，进口煤价格优势凸显，成为终端贸易采购首选，对北港贸易货源基本形成完全替代，北港贸易价格成交量大幅萎缩，价格代表性减弱。

表3：2023年1-5月煤炭进口来源结构变化情况（数据来源：海关总署, (略) 整理）

四、综述

对于基本面而言，近期边际变化有：

一是从生产端开工率来看，本月主产地安全检查影响减弱，煤矿开工率有所提升，煤炭供应边际有增加；

二是内外价差持续缩小，进口煤优势周环比减弱，电厂大量采购进口煤，加大内贸煤替代，后期进口煤到港量仍处于高位；

三是本周全国降雨较少，气温升高，日耗周环比增加，市场预期最高日耗基本兑现，电厂库存环比去化；

四是非电用煤基本平稳，受宏观预期转好，非电用户维持刚性采购；

五是水电发电量跟随季节性增加，处于同步偏低水平，火电替代持续；

六是受欧洲天然气价格大幅上涨影响，发往欧洲高卡煤报价上涨， (略) 场价格表现偏弱，后期密切 (略) 场 (略) 场的扰动；

七是进口政策通畅，海外煤炭出口国加大对中国出口煤炭量，进口量持续处于超高位；

八是整体全社会煤炭库存仍处于相对高位，煤炭供应处于高位（尤其进口煤），去库斜率正常， (略) 场处于主动去库周期。受制于行业处于高库存和供应弹性较大，价格大幅上涨动力不足，目前旺季基本已过大半，短期表现出供需双强态势，叠加宏观稳增长政策影响，价格表现震荡偏弱，迎峰度夏未结束，日耗处于高位，加上近期宏观逆周期调控政策，煤炭价格仍有一定支撑，短期大幅下跌可能性较低，预计9月煤炭价格震荡偏弱缓慢下跌在5500大卡在750-850 元区间波动。