多空交织，202 (略) 场怎么走

1月份， (略) 场交易比较冷清，煤价整体承压下行为主，但调整幅度整体比较有限，截至1月29日， (略) 场5000大卡动力煤到厂价格为835-850元/吨，较上月同期降15元/吨，呈现出“旺季不旺”的市场走势。2024年， (略) 场将会走向何方？

一、供应侧情况

煤炭是受国家政策调控比较明显的能源产品，近几年国内煤炭行业持续落实增产保供政策，侧重于先进优质产能加速释放，增加产量。通过煤炭行业生产结构不断优化调整，优质先进产能继续增加，预计2024年国内原煤产量将保持增长趋势；但考虑到经前期先进产能集中释放，供应增量速度将有放缓， (略) 场货源流动性将有提升。整体来看，预计2024年国内原煤产量将在47.3亿吨左右，其中动力煤产量在30.55亿吨左右，较2023年增长0.39%。

进口煤方面，从2024年1月1日起，我国恢复进口煤关税征收政策，主要影响来自于俄罗斯及蒙古等国家的煤炭进口成本，而印度尼西亚及澳大利亚按照自贸协定继续实施零关税。来自俄罗斯及蒙古等国家的煤炭进口税率将由0%提升至3%-6%不等，以俄罗斯5000大卡动力煤为例，恢复进口关税前后，从俄罗斯进口动力煤成本单吨将增加50元/吨左右，进口成本的增加，或将导致国内终端用户对来自俄罗斯及蒙古的动力煤接受度下降。2023年中国从俄罗斯及蒙古进口煤数量在中国年度煤炭进口总量中占比为35%左右，而俄罗斯方面宣布取消煤炭出口关税、蒙古方面则侧重优化口岸出口效率、同时蒙煤性价比较高，因此将在一定程度上对冲中国恢复征收进口关税带来成本增加的影响，预计2024年中国年度煤炭进口总量或将达到4.3亿吨水平，其中动力煤进口量为3.14亿吨，虽较2023年有所回落，但整体仍保持在较高水平。

二、需求侧情况

煤炭下游消费行业集中度比较高，主要集中在电力和非电用途两大领域，其中电力行业耗煤量在煤炭消费总量的占比超50%，是煤炭消费的最大下游行业；而非电用途主要应用于钢铁、建材、化工三大行业。

电力行业来看，火电是国内电力供应的稳定器和压舱石，虽近年来风电、太阳能发电等新能源装机规模大幅增长，但由于火电发电的稳定性，火电装机规模在发电装机总规模中占比仍在50%左右。2024年在国内经济稳步复苏以及煤电容量电价机制的双重支撑下，未来火电发电量将继续增长，预计2024年火电发电量将有望达到67121.2亿千瓦时，根据发1度电需要耗420克原煤，2024年火电耗煤量约为28.19亿吨。同时由于保供政策调整，2024年电力行业长协煤签定量有所降低，最高签约比例由105%降至80%，预计明年 (略) 场煤采购需求将有所提升， (略) 场的支撑力度将有增强。

非电行业来看，受《坚决遏制“两高”项目盲目发展，严格落实产能置换》政策及房地产行业延续弱稳影响，2024年钢铁及建材行业规模增长将相对受限，预计2024年钢铁及建材行业耗煤量基本与2023年持平，分别为7亿吨、5.3亿吨；而化工行业则受“关于从严从紧控制现代煤化工产能规模的通知”政策的影响，未来煤化工行业发展也将受到一定限制，相关产品产量将整体趋于平稳，预计2024年煤化工行业耗煤量为3.5亿吨。预计2024年下游各行业耗煤总量或将达到47亿吨左右，较2023年提升0.5亿吨，增幅为1.08%。

三、市场走势预测

2024年国内动力煤产量增速略有放缓，但继续保持高位有增态势，进口也将继续对国内尤其是沿海地区供应形成有效补充；而需求仍为驱动价格运行的核心要素，一方面电力行业长协覆盖率保持在高位水平，且电厂库存将延续2023年高位状态，对煤价上行空间形成压制，另气候仍是影响电厂耗煤需求的重要因素；另一方面，部分非电行业将于2024年进入新一轮库存周期，价格存2023年下半年完成筑底后向上反弹可能，行业利润将有修复，耗煤需求存改善预期，将对煤价形成较强底部支撑。整体来看，2024年动力煤供需关系整体仍偏宽松，预计价格重心较2023年将有下移，但价格波动幅度将有明显收窄。

四、工作建议

随着供需形势的宽松，阶段性和区域性的能源保供压力锐减，可以预见煤炭购销领域的行政干预措施将继续减少， (略) 场优化结构、 (略) 场化水平创造了难得的机遇。

从行业层面看，一是要加紧推进2028年煤炭消费达到峰值前的各项调整工作，通过适当调整进口煤政策助力国内煤炭产业结构优化，推动落后产能关停；二是要给予各大煤炭购销企业更多的自由度， (略) 场竞争深化行业整合，培育核心竞争力；三是要加快推进煤炭资源获取的国际化能力，利用好印尼等地进口煤零关税政策，维持低价资源获取能力，同时倒逼俄罗斯、蒙古等进口煤源压降中间环节费用，抵消关税恢复后造成的进口 (略) 场价差。

从公司层面看， (略) 场开发力度，发挥国家能源集团一体化运营优势和行业品牌引领优势， (略) 场的开发， (略) 场， (略) 场， (略) 场销售占比，做大煤炭购销“基本盘”，进一步夯实行业引领地位；二是加快煤炭购销业务国际化进程，发挥公司内部电厂托底作用和外部客户 (略) 场消纳能力，全力开拓印尼、澳大利亚、蒙古和俄罗斯煤源，构建完备稳固的进口煤资源获取通道，提升 (略) 场的话语权。

多空交织，202 (略) 场怎么走

1月份， (略) 场交易比较冷清，煤价整体承压下行为主，但调整幅度整体比较有限，截至1月29日， (略) 场5000大卡动力煤到厂价格为835-850元/吨，较上月同期降15元/吨，呈现出“旺季不旺”的市场走势。2024年， (略) 场将会走向何方？

一、供应侧情况

煤炭是受国家政策调控比较明显的能源产品，近几年国内煤炭行业持续落实增产保供政策，侧重于先进优质产能加速释放，增加产量。通过煤炭行业生产结构不断优化调整，优质先进产能继续增加，预计2024年国内原煤产量将保持增长趋势；但考虑到经前期先进产能集中释放，供应增量速度将有放缓， (略) 场货源流动性将有提升。整体来看，预计2024年国内原煤产量将在47.3亿吨左右，其中动力煤产量在30.55亿吨左右，较2023年增长0.39%。

进口煤方面，从2024年1月1日起，我国恢复进口煤关税征收政策，主要影响来自于俄罗斯及蒙古等国家的煤炭进口成本，而印度尼西亚及澳大利亚按照自贸协定继续实施零关税。来自俄罗斯及蒙古等国家的煤炭进口税率将由0%提升至3%-6%不等，以俄罗斯5000大卡动力煤为例，恢复进口关税前后，从俄罗斯进口动力煤成本单吨将增加50元/吨左右，进口成本的增加，或将导致国内终端用户对来自俄罗斯及蒙古的动力煤接受度下降。2023年中国从俄罗斯及蒙古进口煤数量在中国年度煤炭进口总量中占比为35%左右，而俄罗斯方面宣布取消煤炭出口关税、蒙古方面则侧重优化口岸出口效率、同时蒙煤性价比较高，因此将在一定程度上对冲中国恢复征收进口关税带来成本增加的影响，预计2024年中国年度煤炭进口总量或将达到4.3亿吨水平，其中动力煤进口量为3.14亿吨，虽较2023年有所回落，但整体仍保持在较高水平。

二、需求侧情况

煤炭下游消费行业集中度比较高，主要集中在电力和非电用途两大领域，其中电力行业耗煤量在煤炭消费总量的占比超50%，是煤炭消费的最大下游行业；而非电用途主要应用于钢铁、建材、化工三大行业。

电力行业来看，火电是国内电力供应的稳定器和压舱石，虽近年来风电、太阳能发电等新能源装机规模大幅增长，但由于火电发电的稳定性，火电装机规模在发电装机总规模中占比仍在50%左右。2024年在国内经济稳步复苏以及煤电容量电价机制的双重支撑下，未来火电发电量将继续增长，预计2024年火电发电量将有望达到67121.2亿千瓦时，根据发1度电需要耗420克原煤，2024年火电耗煤量约为28.19亿吨。同时由于保供政策调整，2024年电力行业长协煤签定量有所降低，最高签约比例由105%降至80%，预计明年 (略) 场煤采购需求将有所提升， (略) 场的支撑力度将有增强。

非电行业来看，受《坚决遏制“两高”项目盲目发展，严格落实产能置换》政策及房地产行业延续弱稳影响，2024年钢铁及建材行业规模增长将相对受限，预计2024年钢铁及建材行业耗煤量基本与2023年持平，分别为7亿吨、5.3亿吨；而化工行业则受“关于从严从紧控制现代煤化工产能规模的通知”政策的影响，未来煤化工行业发展也将受到一定限制，相关产品产量将整体趋于平稳，预计2024年煤化工行业耗煤量为3.5亿吨。预计2024年下游各行业耗煤总量或将达到47亿吨左右，较2023年提升0.5亿吨，增幅为1.08%。

三、市场走势预测

2024年国内动力煤产量增速略有放缓，但继续保持高位有增态势，进口也将继续对国内尤其是沿海地区供应形成有效补充；而需求仍为驱动价格运行的核心要素，一方面电力行业长协覆盖率保持在高位水平，且电厂库存将延续2023年高位状态，对煤价上行空间形成压制，另气候仍是影响电厂耗煤需求的重要因素；另一方面，部分非电行业将于2024年进入新一轮库存周期，价格存2023年下半年完成筑底后向上反弹可能，行业利润将有修复，耗煤需求存改善预期，将对煤价形成较强底部支撑。整体来看，2024年动力煤供需关系整体仍偏宽松，预计价格重心较2023年将有下移，但价格波动幅度将有明显收窄。

四、工作建议

随着供需形势的宽松，阶段性和区域性的能源保供压力锐减，可以预见煤炭购销领域的行政干预措施将继续减少， (略) 场优化结构、 (略) 场化水平创造了难得的机遇。

从行业层面看，一是要加紧推进2028年煤炭消费达到峰值前的各项调整工作，通过适当调整进口煤政策助力国内煤炭产业结构优化，推动落后产能关停；二是要给予各大煤炭购销企业更多的自由度， (略) 场竞争深化行业整合，培育核心竞争力；三是要加快推进煤炭资源获取的国际化能力，利用好印尼等地进口煤零关税政策，维持低价资源获取能力，同时倒逼俄罗斯、蒙古等进口煤源压降中间环节费用，抵消关税恢复后造成的进口 (略) 场价差。

从公司层面看， (略) 场开发力度，发挥国家能源集团一体化运营优势和行业品牌引领优势， (略) 场的开发， (略) 场， (略) 场， (略) 场销售占比，做大煤炭购销“基本盘”，进一步夯实行业引领地位；二是加快煤炭购销业务国际化进程，发挥公司内部电厂托底作用和外部客户 (略) 场消纳能力，全力开拓印尼、澳大利亚、蒙古和俄罗斯煤源，构建完备稳固的进口煤资源获取通道，提升 (略) 场的话语权。