煤炭供需格局及价格走势分析

高位回落。

1.保供政策持续发力，国内供应能力不断加强

2022 年以来，国务院常务会议多次谈及煤炭，明确要发挥煤炭的主体能源作用，立足我国国情， 应对外部挑战，抓住重点，强化能源保供，未雨绸缪推进条件成熟、发展需要的能源项目建设。 面对严峻复杂的国际能源形势和较大的国内能源保供压力，能源主管部门优化煤炭生产、项目建 设等核准政策，落实地方稳产保供责任，全力以赴保障煤炭安全稳定供应。3 月，国家发展改革 委印发《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知》，要求主要产煤省区和中央企业 全力挖潜扩能增供，年内再释放产能 3 亿吨以上。据全国能源工作会议披露，2022 年核准煤矿项 目 22 处、建设规模 8000 万吨/年，全国新增煤炭产能超 3 亿吨/年。 据国家统计局及国家海关总署数据显示，2022 年，规模以上企业原煤产量达到 44.86 亿吨，同比 增长 11.4%；煤及褐煤进口总量 2.93 亿吨，同比减少 9.4%。2023 年以来，保供政策持续发力， 新增产能加速投产，2023 年 1~4 月，规模以上企业原煤产量达到 15.33 亿吨，同比增长 6.1%； 同时煤炭进口政策逐渐放开，进口量大幅增长，2023年1~4月，煤及褐煤进口量达到1.43亿吨， 同比大幅增长 89.1%。2023 年 1~4 月，原煤产量及进口量合计达到 16.75 亿吨，同比增长 10.1%。

火电仍是电力供给的压舱石，但增速已进入中等水平

受疫情影响，2022 年全社会用电量 8.63 万亿千瓦时，同比增长 3.9%，其中第二产业用电量同比 增长仅为 1.4%。2023 年国内疫情防控政策调整，1~4 月经济活动有所恢复，全社会用电量 2.81 万亿千瓦时，同比增幅扩大至 5.0%，其中第二产业用电量同比增长恢复至 5.4%。 图 9：全社会用电量（亿千瓦时） 图 10：第二产业用电量（亿千瓦时）及同比增速

2022 年，全国规模以上发电企业总发电量 8.34 万亿千瓦时，同比增加 3.7%，其中火电发电量同 比增长仅为 1.5%。2023 年 1~4 月，全国规模以上发电企业总发电量 2.73 万亿千瓦时，同比增加 5.1%，其中火电发电量 1.94 万亿千瓦时，同比涨幅恢复至 4.5%。2023 年 1~4 月，火电发电量 在总发电量中的占比达到 71%，仍是我国电力供给的压舱石。

2.煤炭库存去化动力不足，全环节库存上升

火电发电量增速低于国内煤炭总供给的增速，煤炭供给相对过剩，主要体现在产业链各环节库存 上。2023 年以来全国国有重点煤矿库存持续上升，至 4 月达到 1976.5 万吨，明显高于 2021~2022 年同期。港口方面，今年以来环渤海港煤炭库存也呈上升趋势，至 5 月 31 日达到 3042 万吨，为 2021 年以来最高水平。下游电厂方面，至 5 月 25 日，全国重点电厂煤炭库存达到 11190 万吨，较去年同期增加 24.5%，且仍呈上升趋势。全环节库存均有上升，而下游电力需求 增长较慢，重点电厂煤炭日均耗量持续走低，煤炭库存去化动力不足。

3.今年 3 月起煤价快速下跌

2022 年，能源主管部门通过加快煤炭产能释放、长协合同对电煤全覆盖、合理价格区间限定、加 强核查等多种方式稳定煤炭价格，取得了相当成效。但因煤矿生产缺乏弹性，叠加进口煤量减少， 区域性和时段性供需结构不平衡仍然存在，煤价维持高位运行。黄骅港5500大卡动力煤平仓价全 年均价超过 1275 元/吨，10 月 28 日报收于 1638 元/吨，达年内高点。而进入 11 月后，因非电用 煤需求疲软，市场煤价格快速回落，至年底收于 1185 元/吨。 23 年以来，随着全产业链库存的上升以及电厂日耗的减少，国内煤炭市场供给结构相对宽松，煤 价开启快速下行通道。2 月-3 月受到内蒙煤矿安全事故导致大面积停产巡查，煤价有阶段性反弹， 但随后下行趋势不变。至 5 月，库存压力持续上升，且进口煤价持续下跌也带来一定冲击，国内 港口煤现货价格加速下跌，至 6 月 2 日已降至 775 元/吨，与长协煤的价差缩小至不足 70 元/吨。

4.迎峰度夏在即，电厂日耗有望反弹，但煤价全年趋势不变

供给方面，近年国内新增产能以现有矿井的产能核增为主，大部分已进入市场，而新批矿井实际 较少，未来增量空间不大，且新批矿井投产周期长，对短期市场供给结构的冲击较小。需求方面， 迎峰度夏已经开启，电力需求正在释放，而受到来水相对较枯影响年初至今水电出力不足，火电 将持续支撑高峰期用电需求。电厂日耗将有望反弹，但受制于全产业链的库存较高，去化需要一 定周期。我们认为后续煤价继续向合理区间回归的趋势不变，全年煤价中枢有望显著下移。