供需局势改善 动力煤价格中枢下移

作者：曾翔 /Z0003110/ 、张海瑞 /Z0015532/ ，一德期货动力煤分析师

内容摘要

回顾2021年，在全球放水、需求强劲的作用下，煤价长时间处于上涨阶段，价格绝对值高，波动幅度大。期货端在交易限额和持仓限制收紧，保证金和手续费提高下，下半年量仓整体进入下滑阶段。会不会出现行情转折点，多次聚焦在增产增供上。4月份开始政策消息就不断，而当时的市场情况直接或间接都表明短时间增产很难，会有一些增量但是有限不足以改变局势。一直到四季度，国庆节后增量落地效应才明显体现，日产量接连创新高，再加上政策的组合拳，以及需求端增长显现乏力，整体局势才逐步转变。

核心观点

宏观局势上，疫情反复仍带来很大不确定性，外部环境更趋复杂严峻。2021年全球大放水，而中国货币政策相对稳健，在通胀压力下，明年国外收紧流动性预期加强，而中国政策却更具备调整空间。2022年将召开党的二十大，明年经济工作稳字当头。预计国内政策会发力，宏观政策更为宽松，但经济整体仍将下行。

双碳政策会对产业有持续调结构的作用，遏制两高项目发展更加严格，高耗能企业电价也更市场化，这也是在变相推动产业升级转型。另一方面，仍将大力实施可再生能源替代，风电、太阳能(000591)装机规模继续大幅增长。不过施行双碳政策仍会坚持先立后破，立足以煤为主的基本国情。

长协机制：2022年新的长协框架基本确定，长协签订量提升以及价格区间的划定，整体是有利于市场稳定，减少煤炭价格大幅波动的。在供需相对平稳的情况下，新的长协价格波动区间基本能为市场价格确定主基调。

供需格局：价格的核心仍在供需。当前保供政策何时退出是市场关注点之一，从现在局势来看，供应已基本没问题，在后续冬奥会环保趋严影响下，产量相较往年春节应该会提前回落。另一方面，前期的保供更多是定向针对发电供热企业，保供退出会使得长协煤外溢，增加市场煤的份额。产能上，对于明年来说会形成部分实质新增产能，据了解，目前已办完核增手续的煤矿新增产能大概1亿吨左右。相较于今年的高需求，明年用电增速及煤炭消耗多将放缓。目前的高煤价仍将进一步回落，2022年价格重心会下移。

交割细则：从动力煤期货2212合约开始将施行新的交割细则，可交割煤的范围扩大，对于买方来说，接货品质的不确定性有增大，新标准执行后将对市场产生一定利空作用。

正文

1． 2021年动力煤价格走势

1.1 价格波动

对比近几年煤炭价格的波动情况，2021年价格绝对值明显偏高，环渤海港口5500大卡下水煤报价一度突破2500元/吨，期货2111合约最高价打到2359.8元/吨，价格运行区间及日内波动幅度均扩大，今年一周的波幅基本达到往年一年的波幅，现货报价变化频繁，市场走势多变。

1.2 22021年期现走势

从2020年四季度以来，国内煤价进入持续的上涨阶段，当时在保供作用下，产量整体处于较高位，而在恶劣天气和车皮紧张下，运输存在瓶颈，并且需求端在工业用电强劲以及寒潮不断民用电需求亦高位下，日耗持续攀升，需求远超预期，电厂库存告急。供需矛盾突出，迟迟得不到缓解，港口惜售一直抬高报价，到今年1月中旬港口报价最高突破千元关口，当时盘面03合约是涨到800元/吨以上，新主力05合约接近740元/吨一线，盘面贴水一度达到200-300元/吨以上。

到了1月中下旬，在寒潮势力减弱后，电厂耗煤出现一定回落，同时随着春节的逐步临近，工业用电需求回落预期也增加，电厂库存企稳，市场情绪有所降温，终端对高煤价接受力度降低，价格出现松动掉头，港口虚高价格水分快速被挤出，到1月底现货价格已回至800元/吨以下，基差得到一定修复。2月份开始基本进入腊月下旬，产业生产活动收缩，供应相对稳定，期现价格进一步下跌，春节假期港口大幅垒库，同时沿海终端也进一步垒库，进口煤不断补充，下游采购积极性较弱。节后市场延续弱势运行，到2月底CCI5500价格降至571元/吨，盘面小幅升水。

聚焦春节后的市场走势，大概可以划分为6个阶段：

阶段一：2月底到4月初，2月底保供政策退出，而节后需求恢复且高需求有延续预期，对价格有支撑；当时现货最低价跌破600元/吨，而期货收盘价一直未破，出现升水，也体现价格发现作用，部分贸易商开始做期现套利，赚取盘面升水的价差。期现价格一直涨到730元/吨附近，这一波主要是产业客户参与。

阶段二：4月初到5月上旬，清明节后，发改委开会传出增产保供，盘面跳水，前期部分贸易商套保盘解套。然而紧接着煤矿事故接连发生，主产地安监趋严，短期增产预期落空，终端加紧补库，煤价再次上涨创新高。价格涨到900元/吨以上，更多宏观资金接盘。

阶段三：5月中旬至6月下旬，5月12日、19日，国常会总理讲话，安全前提下增产增供，政策调控加码。市场恐慌情绪迅速蔓延，期现货高位掉头回落，期货从高点下跌26%，回到700元/吨上方附近。但整体偏强的基本面格局并未发生变化，6月是安全生产月，煤矿事故仍有发生，随着七一建党大庆的临近，安监进一步趋严，产量只减不增，同时迎峰度夏在即，供需矛盾进一步加重，煤价再步入上涨阶段。到6月下旬盘面主力合约涨到850元/吨附近，现货在950元/吨以上。

阶段四：6月底到9月中旬，6月27日发改委发言7月煤价将进入下行通道，盘面短暂回落，然供需矛盾不改，期现价格再攀升创新高。到9月中旬现货价格涨到1500元/吨以上，盘面1100元/吨以上，维持高贴水，盘面已有明显受到压制的现象。

阶段五：中秋、国庆双节后煤价再加速上涨，现货冲到2500元/吨以上。国庆前后政策就发电供热企业先定向保供，在产量大幅释放前，市场煤份额暂被进一步压缩，市场情绪高涨，交易趋同性明显，盘面接连涨停。

阶段六，10月19日开始，政策组合拳，直接调控价格，增产也开始明显显现，煤价快速回落，直至腰斩。后续供应维持高位，终端持续补库，需求端增长显现乏力，价格偏弱震荡调整，继续回落概率加大。

1.3 期货量仓

价格的高波动一般伴随着量仓的放大，2020年至2021年上半年动力煤期货合约的整体成交量和持仓量明显在高位。就成交量而言，2020年12月11号，日成交量达到199万余手，持仓量看，今年4月29日收盘后合约总持仓达到49.59万手。而从5月份开始成交持仓整体进入下滑阶段，主要是交易所频繁提高交易保证金和手续费，并收紧日内交易限额和持仓限制，投机交易相对减少，流动性降低，5月份后合约交割量也明显减少。交易恢复常态仍需一定时间。

2． 供应情况

2.1 国内产量

今年的行情转折点一直聚焦在增产保供上。4月份开始政策消息就不断，而产量到底能不能短时间放出来，从当时市场直接或间接的情况来看都表明很难，会有一些增量但是有限不足以改变局势，且大幅放量需要时间。

近年来，通过供给侧改革以及去年的倒查等，生产合法合规化，表外产量明显减少，3月1号开始，超产也正式入刑，这使得上游利润高也不敢冒险增产。4月份开始煤矿事故也时有发生，到6月临近建党大庆，整体环保安监也更加强，增产是有难度的。7月份开始内蒙一些露天矿用地批复的消息有出来，但我们核实，有些是正常生产的，算不上增量，有些土地剥离需要最少1个月的时间，短期出来量也比较难。

直接来看产量，从日常跟踪的鄂尔多斯(600295)高频的日产数据看，从4月份到6月份产量一直是在回落的，更谈不上增产，7月份产量也在低位，8月增量才开始有所显现，也只是达到3月份的水平。全国规模以上原煤月度日产均值看，8月份的量还没达到3月份的水平，9月份才达到，可见增产的缓慢。

到10月份具体产能核增，加快释放的文件才出来，加上前期的工作推动增产才得以显现，超过去年冬季保供水平，日产量接连创新高，市场结构逐步转变。

2021年1-10月全国规模以上原煤产量32.97亿吨，同比增长4.0%，其中1-2月增速为25%，2月底保供结束后，产量增速明显下滑，基本为负增长，四季度保供逐步推进，增量显现，10月份同比增长至4%。预计11、12月份的原煤产量在3.65亿吨附近，同比增速维持在4%左右。结构上来看，山西原煤产量整体维持在高位，陕西从6月份以来同比为负增长，内蒙产量从9月份同比转正，保供增产推进，主要增量仍在内蒙地区。

产量集中度上，主产区产量占比逐年提升，今年山西、陕西、内蒙三省产量占全国总产量的比重在72%以上，加上新疆地区，四省产量占比已接近80%。

2.2 煤炭进口

据海关总署数据，11月我国进口煤及褐煤3505.2万吨，环比增幅30.1%，同比增幅198.1%；1-11月累计进口煤及褐煤29232.1万吨，同比增幅10.6%，11月份进口量超预期。今年进口量前低后高，澳煤一刀切，进口货源前期补充受限，在国际市场需求整体较火热下，进口煤价格亦是持续上涨，国际海运费也居高不下，春节后甚至出现内外倒挂情况，进口煤优势明显减弱。下半年以来，进口政策维持宽松，终端投标采购较积极，多渠道寻找货源，进口煤补充增量较明显。目前，前11个月进口量已达2.92亿吨，在当前进口政策宽松下，今年总进口量大概率超去年水平，但从近几年的进口总量情况看，预计不会超出太多。明年进口量预计仍维持在3亿吨附近。

3． 需求情况

3.1 用电量

2021年1-10月全社会用电量68254亿千瓦时，同比增长12.23%，其中1-2月增速为22.24%，1-7月持续维持两位数增长。分产业看，1-10月，第一产业用电量841亿千瓦时，同比增长18.4%，第一产业用电基数低，占比只有1.2%，但全年持续维持两位数高增长。第二产业用电量45490亿千瓦时，同比增长11.30%，第三产业用电量11949亿千瓦时，同比增长20%，表现强劲。城乡居民生活用电量9974亿千瓦时，同比增长7.4%。疫情后经济整体稳步恢复。

用电占比上，第一产业和居民生活用电均变化不大，第二产业仍占绝对高比重，但在逐年下降，相应第三产业用电量占比逐步提升，相比去年，今年第二产业占比再下降1.5个百分点，第三产业增加1.4个百分点。

用电增速上，今年同比增速前高后低，其一是去年上半年基数较低，其二是8月份后需求端也出现一定结构变化，工业用电增长有所放缓。对比用电同比增速与两年平均增速，8月份开始同比增速出现了低于两年平均增速，我们从二产业的细分来看工业用电，9月份、10月份四大高耗能行业合计用电量同比有转负，这也说明工业增速出现疲软情况。除了有能耗双控的一个制约外，国内经济也有走弱压力，主要的房地产端数据，像房屋新开工、商品房销售等均走弱，对整体工业品需求有向下的带动。11月份以来稳地产的预期有升温，需进一步关注。但整体看，年前用电同比增速会进一步放缓。

3.2 发电量

从发电数据上来看，1-10月份，全国规模以上电厂发电量67176亿千瓦时，同比增长10%，为近年来增长高位。其中火电发电量47556.4亿千瓦时，同比增长11.3%，高于总发电增速，近年来在清洁能源出力增强下，火电增速一般低于总发电增速，而由于今年占比重第二的水电较差，替代效应偏低，火电增速也强劲，不过从11月中下旬开始，需求增长显现乏力，高频的日耗数据同比已转负，再加上去年12月份的发用电基数明显偏高，后续火电增速会明显放缓，甚至出现负增长。1-10月水电发电量10221.9亿千瓦时，同比回落2.3%，今年乌东德水电站全部机组投产发电，6月底白鹤滩水电站首批机组也开始投产发电，水电装机进一步提高，但由于丰水期来水较差，整体水电不及预期。核电、风电、太阳能均保持两位数增长，其中风电同比增速高达28.6%。

发电占比来看，火电主力短时间难以改变，占比维持在71%左右，由于水电增速较低，占比较去年回落1.1个百分点，其他清洁能源发电占比继续提高，其中风电提高最明显，占比增长至6.72%，较去年提高1.1个分点，未来清洁能源发电将继续快速增长。

3.3 终端日耗

从高频的日耗数据看，1-10月份各口径日耗表现都强势，随着去年低基数效应的消退，下半年增速较上半年有回落，但仍持续维持两位数增长。1-10月份重点电厂日耗同比增速约14.5%，沿海需求表现更强劲，从沿海八省终端耗煤来看，1-10月日耗均值190.5万吨，同比去年高出33.5万吨，增长21%，多省用电连刷历史新高，在电力紧张下，9月中下旬多地出现限产限电，东北地区民用电甚至拉闸。今年在煤价持续大幅上涨下，电厂长时间处于亏损状态，大企业保供担当责任，而部分小电厂在持续亏损下难运转，出现停机检修甚至关闭。另外据悉，今年电厂的入炉卡值有所降低，这也是日耗增速表现较用电及发电增速更高的原因之一。

11月份电厂日耗同比增速明显回落，内陆电厂基本与去年持平。而从11月下旬，终端日耗同比开始转负，需求端的表现不及预期，这也和部分工业产业开工率低位相一致，今年的天气也没有去年那么极端，再加上去年需求超预期好的一个高基数，那么12月份日耗同比表现不佳多会延续。

4． 各环节库存

4.1 产地库存

从产地几个样本数据来看，3月份以后煤矿及站台库存持续低位运行，相较高需求，供应偏紧张。10月份后随着供应的加快释放，上游库存有所回升，目前基本与去年同期相当。

4.2 港口库存

港口环节来看，截至12月上旬，全国72个主流港口动力煤库存合计约为5017万吨，基本与去年同期持平，处于近几年低位水平。其中江内港口库存630万吨，同比低15万吨，华东港口库存685万吨，同比少70多万吨，华南港口1130万吨，同比低130多万吨，10月份后下游港口低库存基本企稳震荡回升，但整体仍处于近几年同期低位，流通货源相对较少。环渤海港口来看，截止12月5日，环渤海9港库存合计约2280万吨，比去年同期高出400多万吨，基本与19年水平相当，处于中高位水平，年后以来库存整体处于去库阶段，一直到9月中才企稳进入回升态势，煤矿、运输均保供，港口市场煤仍较少，10月中旬政策发力，煤价掉头后，贸易商采购发运参与的积极性明显降低。整体来看中间环节可缓冲市场货源减少。

4.3 终端库存

今年在供需紧张，煤价高位下，电厂长时间亏损，基本维持刚需采购，前三个季度库存一直低位运行，可用天数一度不足10天。能源安全问题严峻，进入四季度，随着迎峰度冬临近，保供增产力度加大，并定向对发电供热企业优先保供，电价也进一步提高，银保监会也发布政策支持，保证电力企业现金流。电厂基本从10月份开始库存走稳，在供煤大于耗煤下，进入持续垒库阶段，且垒库速度较快，到12月初，折算的重点电厂库存已达到1亿吨，沿海样本终端库存为3500万吨，均超近几年同期水平，垒库至绝对高位，可用天数提升。往年基本从11月下旬终端进入去库阶段，而目前电厂稳中仍有补库，高库存对后续煤价形成压力。

5． 运输及调度

5.1 铁路运输

1-10月份全国铁路煤炭发运量约为20.9亿吨，较去年同期增加1.6亿吨，同比增长8%，近年来铁路煤炭运量整体稳步增加，去年受疫情影响，全年运量出现回落，预计今年全年发运量在25亿吨以上。铁路煤炭运量占铁路总货运量的一半以上。

主要线路来看，1-10月，大秦线累计煤炭运量34329万吨，同比增长4.25%，累计增幅呈收窄状态，去年受疫情影响，发运前低后高。10月份大秦线基本处于秋季检修期，发运受到一定限制，检修结束后，运量快速回升，从高频的日发运看，11月份以来除受天气影响和个别开天窗时间外，每天运量基本维持在130万吨的满发状态，11月份的发运量大概在3816.3万吨，预计全年发运量4.2亿吨。截至11月底，呼铁局总发运量约为8500万吨，同比增长约1900万吨，其中到港发运量约为7600万吨。作为我国目前最长的重载煤运专线，连接内蒙古浩勒报吉与江西吉安的我国“北煤南运”大通道的浩吉铁路，去年运输表现并不理想，而今年截至11月20日已完成运量5001.05万吨，提前41天完成5000万吨的年度煤炭运输任务目标。

5.2 港口调度

环渤海9港（秦皇岛港、国投曹妃甸港、曹二期、华电曹妃甸、华能曹妃甸、国投京唐港、京唐老港、京唐3640、黄骅港）日度合计调入调出区间大致在150-230万吨之间。2021年1-11月9港合计调入量约为6.24亿吨，同比高出5600多万吨，基本接近去年全年调入水平，港口下水量来看，11月份环渤海9港合计调出量约为5700万吨，基本与去年同期相当。1-11月份环渤海9港累计调出量约为6.19亿吨，同比增加5200多万吨，较2019年同期增加2700万吨，去年受疫情影响，上半年调度有下滑。今年调入整体稍高于调出，库存较年初有增加，9港全年下水量预计接近7亿吨，在6.8亿吨左右。

6． 2022年展望

6.1 宏观环境及政策

我国经济发展和疫情防控保持全球领先地位，但疫情反复仍带来很大不确定性，外部环境更趋复杂严峻。2021年全球大放水，海外宏观杠杆率明显上升，而中国货币政策相对稳健，在通胀压力下，明年国外收紧流动性预期加强，而中国政策却更具备调整空间。中央经济工作会议指出，我国经济发展面临需求收缩、供给冲击、预期转弱三重压力。2022年将召开党的二十大，明年经济工作要稳字当头，稳中求进，继续做好“六稳”“六保”工作，着力稳定经济宏观大盘，保持经济运行在合理区间，保持社会大局稳定。预计明年国内政策会发力，宏观政策更为宽松，但经济整体仍将下行。据国际货币基金组织10月份的经济预测看，2022年发达经济体的GDP增速为4.5%，其中美国为5.2%；新兴市场和发展中经济体的GDP增速为5.1%，其中中国为5.6%。

6.2 双碳政策

2021年9月中下旬多地发布限产限电通知，一是电力的紧缺，二是临近季末能耗双控考核节点，从限产地区看主要是上半年亮红灯的省份。双碳政策会对产业有持续调结构的作用，今年以来，遏制两高项目发展更加严格，高耗能企业电价也更市场化，电价上浮不受20%限制，这也是在变相推动产业升级转型。实现碳达峰、碳中和是推动高质量发展的内在要求，要坚定不移推进，但不可能毕其功于一役。从最新的中央经济工作会议可以看出，对于双控的考核更为科学，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，将创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。

对于双碳政策，国家仍会坚持先立后破，传统能源逐步退出要建立在新能源安全可靠的替代基础上，要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，保障能源供应仍会是重点。

在保障能源安全的前提下，仍将大力实施可再生能源替代，加快构建清洁低碳安全高效的能源体系。我们从电力的装机来看，风电、太阳能装机规模在大幅增长，截至10月底，全国发电装机容量约23.0亿千瓦，同比增长9.0%，其中风电接近3亿千瓦，同比增长30.4%，太阳能装机2.8亿千瓦，同比增长23.7%，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，占比进一步提升。

6.3 长协机制

2022年新的长协框架基本确定，在量和价上均有一些变化。价格方面，基准价为700元/吨，较之前535元/吨上调31%，“基准价+浮动价”价格机制不变，其中价格指数，原来参与长协定价的价格指数是三家，2022年将新加入全国煤炭交易中心综合价格指数，另外划定了长协价格上下区间，为550元/吨-850元/吨。量方面，供给端原则上是30万吨以上的煤炭企业签订的中长期合同量应达到自有资源量的80%，2021年9月份以来核增产能的保供煤矿核增部分按承诺要求全部签订电煤中长期合同；需求端，要求发电供热企业扣除进口煤以外的用煤全部要签订中长期合同。

从变化上看，要求签订量的范围进一步扩大，这可能使得市场煤的份额进一步减少，但在执行上的难度也加大。对于价上，其实仍有需要进一步明确的地方，基准价一般说的是年长协，价格每月变动一次。那么现在执行的每周跟随市场调整的月长协价，也就是外购煤部分的长协在新年度还会不会延续存在，如果月度长协存在，它的定价又会如何？从逻辑推理上来看，月长协大概有三种可能性，一是没有月长协，电厂直接跟其他的煤矿签长协；二是有月长协，价格也限制在550-850元/吨，但坑口对于长协的供应也得进行配套的限价；三是维持现在的月长协体系，这仍需进一步关注。

对市场影响上，长协签订量提升以及价格区间的划定，整体是有利于市场稳定，减少煤炭价格大幅波动的。但价格走势的关键仍在供求的变动上，在供需相对平稳的情况下，新的长协价格波动区间基本能为市场价格确定主基调。

6.4 供需形势

价格的核心仍在供需，2021年大部分时间供需不匹配，煤价接连创新高，甚至脱离基本面。从四季度开始，保供增产力度加大叠加需求增长放缓，整体局势才逐步转变，绝对高煤价受到压制，出现腰斩，不过目前的煤价相对仍在高位。展望明年的供需，当前保供政策何时退出是市场关注点之一，按照做好今冬明春能源安全保障工作的提法，保供政策可能仍会像去年一样在春节后2月底3月初左右退出。另外市场也有争论，可能会提前在1月份逐步退出。从现在局势来看，终端的补库已到高位，正常将进入去库状态，供应已基本没问题，在后续冬奥会环保趋严影响下，产量相较往年春节应该会提前回落。另一方面，前期的保供更多是定向针对发电供热企业，对于保供退出，可能使得长协煤外溢，增加市场煤的份额。

产能上，10月份全国规模以上原煤产量较今年3月至9月均值增加约2900万吨，据统计和了解，今年下半年以来新增年产能大概在3亿吨左右。但是需要注意，对于产能核增部分，并不是所有煤矿都完成了核增手续，为保证供应加快释放，具备核增能力的煤矿大部分都是边生产边办理手续。所以这也会出现，在保供结束后，一部分煤矿并未完成核增手续办理，那么这部分的增量也大概率是临时的。而另一方面，对于明年来说也会形成部分实质新增产能，据了解，目前已办完核增手续的煤矿新增产能大概1亿吨左右。整体上，能源供应仍有保障，不过对于安全、规范生产的要求也并没有放松，产量相对处于稳定状态。

需求端看，明年经济形势相对承压，政策逆周期调节多有发力，但预计经济增速稳中回落不改，另外相较于今年上半年延续的强出口拉动下需求的高基数，明年用电增速及煤炭消耗多将放缓。目前的高煤价仍将进一步回落，2022年价格重心会下移。

6.5 交割品

2021年12月3日，郑商所发布了关于修订《郑州商品交易所期货交割细则》的公告，具体施行时间是从动力煤期货2212合约开始，动力煤期货交割指标有所变化。具体来看：基准交割品的硫分、水分都放宽，硫分放宽至0.8%，水分放宽至25%。替代品的热量和硫分指标范围扩大，收到基低位发热量大于等于4300千卡/千克即可，硫分不高于1.5%即可。相应的，不同卡值的货款结算单价也做了调整，由两档变为三档。整体来看，可交割煤的范围扩大，对于买方来说，接货品质的不确定性有增大，新标准执行后将对市场产生一定利空作用。