【中信期货】煤炭供需总量宽松，市场煤价为何依然偏强？

报告摘要

趋势评级：动力煤：冲击

报告日期：2022 年 6 月 20 日

★煤炭供需总体宽松，市场煤价为何依然坚挺？

1-5 月整体动力煤供需数据出现松动。但今年秦皇岛5500K煤价一直维持在1100元/吨以上，6月初达到1300-1350元/吨。既然今年煤炭供给增速远大于需求增速，为什么煤价依然坚挺？围绕这一问题，本文首先回顾了2021-2022年以来煤炭产能、政策、价格形成机制和社会库存周期的变化；并在新价格机制的前提下，衡量市场煤价的弹性。

★市场煤炭结构强的三大原因：长期合作、高热量缺乏、社会补充

按年煤炭需求量的2%计算，在90%的开工率下，2022年现有煤炭产能预计将超过5000万吨。但动力煤市场价格并未随着供需总量的松动而大幅下跌。港口煤炭库存的积累也远小于煤炭总供需缺口。供需总量与价格表现的不匹配主要是由以下三个原因造成的：一是量价双轨制使煤炭价格逐步明晰，导致更多的供给流向长电联，非动力零部件供应被动萎缩；二是煤炭质量结构，政策性增产只要求绝对数量，导致低热量煤较多，高热量煤结构紧张；第三个可能的原因是全社会补煤周期的支持。

★日常消费决定煤价的起始时间，非电成本传导能力决定市场煤炭弹性

用电需求决定煤炭整体启动时机，夏季和冬季容易出现短期上行风险。水泥熟料、甲醇、电解铝、钢铁分别代表建材、煤化工、冶金等非电力行业，衡量市场煤价弹性。去年9-10月，2000+元/吨的煤价几乎冲​​破了所有下游成本。 2022年以来，下游终端缓慢补充库存，抗原材料波动能力有所提升。但非电力行业自身需求趋势减弱，导致该部分可接受的最高煤价上限下移。 2022年3月，理论推算的非电力最高可接受煤价上限为1500元/吨左右，6月下调至1300元/吨。考虑到年内工业品需求不太可能好转，在日用电量增长不超预期的前提下，我们预计今年煤炭市场价格基本不会超过1500元/吨。

★风险提示：

政策调控，日常消费大幅增加，海外能源价格发生变化。

完整报告

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2022年煤炭供需总体宽松，市场煤价为何依然坚挺？

1-5月动力煤供需数据显示，2022年以来煤炭供需总体趋于宽松。1-5月，全国共生产18.1亿吨原煤煤炭，进口煤0.96亿吨，煤炭供应总量同比增长11.5%。与此同时，火电需求依然疲软。 5月火电发电量同比下降3.3%，1-5月累计发电量仅为0.5%。但在价格方面，市场煤炭价格并未出现持续下跌。今年秦皇岛5500K煤价格一直维持在1100元/吨以上，6月初达到1300-1350元/吨。

既然2022年煤炭供应增速远大于需求增速，为什么煤价依然坚挺？最突出的原因是煤炭市场逐步明晰量价双轨制，导致更多煤炭供应流向长电联，非电力部分供应被动收缩电厂长合同煤履约率大幅提升，煤炭市场“电-长合同量价”+“非电力市场煤”价格双轨制敲定。在此背景下，市场煤炭供应政策性下调，非电力行业的需求和成本传导能力决定了市场煤炭价格的上限。

在此背景下，本文主要讨论两个部分：一是回顾2021-2022年以来煤炭产能、政策、价格形成机制和库存周期的变化；二是在这种价格机制的前提下衡量市场煤炭价格弹性。

1.1保供增产持续，动力煤供应总量趋松

供给端，2021年年中以来，国内政策持续积极促进煤炭供应和增产。 2021年四季度，国内煤炭产能将增加2.3亿吨。其中，内蒙古新增产能约1.4亿吨，山西新增产能约0.7亿吨。

2022年3月，国家发展改革委向有关省区和中央能源企业印发《关于设立促进煤炭增产保供专题工作班的通知》，提出“主要产煤省区和中央企业“充分挖掘潜力，扩大产能。增加供给，年内释放产能超过3亿吨/年，实现日产1260万吨以上的目标”。按照这个增产目标，预计2022年全国煤炭产能进一步增加2亿吨，其中内蒙古1.7亿吨，山西0.3亿吨。

2021年，全国煤炭总产能43亿吨。考虑到2022年进一步增产，预计到年底全面实现煤炭总产能将达到45亿吨。如果年煤炭开工率能保持在90%以上，相当于全国煤炭产量约40亿吨，完全可以满足国内5%以内的煤炭需求增长。

实际上，2022年以来煤炭供需仍将保持宽松。1-4月，全国煤炭原煤总产量12.9亿吨，同比增加1< @1.1%。全国规模以上电厂累计火力发电18635亿千瓦时，同比下降1.8%。 4、5月以来，随着国内疫情的反复，日用电量同比下降至-6%~-8%。 5月以来，北港库存的积累斜率也在加快。

不过，从秦皇岛港5500大卡的现货价来看，港口现货价整体继去年底跌至800元/吨后，2022年以来一直维持在1100元/吨以上。随着供需的持续缓和，现货价格并未大幅下跌。 4-5月港口煤炭表观库存有所回升，但回升幅度也远小于1-4月累计供需缺口。供需总量与价格表现的不匹配主要是由以下三个原因造成的。

一是量价双轨制，煤价逐步明朗，使更多供应流向长电联营，而非被动收缩电力供应；二是煤炭供给结构性问题，增产政策只要求绝对数量，导致低热量煤更多，高热量煤结构紧张；第三个可能的原因是全社会煤炭补给周期支撑了整体需求。

1.5月2日起，煤价“双轨制”细节正式建立

2022年以来，煤炭供需总量趋于宽松，电厂需求长期协调与非电力需求市场化双轨体系在量价上得到明确。 2021年10月，国家发改委指出，要充分运用《价格法》，推动煤炭价格回归合理区间。根据《价格法》第三十条，重要商品和服务价格已经大幅上涨或者可能大幅上涨时，国务院和省、自治区、直辖市人民政府可以限制价格差异或利润率，或对某些价格设置价格限制。 ，落实涨价申报制度和价格调整备案制度等干预措施。 2022年4月1日，《煤炭市场价格监测方案》和《煤炭生产成本调查方案》实施。

国家发改委自2022年5月起印发的《煤炭价格调控政策解读系列》，对长协煤炭各贸易环节的价格上限、长协隐性涨价方式的认定作出了规定煤炭、非动力煤市场化。其他政策细节。电煤长期协议定价，明确非电煤价格市场化双轨制。

除了价格明显区分外，5月后长期协议赎回率的大幅提升，实质上落实了煤炭长期协议的有效性。 2017年以来，煤炭、电厂等主要下游企业每年都签订年度长期协议。 2021年底至2022年初，共签订煤炭长期协议36亿吨，占2021年煤炭总产量的89%，为2017年以来的最高值。往年签订的期限协会，没有强制约束，兑现率不高。今年5月以来，随着政策和监管规则的实施，煤炭长协套现率大幅提升。除了电力等长期合作的终端外，传统意义上的煤炭贸易商可利用的资源量一直在迅速萎缩。

1.3在“保量”政策要求下，高热量煤结构性缺口依然存在

与电力用煤相比，煤的发热量不高，化工、水泥煤等煤的发热量要求在5500K以上。市场对高热量煤的需求自然很大，煤炭产量低热量多、高热量少的现状加剧了市场煤炭的结构性紧张。去年下半年以来，为保供增产，政策只考核煤炭产量的绝对数量，对质量没有要求。一些煤矿为了追求数量，还减少了洗选步骤，从而导致产量增加，但煤质变差。

进口煤炭也是如此。 2021年之前，沿海地区等电厂主要进口印尼高热量煤进行调配。但随着近两年进口煤价格居高不下，印尼高热量煤炭逐渐流入日本、韩国和印度。进口煤的整体煤质也有所下降。

基层研究表明，港口现有煤炭库存结构较2021年前下降约5%-10%。煤炭质量卡路里数与每日煤炭消耗量之间存在简单的线性关系。 2021年6000kW及以上火电厂供电标准煤耗为302.5g/kWh。假设煤耗系数不变，可用煤综合大卡每减少1%，相应的实际煤耗增加1%。即面对同等发电量，现有日耗比2021年高出5%-10%。因此，一旦日耗增速加快，电厂减煤斜率将超出预期（例如，从 2022 年 1 月到 2 月）。

1.4 坑口以销定产，下游经历长期社会库存重构

从港口资源来看，今年以来，港口现货资源整体一直处于库存总量偏低、价格坚挺的状态。但基层调查反馈显示，5月前实际长期煤炭赎回率并不高。也就是说，在5月份之前，煤炭对市场的供应并没有受到双轨制的挤压。现货煤强势、外显库存偏低的另一个潜在原因可能是非电力码头煤炭库存的重建。

我们使用煤炭供应总需求数据来模拟剔除电力公司煤炭库存后非电力公司原煤库存的变化。数据显示，2022年以来，非电力行业煤炭库存持续增加。 2021年8月，非电力行业煤炭平均库存约8天，4月增至28天左右。化工、电解铝等行业部分企业的基层调查结果表明，结果与我们的计算值一致。

2020年，非电力行业将经历约三个季度的去库存周期。简单测算，非电力行业目前处于补库尾声，预计全社会还需要1/4左右才能恢复到常规库存。在中间和终端库存回归常规库存之前，行业的定价权更倾向于上游和开坑。另一方面，上游煤端基于销售的工艺特点（煤矿筒仓库容3-5天，库容压力不支持连续生产>销售），使供给端灵活调整按需生产，难以持续平稳下降。

跟踪鄂尔多斯市煤炭产量和价格数据，可以看到每日煤炭产量数据与价格基本同步，比坑口价格指数提前20天左右。由于矿坑库容有限，煤炭日产量几乎可以与需求数据同步。产出数据之所以领先于价格指标，可能是由于抽样样本不足，以及煤矿价格调整周期的影响。 5月1日以后，各地各煤矿实行新的长协，使该价格指标失效。与价格相比，直接使用生产数据可能更好地反映短期需求变化（终端需求+补货需求）。

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长期合作煤炭优先保障供应，电力需求决定煤价启动时间

2.1实际日用电量偏低，但在夏季日用电量高的预期下，电厂从5月开始提前补水

在现有煤炭供应机制下，煤炭生产首先满足电力等长期合作需求。电力需求是动力煤的最大需求，占全部煤炭需求的60%，是煤炭需求的重要基石。因此，对电力等长期煤炭的需求决定了整体煤炭的启动时间，市场煤炭决定了价格弹性。长期保障供电的特点，保证用电高峰不会重蹈去年夏天的紧张局面。

多项学术研究表明，决定电力需求的因素包括：经济增长（GDP等、趋势）和气象因素（温度等、波动性、非线性）。在每年的电力需求中，只有12%的需求来自住宅用电，15%来自服务业，73%来自工业。然而，家庭用电量季节性波动很大。冬季和夏季，居民用电量可达总用电量的18%-20%。另一方面，随着风电、太阳能等新能源机组的增加，火电作为调峰手段，被动地受到其他新能源发电的影响。

因此，从实践的角度来看，火电需求的量化估算是困难的。事实上，它在CCTD跟踪主要省份的日常消费，并协助进行短期的温度和天气预报的主观预测。为应对可能出现的缺煤风险，自2021年9月起，电厂侧煤炭消费最低天数也受到政策约束。因此，火电需求的影响因素除了当前日用电量、预计下月日用电量、政策可用天数之外。

2022年5月CCTD25个省份火电日用电量显示，受疫情影响和出口订单下降，火电日用电量同比下降8%。随着6月初气温逐渐回升以及多地疫情好转带来的集中复工复产，6-7月电力需求将持续回暖。在电厂提前补货的作用下，市场煤炭供应逐渐趋紧。

2.2内蒙古保障供应和核心产能提升，谨防旺季产能瓶颈

但需要警惕的是，2021-2022年，供应保障增加主要集中在内蒙古鄂尔多斯。产能端能否匹配旺季供应端的有效产出，值得警惕。 2021-2022年，内蒙古将重点增加产能，为中长期合同进口煤炭提供应急支持。自上而下拆解任务，全国煤炭日产量将达到1260万吨，全年总量比2021年增加4.5亿吨。其中，内蒙古日产量目标达到3.9百万吨，比2021年全年增加1.6亿吨。内蒙古1.6亿吨增产几乎全部集中在鄂尔多斯。鄂尔多斯2021年日均产量为200万吨，2022年下半年的生产目标要求达到290万吨。

根据2021-2022年新增矿山计算，新增产能的50%以上为内蒙古露天矿山。假设内蒙古核电增能全面实施，到2022年底，内蒙古煤炭产能有望达到13.1亿吨，超过山西成为第一大产煤省在中国。内蒙古产能占全国总产能的比重预计将从2020年的26​​%提高到2022年的29%。2021年鄂尔多斯煤炭总产量约7.1亿吨，其中地方消化1.5亿吨，出境运输5.6亿吨（3.1亿吨铁路，3.1亿吨煤炭）@2.1 亿吨道路）。假设鄂尔多斯地区的产量按计划实施，2022年出境出货量将激增28%至7.2亿吨。

因此，内蒙古特别是鄂尔多斯地区的产量能否完全释放，决定了增产目标的比重。长煤协履约率推进后，电厂普遍反映运力紧张。受疫情影响，煤炭运输更多依赖火运。因此，在全国50%的增产集中在鄂尔多斯的政策背景下，运力可能成为潜在制约因素。二季度以来，受天气和疫情影响，下游电厂库存持续上升。如果7-8月夏季日用电量涨幅超过预期，是否存在短期产能瓶颈值得谨慎。

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非电力需求：成本传导率决定煤炭市场上限

电力需求占煤炭总需求的绝对大部分。在短期产能相对刚性的背景下，日用电量和电厂补库节奏决定了市场可用煤供应量。 2022年以来，全市场仍在延续补货周期，终端整体库存并未完全恢复到2021年前水平。市场煤炭供应不稳定，全社会库存不高，这使得市场上的煤炭价格呈现出易涨低跌的趋势。

另一方面，与2021年不同的是，经过1-2个季度的环比回升，非电力行业原材料安全库存已经建立。在煤炭供需阶段性吃紧的情况下，为了维持生产，维持原材料的损失不大。市场煤价的上限更多地取决于终端产品的供需和生产利润。因此，本文第二部分将详细分解非电力需求和煤炭消费，并通过跟踪下游生产利润来衡量市场煤炭的价格弹性。

以2021年数据为例，全国动力煤需求总量约37亿吨，其中电力需求22.6亿吨，占比62%，非电力需求为14亿吨。在非电力需求中，除供热用煤约3亿吨外，其余11亿吨分散。其中，2021年建材、煤化工、冶金等用煤量约3亿吨，以电解铝为主的冶炼行业用煤量约1.6亿吨，民用和其他行业的煤炭消耗量约为1. @2.6亿吨。

由于非电力需求非常分散生产石灰1吨要多少煤，很难跟踪其需求、库存和利润。本文以其子行业内的连续可跟踪子行业为代表，跟踪其产量、利润和价格可接受性。

3.1建材行业：以水泥熟料为代表指标

在建材行业，主要用煤行业涉及水泥、瓷砖、墙体、玻璃、石灰等，其中水泥煤占建材用煤的63%，而其他瓷砖，石灰等由于生产和启动数据的不连续性而不连续。这里直接用煤做水泥熟料/相当于全样的63%推回。

2022年以来，受房地产需求拖累和疫情影响，水泥需求一直徘徊在-10%~-15%。在华东、华南等主要消费地区，水泥熟料价格从年初的470元/吨和420元/吨继续下跌至360元/吨和350元/吨。与维持盈亏平衡的最大煤控相对应，从2-3月的1370元/吨降至6月初的800元/吨。即5月底市场煤价1200-1300元/吨，水泥熟料企业亏损50-60元/吨。

与2021年9-10月相比，虽然当时港口煤炭价格高达2400元/吨，但华南地区水泥熟料价格当时最高达到550元/吨，对应最高煤炭限额3000元/吨。 2022年以来，非电需求持续疲软，企业主动压成品价去库存，承担煤价的能力逐渐减弱。

3.2煤化工：以甲醇为代表指标

煤化工也是非动力用煤大户。但煤化工行业整体相对分散，工艺和终端产品差异化程度高，难以全面描述整个产业链的利润。根据2021年产销数据，煤化工用煤主要集中在甲醇、合成氨、电石和煤制烯烃等领域。其中，甲醇是最重要的中间产品，其煤价传导能力在产业链中最为重要。因此，本文根据甲醇行业的产量和利润，简单追踪煤化工行业可接受的煤价上限。

相对于建材等其他行业需求疲软，2021-2022年以来煤化工行业煤炭消费持续保持正增长。以甲醇、合成氨、电石、煤制烯烃的煤耗系数计算，2021年煤化工总需求量约3亿吨，同比增加7. 3%。 2022年1-5月，煤化工煤炭消费量将继续增长8%左右。

从价格弹性来看，除今年9-10月外生产石灰1吨要多少煤，2000+以上的煤价一度造成甲醇大跌。 2021年以来，甲醇行业整体保持微利。 2022年3月，华东地区甲醇年度最高价为3300元/吨，对应煤炭最高可接受价格上限1550元/吨。 6月初，华东地区甲醇价格为2800元/吨，对应煤炭最高价格上限1320元/吨，与港口实际动力煤价格相当。

3.3 有色冶炼行业：以电解铝为指标

电解铝是耗电大户，每吨电解铝需用电13500kWh。但电解铝的其他原材料，如氧化铝，则长期产能过剩，价格偏低。因此，电费几乎决定了电解铝的总生产成本。现有电解铝产能约63%为自备电厂，而这部分煤炭需求属于有色冶炼。

2021年，受电力产能和疫情限制，电解铝替代产能将暂停生产。 2021年电解铝产量3851万吨，自备电厂应用煤需求量1.56亿吨，较2020年增长4.5%。 2022年1-4月电解铝产量同比小幅下降1.4%。

在盈利能力方面，电解铝行业近两年受全球能源紧缺的影响，整体产能受限，短期利润继续维持1000元/元以上的高位吨。电解铝行业盈利能力高，对煤价的边际容忍度非常高。从自备电厂的利润来看，自2021年以来，仅在2021年9-10月煤价一度突破2000元/吨时，自备铝厂就出现了亏损。 2022年以来，电解铝价格一直维持在2万元/吨左右，对应市场最高可接受煤价1900元/吨左右。

3.4 黑色冶炼业：以钢铁为代表

冶金煤主要包括烧结和喷射。这里我们根据生铁产量粗略估算冶金煤消耗量。 2021年全年，钢厂累计使用冶金煤2.8亿吨，比2020年减少3.7%。考虑到终端房地产、制造业等。面临下降趋势，叠加“粗钢产量水平控制”等限产政策。 Pig iron production is likely to have peaked in 2020 and will continue to decline slightly in the future. Since 2022, pig iron production has recovered slightly, with output falling by about 5% year-on-year from January to April. However, the downstream continued to be weak, steel prices were weak and stable, and the profits of steel mills turned to a small loss since mid-to-late May.

In terms of price elasticity, since the coal for injection and sintering accounts for a relatively low proportion of the raw material cost of all steel mills, separate calculation is of little significance to the price elasticity of thermal coal. Here only its coal consumption and steel mill production profits are sorted out.

3.5The acceptable cost curve of the maximum coal price for non-electricity has shifted downward

To sum up, we comprehensively describe the coal consumption of non-power enterprises and their production profits to test the upward pressure on the market coal rise. Among them, cement and other building materials and coal chemical industry are most sensitive to coal price raw materials due to the high proportion of coal cost in their total cost and the meager product profit. Electricity costs for non-ferrous smelting such as electrolytic aluminum account for a relatively high proportion, but due to its high profitability, it is on the far right of the acceptability of coal prices; while for black smelting industries such as steel mills, coal energy accounts for a relatively low proportion, and its price is sensitive to changes in its actual production demand. Not much.

We track the maximum acceptable coal price cap for different non-power downstream breakevens on a monthly basis based on major non-power downstream production and profits. It can be seen that with the weakening of terminal demand for real estate, manufacturing, and exports, the upper limit of the maximum coal price acceptable to the non-power industry has been lowered. In March 2022, the upper limit of acceptable coal prices such as methanol and cement is about 1,500 yuan/ton, the highest coal price at ports in the month is 1,750 yuan/ton, and the monthly average price is about 1,750 yuan/ton; in early June 2022, the price of cement clinker will be greatly reduced , the upper limit of the acceptable coal price corresponding to the break-even point is less than 900 yuan / ton. The upper limit of the coal price corresponding to methanol was moved down to 1,300 yuan/ton. At the beginning of the month, the coal price of the port 5500K market was 1300-1350 yuan / ton, and the downstream acceptance capacity was not high.

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结论：

To sum up, this paper mainly discusses two issues. One is why the market coal price has remained firm since the beginning of the year under the pattern of continuous loose coal supply and declining demand growth. Second, given the overall tight coal market, what is the elasticity of the market coal price?

There are three main reasons why the market coal price is easy to rise and hard to fall: 1）, the double-track system of volume and price that the coal price is gradually clarified, causing more supply to flow to the long-term power association, and the supply of non-power parts passively shrinks ;2）, the coal supply structure problem, the policy increase production only requires absolute quantity, resulting in more low-calorie coal and high-calorie coal structural tension; 3）The whole society’s coal replenishment cycle supports the overall demand quantity.

Market coal price elasticity depends on the ability to undertake non-electricity demand. We use cement clinker, methanol, electrolytic aluminum, and steel to represent industries such as building materials, coal chemical industry, and metallurgy. On the whole, from September to October last year, coal prices above RMB 2,000/ton almost broke down all downstream cost lines. Since 2022, weak end demand from the non-power industry has led to a downward shift in the upper limit of the maximum coal price that it can accept. In March, the upper limit of the highest acceptable coal price for non-electricity power was about 1,500 yuan/ton, which was lowered to 1,300 yuan/ton in June. Considering that the demand for industrial products is unlikely to improve during the year, on the premise that the daily power consumption does not increase beyond expectations, we expect that the market coal price will hardly exceed 1,500 yuan/ton this year.

In the long run, as the total coal supply and demand continues to loosen, the downstream terminal will strengthen its ability to actively adjust after completing the implicit replenishment. It is expected that the elasticity of coal prices will be increasingly suppressed. In the short term, the current upward support for coal prices lies in power plants replenishing storage during peak summer, and how the trend will actually enter the summer from July to August depends on the actual daily consumption at that time. On the other hand, since June, some pit coal prices have once again exceeded the policy upper limit, and the risk of policy regulation also requires vigilance.

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