9月煤炭市场运行分析与展望

　　一、9月煤价走势
　　9月份，动力煤和炼焦煤价格双双继续上涨。
　　动力煤方面，9月坑口和港口动力煤价格均继续大幅上涨。9月30日，大同南郊5500大卡（S0.8）动力煤和鄂尔多斯伊旗5500大卡（S0.5）动力煤坑口含税价分别为1430元/吨和1260元/吨，与8月底相比，前者每吨上涨约520元，后者每吨上涨约385元。9月30日，环渤海5500大卡和5000大卡市场煤价格分别约为1700元/吨和1550元/吨，与8月底相比，前者每吨上涨600元左右，后者每吨上涨550元左右。
　　炼焦煤方面，国产和进口炼焦煤价格也均继续大幅上涨。9月30日，柳林低硫主焦煤（S0.7）和灵石高硫肥煤（S1.8）出厂含税价分别为4400元/吨和3300元/吨左右，与8月底相比，前者每吨上涨约900元，后者每吨上涨约850元。9月30日，蒙古5号进口炼焦煤金泉工业园出厂含税价报3600元/吨，较8月底上涨700元/吨；北方港口进口低挥发主焦煤和中挥发主焦煤到岸价分别报586美元/吨和503美元/吨，与8月底相比，每吨分别上涨156美元和107美元。
　　二、煤价上涨原因分析
　　9月份动力煤价格之所以继续大幅上涨，原因主要有以下几点。
　　第一，煤炭增产效果迟迟不及预期，主产区动力煤产量回升缓慢。国家统计局数据显示，8月全国完成原煤产量3.35亿吨，同比增长0.8%，其中内蒙古和陕西两大主产区分别完成8158万吨和5884万吨，较7月均有不同程度回升，但同比仍分别下降1.1%和3.7%。进入9月之后，相关保供政策进一步发力，但受煤矿安全事故影响，主产区原煤产量仍然受限。数据显示，9月核心主产区鄂尔多斯煤矿日均原煤产量193.6万吨，较8月日均产量不增反减0.9万吨。
　　第二，动力煤进口增长受限，且以低卡印尼煤为主，而印尼煤炭出口价格持续上涨，导致进口煤成本不断攀升，反过来对国内煤价形成一定支撑。海关数据显示，8月份我国实现煤炭进口2805万吨，较7月减少213万吨，其中，进口动力煤2337万吨，同比增加304万吨。分国别看，7月自印尼进口动力煤1714万吨，较7月减少197万吨，印尼煤占动力煤进口总量的比重上升至73.3%，较去年同期提高19.6个百分点。因为澳煤进口受限，同时国际市场需求整体较好，可供我国进口的增量资源不多，只能努力采购更多印尼煤，而中国采购需求增加很容易拉动印尼煤价上涨。数据显示，9月前四周，印尼煤炭出口价格继续大幅上涨，3800大卡和4600大卡FOB价分别上涨18.2美元和25.1美元。这导致我国进口煤成本继续攀升，反过来也继续对国内煤价形成一定支撑。
　　第三，9月发电用煤需求回落幅度较小，同比增幅再度扩大。进入9月，虽然动力煤需求季节性回落，而且多地加强了能耗双控，部分行业用电需求被限制，但是，受气温整体高于往年同期、制造业用电需求较好以及清洁能源发电偏弱等多种因素影响，电煤需求回落幅度却相对较小，电煤消耗同比增幅再度扩大。数据显示，9月1日-23日，全国重点燃煤电厂累计消耗原煤1.0.4亿吨，同比增长16.6%，同比增幅较8月份扩大近10个百分点；9月份沿海8省电煤日耗198万吨，较8月份日耗减少约18万吨，但较去年同期日耗增加超35万吨，增幅达21.7%，较8月同比增幅扩大11.4个百分点；9月份内陆17省电煤日耗308万吨，较8月份日耗减少约18万吨，但较去年同期日耗增加超35万吨，增幅达21.7%，较8月同比增幅扩大11.4个百分点。
　　第四，供需偏紧，各环节动力煤库存回升乏力，再加上部分区域冬储备煤需求启动，市场供需愈显紧张，市场情绪高涨，导致煤价持续上涨。数据显示，截至9月23日，全国重点电厂电煤库存合计4992万吨，较8月末减少378万吨，较去年同期偏低3908万吨，同比减量较8月底扩大680万吨；9月底，包括沿海、沿江主要港口以及沿海电厂在内的沿海中下游库存合计约为5161万吨，较8月底进一步减少约400万吨。9月，重点电厂、沿海港口以及电厂动力煤库存整体仍在下降，主产区坑口及站台动力煤库存也处于低位，而此时，东北区域已经必须要开始取暖备煤，这导致动力煤市场供需持续紧张，煤价不断上涨。
　　9月炼焦煤价格继续快速上涨主要是受以下几方面因素影响。
　　首先，国内方面，焦煤、肥煤产量继续受限。今年主产区煤矿超产管控整体较严，山西、内蒙部分具有代表性的生产焦煤、肥煤、1/3焦煤等强粘煤的露天矿因限制超产，其实际产量继续受限。
　　其次，进口炼焦煤继续受限。8月份我国进口炼焦煤468万吨，同比减少249万吨，下降34.7%，其中澳洲炼焦煤延续零进口。进入9月，澳煤继续延续零进口；受蒙古疫情影响，甘其毛都口岸进车数仍然明显偏低，9月全月累计进煤3135车，较8月份仅增加218车，月进口量还是30多万吨，远低于正常水平。即便美国、加拿大、俄罗斯炼焦煤进口量有所增加，但是，在澳大利亚和蒙古两大主要炼焦煤尤其是主焦煤进口来源国进口均继续受限的情况下，9月炼焦煤进口总量回升空间也会十分有限。
　　再次，焦炭持续保持盈利状态，炼焦煤需求整体较好。进入9月份，因焦炭需求良好，焦炭库存整体处于偏低状态，焦炭价格进一步上涨后趋稳，多数焦化企业盈利情况良好。良好的盈利状态导致多数焦企炼焦煤采购积极性较好，本来焦煤供需就仍然相对偏紧，再加上焦煤库存整体也处于偏低状态，下游用户的采购需求不断刺激焦煤价格进一步上涨。
　　三、10月煤市展望
　　供给方面： 预计国内动力煤供给会进一步增加，炼焦煤供给增长空间较小。今年以来，国内煤炭整体供需持续紧张，夏季高峰过后，全社会动力煤库存已经处于多年低位，9月份动力煤库存整体也未见明显回升。进入10月，东北及北方部分地区已经陆续启动供暖，而很多电厂电煤库存水平仍然偏低，留给发电和供热企业补库的时间已经不多，动力煤供需形势非常严峻。9月下旬，国家发改委组织召开发电供热用煤中长期合同全覆盖保障专题工作会议，将保供任务下达给了山西、内蒙古、陕西等主产省区。从了解的情况来看，内蒙古承担5300万吨点对点保供任务，这些量有很大一部分最终将来自各个煤矿的超产量。因此，预计随着保供政策落地，10月国内动力煤供给将会进一步增加。对于炼焦煤尤其是对于优质焦煤、肥煤等强粘煤来说，本身资源就相对有限，而且主要集中在山西，煤矿资源条件大多不如动力煤矿井，短期供应增长空间应该不大。
　　进口方面： 动力煤进口增长空间不大，而且进口煤价格坚挺，炼焦煤进口增长主要看蒙古进口煤通关情况。去年四季度开始，来自澳大利亚的进口煤基本消失，印尼成为我国最主要的煤炭进口来源国，今年8月份印尼煤占我国动力煤进口总量的比重上升至73%以上。因我国对印尼煤进口需求旺盛，而且印尼国内煤炭需求也不错，印度对印尼低卡煤需求也不错，可卖给中国的增量并不多，中国买家的采购很容易拉动印尼煤价格上涨。目前印尼4600大卡进口煤到岸完税成本已经上涨至1250元/吨左右，折算5500大卡进口成本已经接近1500元/吨。如果国内煤价出现走弱迹象，国内买家减少印尼煤采购，可能导致后期动力煤进口量下降。对于炼焦煤来说，澳煤进口继续受限，加拿大、美国等可供进口的增量资源不多，俄罗斯煤质量不好也不多，主要还是看蒙古焦煤进口情况。目前，每天甘其毛都蒙煤进车数也就200车左右，仍然处于低位。
　　需求方面：动力煤整体尚处于消耗淡季，但下游发电供热用户补库需求强烈，炼焦煤受部分区域钢厂、焦化限产影响，消耗会受到一定限制，但焦化厂炼焦煤库存，尤其是主焦煤库存偏低，预计焦化厂采购需求难以明显减弱。对于动力煤来说，进入10月之后，随着气温进一步下降，华东、华南地区消暑降温用电需求或将明显回落，全社会用电量也将进一步季节性回落，电厂电煤日耗将处于季节性低位。但是，目前各个区域电厂电煤库存整体普遍偏低，在冬季用煤高峰到来之前，留给电厂的补库时间也就一个多月了，电厂必须要抓住这一个多月时间努力提高电煤库存水平。因此，虽然动力煤消耗处于淡季，以发电供热企业为代表的下游用户，补库采购需求应该会比较好，这将继续对煤价形成支撑。对于炼焦煤来说，目前焦化利润还不错，吨焦利润低的也有300-400元，再加上今年化产副产品利润贡献相对较高，如果不是因为缺煤或者政策要求，焦化厂不会主动限产。而且焦化厂炼焦煤尤其是主焦煤、肥煤等强粘煤仍有一定补库压力，短期炼焦煤采购需求也看不到明显转弱。
　　价格方面： 动力煤和炼焦煤价格均可能继续维持高位。对于动力煤来说，虽然保供将带动供应进一步增加，而需求处于季节性低点，但目前各环节库存整体处于偏低水平，而且进口煤价格不断上涨，不断抬高国内煤价底部，在动力煤供需紧张局面真正缓解之前，国内煤价均可能继续维持高位。对于炼焦煤来说，在国内炼焦煤产量增长有限，进口煤因种种原因仍然受限，如果需求不出现持续快速下滑，短期供需偏紧局面很难彻底扭转，再加上目前全社会炼焦煤库存也处于很低水平，尤其是焦煤等强粘煤库存很低，预计短期炼焦煤价格也将继续维持高位。