四季度动力煤价格将高位运行

当前，内蒙古煤管票影响逐渐显现，产地库存持续偏低，夏季用煤高峰期进口煤也未增发额度，夏季过后，往年的淡季累库并未发生，港口库存相对中性。

近期，动力煤期现价格持续上行，均已步入600元/吨以上的红色区间。

内蒙古陕西“一减一增”

内蒙古全年大部分时间受到煤管票的制约，产能难以充分发挥。年初煤炭企业积极响应复工复产要求，全力保供，三、四月份内蒙古煤炭产量超过8500万吨。此后“倒查二十年”及遏制超能力生产等政策影响逐渐显现，内蒙古煤炭产量大幅回落。

所谓“倒查二十年”，源自于2月28日内蒙古自治区纪委监委发布的《关于在自治区煤炭资源领域违规违法问题专项整治工作中受理信访举报的公告》，即日起开始全面受理反映党组织和党员、干部以及监察对象自2000年以来在煤炭资源领域涉嫌违纪或者职务违法、职务犯罪问题的信访举报。涉煤反腐倒查时间跨度二十年之久。同时，自5月开始，鄂尔多斯地区加大力度遏制煤矿超能力生产，严格按照核定产能按月发放煤管票。

受此影响，内蒙古煤炭产量明显下降，5月同比降幅12.9%。即使在7、8月用煤高峰期，也并未增发额度。1—8月内蒙古原煤产量累计6.34亿吨，同比下降10.4%。目前鄂尔多斯地区煤炭企业开工率只有67%，低于去年同期的72%。预计四季度政策放松难度较大，内蒙古月产量仍将维持在8000万—8500万吨水平，四季度减量2600万—2800万吨。

在此情况下，北方港口库存中煤种结构矛盾突出，低硫高热值煤紧缺，报价持续升水，而这一煤种与盘面基准交割品较为贴近。

1—8月陕西累计产煤4.29亿吨，同比增加4700万吨，增长11.8%。由于基数较低，今年看似增长实际是恢复到正常水平。目前榆林等地生产亦受到一定限制，四季度即使回到常态，勉强能抵偿内蒙古减量部分。山西因国有大矿较多，产量相对平稳，1—8月累计产量6.76亿吨，增长4.1%，后期也是以稳为主，略有增加。

全国1—8月原煤产量累计24.5亿吨，累计同比降0.1%。预计全年产量略增长，难以实现大幅放量。

煤炭进口依然受限

年初开始，煤炭进口就开始严格执行进口额度管理及严禁异地报关。进口煤除了1、2月通关量较大之外，一直呈现偏紧态势，特别是5月之后，同比大幅回落。8月我国进口煤及褐煤2066万吨，同比减少37%。1—8月累计进口22075万吨，累计同比增加0.2%。

在进口“平控”目标下，假定全年进口总量按照2017年的2.7亿吨执行。那么9—12月剩余额度约5000万吨，月均仅1250万吨，同比去年同期的月均约2000万吨的进口量，每个月要减少750万吨，减幅达37.5%。这对于华南、华东电厂来说，存在较大缺口，如未来仍不放开，这部分用煤需求都将转化为对国内下水煤的采购，在冬季用煤高峰期，无疑会加大环渤海港下水煤的供应压力。

随着北方港口煤价不断上涨，关于放开进口煤的传闻持续不断。市场传闻10月将对部分港口9月1日之前到港、尚未通关的进口煤陆续办理通关手续，数量约150万吨。此前也传闻针对东北地区终端企业冬季保供需求给予1000万吨的定向进口煤额度。相关部委于9月25—27日赴东北地区落实保供措施，再次引发市场对于进口煤政策的关注和猜测。

进口煤与期货价差也随着进口放开预期增强而略有回归，从最大235元/吨缩窄到日前205元/吨。

下游需求逐渐恢复

8月国内制造业PMI指数为51，连续6个月处于荣枯分界线上方。其中，新订单指数为52，创3月以来新高；生产经营活动预期58.6，创今年以来新高，显示向好预期明确。8月，工业增加值同比增速5.6%，前值4.8%，去年同期4.4%。其中，采矿业、公用事业增速加快。1—8月，固定资产投资增速-0.3%，前值-1.6%。其中，地产、基建投资保持强劲增长，制造业投资缓慢恢复。房地产销售继续强劲回升，单月增速达13.7%；地产投资当月增速为11.8%，新开工单月增速放缓，为2.4%（前值11.3%）；房企资金来源充裕，地产总体保持高增长。8月，社消零售同比增速0.5%，前值-1.1%，增速在疫情后首次转正，消费恢复速度有加快迹象。其中，可选品增速提升，必选品增速趋稳。

从主要耗煤行业产量增速来看，均已恢复增长。1—8月，我国粗钢产量68888万吨，同比上涨3.7%；生铁产量58940万吨，同比上涨3.4%；平板玻璃产量62308万重箱，同比上涨1%。四季度房地产、基建领域的恢复速度仍值得期待。

企业采购时间提前

今夏我国气候状况总体偏差，极端天气偏多。6月以来，南方大部分地区暴雨较常年同期偏多偏早。全国多地大范围强降雨天气一度使得市场对于水电增发寄予厚望，降低火电增速预期。其实降雨能否转化为水电，降雨时间、降雨集中分布区域都很重要。如降雨集中在7、8月，防洪压力下库区会早早泄洪以预留安全水位，降雨难以转化为电力。另外，6月以来的大范围降雨天气集中在安徽、江西、江苏等长江下游地区，缺少势能高度同样难以有效转化为水电，因此不能将降雨增多视同为水电增加。

年初西南地区干旱严重，1—5月水电单月发电量均呈同比负增长，直到6月增速才转正，尽管7、8月达到超高发电量，但1—8月水电累计发电7634亿千瓦时，同比仍回落2.3%。目前三峡出库流量、水头高度均已回落，预计9—12月水电也将回到常态化水平，四季度用电需求仍需靠火电来满足。

另一方面，火电有望持续恢复增长。与地产、基建恢复相吻合的是用电量数据的快速恢复。8月全社会用电量显著增长，同比增幅高达7.7%，为今年以来单月最高增速。1—8月累计增长0.5%，为今年来首次转正。今年7、8月连续两个月水电发电量超过1400亿千瓦时，为历史最高单月水电发电量，水电优先上网本应挤占大量火电份额，但因需求强劲，8月我国火电发电量仍实现了同比6.2%的增长。我们预估全年火电增幅为1%。

伴随着地产、基建的恢复，在以内循环为主体、国内国际双循环相互促进的新格局下，未来用电量及煤炭需求有望持续增长。四季度煤炭需求仍将保持较高水平。

我国煤炭供应的两个来源国内下水煤、进口煤都呈收缩态势。5月以来内蒙古地区持续减量，产能难以充分释放，使得坑口、集运站库存偏低，坑口煤价维持高位，贸易商发运意愿降低。环渤海港口库存相对中性，煤种结构问题突出，低硫高热值煤炭稀缺，贸易商有捂盘心理，一旦需求集中释放，价格上涨速度较快。目前港口5500大卡动力煤主流报价595—605元/吨，5000大卡主流报价535—545元/吨。后期增量将来自于陕西和山西，现有管控之下，内蒙古产能难以恢复。

进口方面，全年严控总量，严禁异地报关，终端企业心态逐渐发生变化。不少终端企业四季度已经没有额度，或者所剩不多，在额度增发前，留给企业备货的时间较为有限，部分企业不得不做两手准备，采购节奏较往年提前。

煤价进入四部委联合制定的红色区间（600元/吨以上）后，政策调控预期加强。以何种形式实现保供、增量如何是市场猜测的焦点。内循环经济结构下，大量放开进口不符合当前宏观环境，倘若不放开，仅凭国内煤企增产实现保供，留给企业累库的时间较短，叠加冬季用煤高峰期到来，运力能否保障值得关注。当前环渤海港口、重点电厂没有出现明显的累库迹象，距离北方供暖季开始仅有一个半月时间，随着冬季用煤需求增加，一旦遇到雨雪天气影响运力，供应偏紧引发煤价短期波动性增大问题突出。

总体来看，动力煤全年供需总体平衡，季节性矛盾突出。随着时间推移，冬季用煤需求是实实在在的。在供应偏紧的前提下，四季度动力煤价格大概率维持高位。