市场行情

学刚看市环渤海地区现货动力煤价格平稳运行

从“CCTD 环渤海动力煤现货参考价”发布的日度价格运行情况看（见附图1），近期环渤海地区现货动力煤价格保持平稳运行。

分析认为，尽管北方港口动力煤市场运行的环境有所好转，但是由于下游消费企业和贸易企业的采购热情不足，致使港口现货动力煤价格缺乏上涨动力。

第一，沿海沿江省份电煤消费快速增加，但采购需求不及预期。一方面，来自官方的消息表明，进入8月份之后，主要受持续高温晴热天气导致降温用电负荷快速增长的影响，全国日发电量和统调用电负荷连创历史新高。截至8月17日，华东、西南2个区域电网以及天津、山东、上海、江苏、浙江、安徽、湖北、湖南、江西、陕西、四川、重庆等12个省级电网负荷累计30 次创历史新高。受上述多个沿海沿江省份用电需求快速增加推动，沿海沿江地区火电产量及其电煤日耗迅速升高（见附图2；图中数据为江苏、浙江、安徽、湖南、湖北和江西等6省部分燃煤电厂的电煤日耗情况），促使下游消费企业或贸易企业针对北方港口的动力煤采购热情升温，其直接体现是中国沿海煤炭运价综合指数进入8月份之后呈现持续上涨态势。

另一方面，从近期北方四港（秦皇岛港、曹妃甸港、京唐港和黄骅港，下同）的锚地待装煤炭船舶数量看（见附图3），尽管从8月下旬的后半段时间开始有所增加，但是仍然明显低于5月中旬至7月上旬的较好水平，表明下游消费企业的动力煤采购需求并未恢复到高位状态，沿海沿江地区发电企业的电煤采购积极性和采购数量低于预期，给北方港口现货煤价带来的上涨动力不足。

第二，北方主要港口的煤炭库存有所减少，但是仍然处于高位。统计表明，尽管8月17日大秦线发生重车脱轨事故影响了铁路煤炭发运的到港数量，致使北方四港的动力煤库存因为此次意外事故而明显减少，但是从目前的库存水平上看（见附图4），仍然处于2020年以来的较高水平，未能对煤炭供应产生根本性影响，面对已经进入夏季消费高峰末期的动力煤消费需求，不足以动摇动力煤市场的供求关系或提振消费企业的采购积极性。

第三，部分沿海沿江地区发电企业的电煤库存处于高位。从来自沿海沿江地区接卸港口和6个省部分燃煤电厂的电煤库存情况看（见附图5），尽管8月中旬以来下游中转和接卸港口以及部分发电企业的电煤库存有所下降，但是仍然处于2020年以来的高位水平，这一局面对下游发电企业和贸易企业的电煤采购积极性产生抑制作用。

第四，高温天气及电煤高日耗已经进入尾声。一方面，8月下旬之后，从北方到南方高温酷暑天气将逐渐消退，降温用电负荷将随之下降，火电产量及其电煤消费也将确定性减少，电煤消费高峰不具可持续性，这应该是近期发电企业动力煤采购积极性不高的原因之一；另一方面，有数据显示，7月份三峡的水电发电量为155.4亿kWh，同比增幅达到了22.1%，而且从近期三峡水库的出入库流量看，预计8月份其水电发电量仍然有望实现近20%的高速增长局面，由此推断，随着各地降温用电负荷的减少，全国范围内水电产量对相关地区火电生产的“挤出”效应会进一步增强，包括沿江沿海地区的电煤消费将受到冲击。

下游需求缓慢转好 今夏煤市“旺季不旺”

华东、华南地区部分用户存煤下降较快，叠加港口煤价触底。由于市场煤有一定的价格优势，下游需求有所释放，部分用户存在抄底心里，整体需求量较前期有所增加。此外，部分避风船舶陆续到达环渤海港口装货，促使北方港口下锚船数量有所增多，沿海煤炭需求逐渐转好。

1.部分用户开始抄底

前周，煤炭市场逐渐看稳，煤价触底企稳。环渤海港口方面，市场看涨情绪有所升温，低硫煤报价保持坚挺，高硫煤种按指数小幅下浮出货，港口询货和采购以低硫煤种为主。此外，华南地区部分用户存煤下降较快，叠加港口煤价触底。由于市场煤有一定价格优势，下游需求有所释放，部分用户存在抄底心里，整体需求量较前期有所增加。此外，部分避风船舶陆续到达环渤海港口装货，促使北方港口下锚船数量有所增多。截至目前，黄骅港和秦皇岛港下锚船合计已经达到84艘，较一周前增加了2倍。

产地方面，坑口市场表现逐步走强，主产地供应略显紧张，陕蒙地区煤矿涨价范围有所扩大，内蒙古地区有的煤矿获得部分煤管票，产能有所释放，但整体煤管票仍然偏紧，煤价出现5～10 元/t 不等的上涨。受煤管票、强降雨以及露天矿严查等因素影响，煤炭主产地生产受限，坑口煤价探涨；恶劣天气加上煤管票管控等不确定因素叠加，部分产地煤价已经开始上涨步伐，本周将延续良好态势。

需求逐渐转好，给港口煤炭价格带来强大支撑。一方面，临近09 合约交割，且09 当前持仓量较大，大约有100 万t 左右，而港口有效交割资源有限。受煤价倒挂影响，贸易商发运积极性下降，优质市场煤到港数量不足，在一定程度上推动煤价保持坚挺；另一方面，末伏是8月15-24 日，但立秋后又有“秋后一伏”之说，秋老虎一旦发威，立秋后还有一段时间是酷热天气，预计南方大范围的高温天气会持续到本周末，甚至下周，“闷蒸”模式下煤炭消耗将增加。华东、华南沿海地区将继续维持高温，用电负荷继续保持高位，继续增加库存消耗数量，下游电厂招标需求或将有所释放。预计北方港口市场继续转好。

尽管大秦线春季检修结束已过去两个半月之久，但由于复工复产加快，下游需求看好，港口运输畅通，环渤海港口存煤保持在中位水平。截至目前，秦皇岛、京唐港、曹妃甸三大港口群合计存煤21723 万t，较5月31 日增加了560 万t，但较2019年同期减少156万t。因大秦线事故原因，造成秦皇岛港、京唐港存煤出现快速下降。而到港拉煤船舶已经明显增多，港口调出数量增加，两大港口不可避免的出现存煤下降现象，在一定程度上支撑煤价保持坚挺，甚至小幅上扬。

2.掉道事故助推煤价保持坚挺

8月17日，大秦线下庄站站内发生重车掉道事故，大秦线全线关闭，大同站与北京局配合，正在全力进行救援。目前，重车无法进入港口，空车也排不出去。8月18 日，大秦线铁轨更换完毕，故障排除，但是收尾工作尚未结束。由于列车调度、通讯、车皮供应、站内技术作业等，需要一段时间恢复。再加上北方地区突降大雨，涉及到汛期安全隐患排查、线路检查，造成全线运输未完全恢复，港口空车不能及时排出去，矿站装好的重车不能及时发出。8月19日上午，秦皇岛港翻车机房外的空车陆续排出；8月19 日夜里，“大秦线—秦皇岛港”运输通道已经全线恢复，此次事故共影响港口卸车长达34个小时，秦皇岛港和京唐港、曹妃甸港减少煤炭调进量约150万t。

尽管此次维修用了不到一昼夜就结束了，但由于抢修结束后还需要进行线路调度、重新安排，以及电气设备检查等辅助工作，需要花费时间。此外，即使全线恢复运行，大秦线车辆运行速度需要降下来一些，日运量恢复至正常水平还需要1～2d。所以，此次事故对煤炭运输还是有一定影响的。由于正赶上环渤海地区持续降雨，港口装船也受到影响，秦皇岛港、京唐港场存下降的并不明显。此次事故影响港口卸车作业一昼夜，而且即使维修结束，也会在恢复运输的前几天影响一定发运量，促使环渤海港口调进量锐减，存煤出现下降。在港口优质煤出现紧缺的情况下，可能会助推港口煤价出现小幅上扬。

从8月上旬煤炭市场情况来看，港口交易处于僵持状态，煤价保持稳定。期、现货市场参与者对市场看法分歧不小，部分贸易商基于港口低硫蒙煤交割资源出现结构性偏紧，后期有望带动现货价格上行，挺价较为强烈。但下游用户普遍认为库存高位、存煤可用天数高企，叠加外来电增加，纷纷询货压价，成交较少。

基于沿海地区持续高温、09 盘面强势、坑口煤炭价格止跌转涨，港口煤炭价格出现上涨苗头。而此时，发生的铁路事故势必会增加贸易商挺价决心。出于抄底心里，下游部分中小电厂开始派船拉运补库，秦皇岛港下锚船增至31艘。受沿海地区高温以及第二产业经济运行向好影响，近期沿海地区用电负荷不断创新高，沿海电厂日耗合计再次逼近70万t。从天气情况来看，预计沿海高温将延续至8月下旬，叠加期货等因素，近期市场维持稳中略强格局，预计港口煤价将借势出现小幅上扬。

大秦线事故造成短时间的港口调入量减少，但由于下游库存高位，上游发运也没有明显增量，供需双低之下，事故对煤炭市场影响较小。近期，高温作用下，电厂库存消化较快，重点电厂存煤下降，部分用户采购节奏加快，短期市场稳中略强。在环渤海港口，贸易商报价继续保持坚挺，而低硫优质煤实际成交维持指数上浮。从电厂实际招标情况来看，贸易商报价有所上浮，电厂接受价格也有所提高，市场逐渐向好的方向转化。值得关注的是，闷热天气已呈“强弩之末”趋势，立秋过后，天气影响下的高日耗逐渐消退，民用电将减弱，但在下游基建恢复的带动下，水泥、建材等行业需求增加，工业用电仍存在较大提升空间，尤其水泥行业对低硫晋北煤炭需求将增加，或将带动煤价上涨。

3.今夏煤市“旺季不旺”

夏季到来之后，煤炭运输并不繁忙，到港拉煤船舶不断减少，港口煤价没有出现大幅上涨。在7月份煤价出现倒写的“V”，先是上涨24 元/t，逼近红色区间600 元/t 之后又下跌了24 元/t。而进入8月份，煤价从576 元/t 开始下跌，直逼550 元/t，主要有以下原因。

电厂在夏季到来之前经过了积极存煤，在8月初，存煤普遍达到高位。全国统调电厂存煤1.24亿t，重点电厂存煤8950 万t，沿海六大电厂存煤超过1600万t。北方主要港口动力煤库存继续增加，环渤海十大运煤港口合计存煤2215 万t，处于中位偏高水平，与2019年同期港口存煤数接近。环渤海港口动力煤库存保持不断增加局面，库存对现货动力煤价格的消极影响逐渐增强，目前，存煤甚至高于2019年同期存煤。

而今年前期南方地区历史少见的大范围持续降雨，加之超长的梅雨季节，对动力煤市场的不利影响不小。使得南方地区出现“旺季不旺”。截至7月底，整体气温水平偏低。尽管进入8月份，降温用电负荷有所提高，但高度及其高位运行的持续性较差，降温用电需求低于预期。大范围降雨引发南方地区多省出现严重洪涝灾害，对当地工业生产、基建、施工等高耗能行业的运行造成冲击，相应减少了各行各业的用电需求。此外，水泥等高耗能行业错峰生产，减少了煤炭消耗，而部分地区旅游、餐饮、服务业尚未完全复工，使得第三产业耗电受到一定影响。国外疫情严重，对我国进出口贸易仍有一定影响，对第二产业也有一定影响。

今年夏季雨水大，使得水库来水情况迅速好转，包括长江中上游在内的水电生产持续发力，其中三峡水电站持续处于满发状态，压减了火电企业的上网指标，减少了电煤消费需求。促使江浙沪等地火电发电量处于低位徘徊，好不容易到了8月上旬，长三角地区电厂日耗有所恢复，但出现了存煤过高的问题，需要消耗高库存，造成煤炭市场迟迟没有好转。等到消耗差不多了，民用电负荷也下降了，夏季好行情可能就过去了。

8月份，高温天气范围扩大，全国各地范围均出现负荷创新高的情况，电煤消费增加，但电厂和中间环节仍处于高库存状态，煤电博弈状态下，长协煤兑现率高，电企继续压制现货煤的采购需求，今年夏季“旺季不旺”状态或将继续保持。

（慧民）

国家统计局：8月中旬全国煤炭价格涨跌平互现

国家统计局日前公布的数据显示，8月中旬全国煤炭价格涨跌平互现，不过涨跌幅度均较小。各煤种具体价格变化情况如下：

无烟煤（洗中块，挥发分≤8%）价格840元/t，较上期上涨5元/t，涨幅0.6%。

普通混煤（山西粉煤与块煤的混合煤，热值4500kcal/kg）价格445元/t，较上期上涨1.7元/t，涨幅0.4%。

山西大混（质量较好的混煤，热值5000kcal/kg）价格为495元/t，与上期持平。

山西优混（优质的混煤，热值5500kcal/kg）价格为545元/t，较上期上涨1.7元/t，涨幅0.3%。

大同混煤（大同产混煤，热值5800kcal/kg）价格为571.9元/t，较上期下跌1.4元/t，跌幅0.2%。

焦煤（主焦煤，含硫量<1%）价格为1270元/t，与上期持平。

数据显示，8月中旬全国焦煤价格继续维稳，无烟煤价格反弹上涨，动力煤价格走势不一，小幅波动。

7月份我国出口煤炭50万t 同比下降24.9%

海关总署公布的数据显示，2020 年7月份我国出口煤炭50 万t，同比下降24.9%，环比增长127.27%。

7月份煤炭出口额为5225 万美元，同比下降42.6%，环比增长81.61%。据此推算出口单价为104.5美元/t，同比下跌33.39美元/t，环比下跌26.27美元/t。

2020 年1-7月份，全国累计出口煤炭223 万t，同比下降38.6%；累计出口金额30700.7万美元，同比下降49.3%。

7月份我国出口焦炭39万t 同比下降19.3%

海关总署公布的数据显示，2020 年7月份我国出口焦炭39 万t，同比下降19.3%，环比增长25.81%。

7月份焦炭出口额为8390.2 万美元，同比下降32%，环比增长28.13%。据此推算出口单价为215.13 美元/t，同比下跌42.47 美元/t，环比上涨3.89美元/t。

2020 年1-7月份，全国累计出口焦炭215 万t，同比下降50.4%；累计出口金额为47486.1 万美元，同比下降62.2%。

7月份全国生产煤层气7.9亿m3 同比增长4.8%

国家统计局数据显示，7月份，全国规模以上工业企业生产煤层气7.9亿m3，同比增长4.8%；环比增加0.5亿m3，增幅为6.8%。

1-7月份，全国累计生产煤层气54.6亿m3，同比增长6.4%，与前6个月增幅持平。

我国煤层气资源巨大，约有36.8 万亿m3，居世界第三位，但各省（区）资源情况差异较大。山西省是煤层气主要富集区，资源条件最好，主要分布在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘。

7月份，山西省规模以上工业企业生产煤层气5.6 亿m3，同比增长4.2%，环比增长7.7%；1-7月份，山西省累计生产煤层气39.1 亿m3，同比增长6%，增幅较前6个月扩大0.3个百分点。

往年数据显示，2019 年全年，全国煤层气产量88.8亿m3，同比增长13.8%。其中，山西省煤层气产量64.1 亿m3，同比增长13.7%，占全国总产量的72.2%。

目前，我国非常规天然气处于稳步发展阶段，即将进入加速发展阶段，预计2030年天然气产量中非常规将占到一半。

8月中旬内蒙古动力煤坑口价格小幅上涨

内蒙古发改委消息，据各盟市上报的煤炭价格监测数据显示，2020年8月中旬，内蒙古动力煤坑口价格小幅上涨，电煤购进价格持平。

8月15 日，全区主产地动力煤平均坑口结算价格为234.93 元/t，与2020 年8月5 日相比（以下简称“环比”）略涨0.83%。

其中，东部地区褐煤平均坑口结算价格为218.01 元/t，环比上涨1.95%；鄂尔多斯动力煤平均坑口结算价格为275.00元/t，环比持平。

与2019年8月15日相比（以下简称“同比”），全区动力煤平均坑口结算价格上涨9.93%，其中，东部地区褐煤平均坑口价格同比上涨19.77%，鄂尔多斯动力煤平均坑口价格同比上涨1.85%。

8月15 日，全区电煤平均购进价格为211.67元/t，折算为标准煤（7000kcal/kg）后平均值为421.73元/t，环比均持平。

其中，东部地区电煤平均购进价格为213.45元/t，折算为标准煤后平均值为497.9 元/t，环比均持平；西部地区电煤平均购进价格为210.24 元/t，折算为标准煤后平均值为360.8 元/t，环比均持平。

另外，全区电煤平均购进价格同比上涨3.9%，其中，东部地区电煤购进价格同比上涨8.81%，西部地区电煤购进价格同比上涨0.22%。

1-7月份宁夏原煤产量4592.7万t 同比增长3.9%

宁夏统计局的数据显示，7月份，宁夏回族自治区规模以上工业原煤产量669.2 万t，同比增长5%，增速比6月份加快2.4个百分点。

1-7月份，全区规模以上工业原煤产量4592.7万t，同比增长3.9%，增速比1-6月份加快0.1 个百分点。

其中，一般烟煤产量4266.5 万t，同比增长5%；炼焦烟煤产量199.6 万t，同比下降7.3%；无烟煤产量126.6万t，同比下降10.7%。

1-7月份，全区规模以上工业原煤销售量4053.2 万t，同比下降1.8%。截至7月底，全区原煤库存404.8万t，库存周转天数21d。

此外，1-7月份，全区规模以上工业焦炭产量519.8万t，同比增长13.4%。

1-7月份，全区工业发电量1058.4亿kWh，同比增长8.6%。

其中，火力发电量848.1亿kWh，同比增长7%；水电、风电、太阳能等可再生能源发电量210.3亿kWh，同比增长15.3%，占全区工业发电量的比重由2019年同期的18.7%提高到2020年的19.9%。其中，水力发电量同比增长7.9%；太阳能发电同比增长19.6%；风力发电量同比增长13.2%。

1-7月份河南省生产原煤5928.81万t 同比下降3.1%

河南煤矿安监局的数据显示，2020 年1-7月份，河南省煤矿共生产原煤5928.81 万t，同比减少191.3万t、下降3.1%。

其中，骨干煤矿企业原煤产量5669.97 万t，同比减少61.5 万t、下降1.1%。地方煤矿原煤产量为258.84万t，同比减少129.8万t、下降33.4%。

骨干煤矿企业中，河南能源集团1-7月份生产原煤2497.67 万t，同比减少207.12 万t、下降7.7%。中国平煤神马集团生产原煤2075.79万t，同比增加138.81万t、增长7.2%；郑煤集团生产原煤673.0万t，同比减少10.7 万t、下降1.6%；神火集团生产原煤304.04万t，同比增加51.77万t、增长20.5%；中煤河南分公司生产原煤107.58万t，同比减少38.47万t、下降26.3%；河南省煤层气公司生产原煤6万t，同比增加3.49万t、增长171.2%；河南省地方煤炭集团公司生产原煤5.88万t，同比增加0.42万t、增长7.7%。

按辖区分，1-7月份，郑州分局辖区生产原煤982.78万t，豫西分局辖区生产原煤989.95万t，豫北分局辖区生产原煤872.06万t，豫南分局辖区生产原煤2303.17万t，豫东分局辖区生产原煤780.84万t。

秦、唐港口库存回落

8月18-24 日，受大秦线重车脱轨影响，秦皇岛、唐山各港合计日均调进量大幅回落，而秦皇岛、唐山各港锚地船舶总数回升至60 艘附近，较2周前上涨了30 艘，带动港口调出量继续上涨，调出量明显高于调进量，秦皇岛、唐山港口存煤总量大幅回落。

秦皇岛港方面，受大秦线8月17日晚下庄段重车脱轨影响，8月18、19两日铁路运量大幅回落，虽然铁路很快恢复正常运输，但对整周运量影响明显，本周日均调进40.2 万t，环比下降7.2 万t；调出方面，华东、华南地区高温天气持续，电厂持续去库，释放补库需求，北上拉运船舶明显增多，本周日均调出48.9万t，环比上涨0.7万t；调进量不及调出量，秦皇岛港库存震荡回落。截至8月24 日，秦皇岛港库存520.5万t，锚地船31艘。

周边港方面，张唐线接入平稳，但受大秦线重车脱轨影响，曹妃甸港区调入下滑，日均调进45.8万t，环比下降2.6 万t；下游需求略有好转，一方面电厂补库需求增加，另一方面，煤价短暂企稳后再次下跌，不排除下游需求企业抄底囤货的情况存在，港口调出量止跌大幅回升，日均调出46.6万t，环比上涨5万t。唐山地区港口煤炭库存下降，截至8月24日，曹妃甸港区存煤1020.4 万t，京唐港区存煤630.5万t。

下游方面，前周南方部分地区高温天气持续，电厂日耗高位，去库持续，释放部分补库需求，推动北方港口调出增加。鉴于当前来水仍偏多，水电挤出现象持续，电厂补库释放能否持续，仍需关注水电发力情况。截至8月24日，长达40天的三伏天结束，夏季用煤高峰结束，电厂耗煤逐步回落，随着此番阶段性补库结束，下游需求在工业用电支撑下，或将维持稳定的刚性补库需求，北方港口生产作业同步进入平稳波动阶段。短期内，港口调出作业有望保持高位。

（张治伟）