一

平衡表调整：需求拉动型市场，下调 2021 年供应预估

动力煤供需特点是两端集中、需求拉动。供应方面，大约 90%由国内生产供给，10%来自进口。国内供应主要来自“三西”——陕西、山西以及内蒙古西部地区，且以国有大型煤矿为主，故形成了“西电东送”的格局。进口方面在 2020 年中澳关系恶化，目前我国的进口煤主要来自印尼和俄罗斯。国内政策近期以长协保供为首要任务，晋陕蒙第四季度保供总量为 1.45 亿吨。需求方面，我国发电量以火电为主，占全部发电量的 70%以上。动力煤的供需较大程度受宏观经济状况和相关下游行业发展的影响，属于典型的需求拉动型市场。

9 月西安全运会，导致附近榆林地区矿山开动受限；而后山西暴雨影响开采和运输，预计9 月产量将大幅下降。产能已至“天花板”，9 月减量部分难以弥补，故下调 2021 年全年产量预估，由上一期 32.2 亿吨，下调 1200 万吨，至 32.08 亿吨。同时，上调净进口预估，主要由于新增部分进口来源国，预计四季度整体进口量继续增加。需求此消彼长，整体变化不大，故不进行调整。

二

库存: 持续降库，冬储仍待观察

近期，动力煤港口以及下游电厂的库存一直处在不断下行的状态，给需求端提供了有力支撑。重点六大电厂的煤炭库存屡创新低，截至 10 月 10 日已经达到 1072 万吨，处于历史同期相对低位；同时，六大电厂的煤炭库存可用天数在 10 月 10 日为 14 天，亦达到近几年低点；主要港口库存远低于 2016-2020 年库存均值。预计四季度进入旺季，市场交易活跃，季节性累库依然存在，但贸易商和电厂受制于高煤价，累库成本和风险较大，最终结构仍待观察。

三

供应：保供+能耗双控

从 2021 年年初开始，保供政策就在不断出台；近一个月内煤价不断创下新高，政府加大保供的力度。然而经过近两月对政策落地情况的追踪，我们发现保供政策从出台到实际落地还需要一定的时间，对价格的抑制作用不大。

结合 8 月 12 日发改委《2021 年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》与 7 月至今各省市能耗双控相关措施，笔者发现上半年预警程度越高的地区，在下半年的相应政策越严格，多省为了尽快达到政策的要求，年底前完成单位生产总值能耗下降 3%的指标任务，直接采取了“拉闸限电”的措施，此措施也缓解了部分电厂面对过高的煤价的压力。

新的刑法修正案（十一）规定“对未发生生产事故，但存现实危险的违法行为提出追究刑事责任”，制约产量释放，直接造成煤矿超产意愿几近于无。9 月，受到全运会影响，陕西部分煤矿停产；9 月底，山西地区又遭遇强降雨，截至 10 月 4 日已停产煤矿 27 座，启动 IV 及救灾应急响应。2021 年 1-8 月动力煤的产量为 21.56 亿吨，同比 2020 年增长 6.6%，同比 2019年增长 7.2%。预计 9 月产量下降，这也是促使近期煤价大幅上涨的主因。

目前，陕晋蒙三省均已接近满产生产。综合分析，调降 2021 年产量 1200 万吨。新增部分电煤进口来源国，调增净进口预估 700 万吨。

四

需求：火电位居高位，依旧看好四季度旺季需求

1-8 月，全社会用电量为 54704 亿千瓦时，同比增长 13.8%，处于近5年的高位；第二产业的用电量为 36529 亿千瓦时，比重为 66.8%，同比增长13.1%。而火电发电量占全部发电量的 71.9%，同样处于近5年的高位。终端采购成本增加，自备电厂普遍停机，改用网点，导致网电需求增加。 

10 月 12 日，发改委举行新闻发布会，就进一步深化燃煤发电上网电价市场化问题，提出改革旨在燃煤发电量原则上全部进入电力市场、通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价；扩大上下浮动范围至 20%，高耗能企业市场交易电价不受 20%上浮幅度的限制。对于市场的影响目前来看主要是增加企业，特别是上游企业的生产成本，同时增加 PPI，该政策的目的是充分传导发电成本上升压力，改善电力的供求状况。 

根据目前情况（如图），国网（剔除西藏）电价均值低于南网；地区方面湖南、湖北、广东、广西等地中南部地区电价相对较高，新疆、宁夏和陕晋蒙等西部地区电价相对较高。再结合 10 月新政，火力发电企业主要集中和缺电省份的燃煤上网电价大概率上调，如陕晋蒙、两广、长三角地区；同时，高耗能（高耗电）企业集中的省市交易电价有可能上涨幅度超过 20%，如两广、长三角地区。假设按照新政，现有价格上浮 20%，则广东、湖南、海南、广西四省的绝对价格降超过 0.5元/千瓦时。

虽然进入冬季高耗能行业减产，工业用电、民用用电增速放缓，但是水电进入枯水期，火电需补充部分水电，需求预计仍将高于季节性同期，尤其在云南、湖北等水电集中地区；有分析预计 2021 年冬季为冷冬，未来冬季取暖需求恐有增量，同时，低库存促使电厂的冬储采购压力较大。