前言

近期煤价淡季超预期上涨。主要是近期国内煤炭需求和供给端均出现了利多的变化。需求端，虽然电力需求进入淡季，但电厂在高比例长协下对煤价影响在减弱，反倒是进入旺季的化工、水泥等非电需求对煤价边际影响更大。供给端，一方面是安监力度加大的情况下，产地产量近期收缩明显，另一方面是产地运至港口大幅倒挂的情况下，贸易商将煤炭拉运至港口的意愿和能力均不强，使得港口能供非电企业使用的非长协货源较少。需求和供给的错配使得近期煤价淡季超预期上涨。

此外，煤价的趋势上涨还来自成本的支撑（材料成本、原料成本、人工成本、设备成本等等）。这里我们重点说一下物流基础设施成本。比如华东、华中等铁路等基础设施完善的煤矿面临资源接续问题，开采难度和成本在上升；而新疆等地区煤炭开采成本虽低，但需要建设相应的公路、铁路等物流基础设施，推升成本。

安监形势近期越发趋严。据煤矿安全网及煤文化等公众号的不完全统计，仅山西省8月发生煤矿事故12起，发生地点包括吕梁、晋城、忻州等多个煤炭主产区。与此同时，各地持续加强对于各煤矿生产的安全监管，除中共中央办公厅、国务院办公厅发布关于进一步加强矿山安全生产工作的意见外，陕西、山西、内蒙、云南、四川、山东等多省陆续开展煤矿事故排查整治行动，以“自查+检查”的模式开展至少为期一个月的安全检查。2023.09.06中共中央与国务院发布《关于进一步加强矿山安全生产工作的意见》，要求停止新建产能低于90万吨的煤矿，加快落后产能淘汰速度。叠加亚运会举行和双节临近，产地纷纷开始减产停产，对安全监管的重视力度也在持续加强。

至于为什么煤矿事故越来越多发，主要就是现有产能长期维持过高的产能利用率后，随着井工矿越挖越深，采掘比持续上升，维持安全生产的难度也就越来越高。在短时间内无新增产能大规模投产前，目前现有煤矿的产量和安全逐渐开始成反比。

那么目前煤炭市场现状如何？现状之下，更深层次在发生什么？我们9月参加了数次煤炭行业调研交流，并总结出相关要点，以便来还原一个更真实的煤炭近况。

正文

Q：近期煤炭供应下滑的原因？

A：近段时间煤炭供应下降原因。主产地想方设法托煤价，煤炭产业在晋陕蒙占比高于楼市；安全事故多；前2年开始保供时发改委允许先生产后补手续的产能，目前逐步到期，手续仍不全的产能开始退出。

Q：怎么看电厂煤炭高库存？对煤价影响是否会减弱？电厂存煤最多能到多少天？

A：未来电厂高库存可能会成为常态，在高比例长协下，电厂库存对煤价影响减弱。电厂高库存是因为国家要求（国家让下游承担部分战略储备任务）、电厂应对市场变化（“淡储旺耗”采购策略使得电厂旺季前越来越提前补库，以前是提前一个月，现在则提前3个月，冬储从11月提前到9月，夏储从6月提前到4月）。

电厂煤场大小在建设时有一套规则，要看煤源远近（越远越大，广东等沿海电厂一般15-20天，很多甚至到25天，坑口主产地电厂一般7-10天）、天气、煤种（褐煤不能存太多，易损耗）。

Q：电厂在港口有存煤吗？

A：电厂在长江口、江内港、华东港、华南港有存煤比较多见。因为港口只收电厂的港杂费（北方港收45元），比如包接卸（下火车接卸、上传接卸等），一般存煤则不收费用。不过顶库的时候会少量收，比如之前港口爆库的时候，回收0.1元/吨/天。当然电厂大多数时候是收了就拉走，不会在港口存多久。

Q：沿海电厂长协模式？

A：沿海电厂基本有2种长协模式。一种就是发改委股利的“基准+浮动”。国家能源集团、中煤、晋能控股、伊泰等大矿都是在执行这种模式。另一种就是小矿、小贸易企业、小地方国企等直接固定按770元执行（一般是签1年，月度发定价函），电厂也能接受，因年初签协议时770元价格还是比现货市场价便宜很多。这2种模式在沿海电厂除进口外，大概各占一半。

Q：沿海电厂在进口、内贸方面怎么考虑的？怎么看后续进口？

A：国内沿海电厂采购进口、内贸一般各一半，不过2023年进口多一点。其中，进口以低卡为主（进口中3800K占比约60-70%，尤其是印尼3800K，2023年印尼低卡更是增产不少，3200K、2800K等极低卡也开始供应），内贸以中高卡为主（4500K以上，北方港更是5000K最多）。

国际煤炭5500K以上主要是欧日韩买，5500K以下主要是4700K、3800K，其中3800K主要是中印电厂购买（当然现在电厂也在购买3400K、3200K，此外中印采购节点也不同，因气候不同，印度3、4月和9、10月是耗煤旺季）。南方港海外5500K高卡主要是国内水泥、化工等企业购买。国际高卡煤、低卡煤走势分化极大，不能用直接对比。

国内进口4亿吨应该是极限了，很难再往上涨。目前进口冲击的主要是内贸现货，不是内贸长协。2023年剩下的月份单月进口应该会少于7、8月了，因为电厂库存积累、水电发力、长协刚性执行。

Q：国内煤炭热值情况？

A：热值的下滑是存在的。几大电厂看，2020年约4400K，2021年下降了30-40K，2022年下降了约150K，但2023年基本就持平了。进口煤质基本也是这个趋势。以前电厂进口煤一般是澳煤5500K+印尼3800K掺配（这样做无论是经济性还是顶负荷都最好），2023年澳煤放开后，是澳煤5000K+印尼3800K搭配。

热值下滑的原因。包括国内低、高卡线性折算不合理（导致煤企没动力出高卡），电厂买不起高卡（以前国内电厂主要买3800K、4700K，近2年则主要买3400K、3600K、2800K），煤企也省去了洗选费用。

Q：明年长协价会调吗？

A：每年10月底监管层会发下1年定价原则性指导文件，明确要求长协的签订量、签订价。目前看长协价的价格机制和价格区间应该不会调，因为大部分时间市场价都是高于长协价的。不过具体还要看当时的市场价格。

Q：国内煤炭产能情况如何？

A：目前国内实质上没有煤炭产能的硬缺口了。并且监管层开始认为煤炭产能适度过剩是合理的。目前表内的有效产能为39亿吨，这部分产能利用率能到92%（能发挥的都已发挥，一般情况下是85-86%，因单个煤矿不可能全年12个月都生产，还需要安全改造，采掘接续时也要停产1个月，以前是听2个月，具体不同煤矿也不同，还有主动智能化改造、安全技改等），此外还有很多表外产能（比如某个煤矿设计产能为1000万吨，批复了500万吨，但保供期间能在安全允许下生产600-800万吨，这也是为什么去年原煤产量40多亿吨）。此外还有在建产能约7亿吨，其中已建成或进入联合试运转的产能约3.2亿吨，这部分产能目前国家要求产能利用率30-40%（虽部分计入保供产能，但没有纳入统计范围），剩下的就是新建在建的，这部分几乎没有投产。

在建的7亿吨中，主要是晋陕蒙、甘肃、河南，且主要是大型矿，尤其是准东、吐哈这2个大煤田在建较多，约0.6亿吨。新疆较少，虽规划2025年前产能约翻番，但目前主要还是前期工作、项目核准，还未转入在建。整体来看，预计2023年H2、2024年通过核准后国内在建规模还会快速提高。

已建成或进入联合试运转一般最多不超半年就正常运转，但目前看是超过半年的，因为联合试运转、竣工验收、办理后续手续时间非常长（尤其是300万吨、120万吨以下的），导致这部分产能利用率不高。希望后续能加快煤矿建井速度、加快推进后续手续办理。

表内公告的有效产能39亿吨+在建7亿吨，合计46亿吨，基本是每年需要的产能。不过想要达到监管层希望的适度过剩产能、弹性产能，则还不足，还需要大型现代化煤矿（尤其是露天煤矿）进一步核增（所以西北区域具备条件的矿井在积极申请前期工作、调整变更矿区总规等）。所谓的弹性产能，就是要综合考虑下游需求、中间库存、每年单个煤矿资源接续/调整/搬家倒面/停产改造等影响。正常情况下这部分弹性产能约2.5-3亿吨。也就是说，过剩2.5-3亿吨产能是科学合理的。

煤炭产能的增加方面，2021以前以扩产、改扩建为主，2021开始核增。2021核增2.2亿吨，2022核增3亿吨。预计2023新增2亿吨（2023H1还有几个省没报统计数据，这是从建设角度的推测）。

Q：国内煤炭勘探流程是怎样的？

A：资源勘查过程。一开始是国家普查，然后是详查/精查，最后是勘探。国家普查是固定周期内由国家出资，让相关事业单位/国家有关部门进行。详查目前的方式多种多样，主要是企业或市场主体参与，也出现了风险勘探，甚至直接进入勘探阶段。

经过详查和勘探后，都需要归属当地国土部门进行矿权管理。不过因前期资金不足，近几年（2019年至今）探矿权数量不断减少。2019年国内有1500处探矿权，2022年底则只有800多处。“探转采”可选性也在减少，导致很多需出煤区域矿权设置、布局不合理，矿权数量也因此不断减少。然后就是矿业权出让。出让则规定以招拍挂这种竞争性出让为主。

整体来看，相较对产能增加的诉求，目前国内资源勘查、“探转采”、矿业权转让等方面进展较慢。

Q：怎么看国内煤炭资源枯竭的问题？

A：目前国内整体煤炭资源面临枯竭。一方面是勘探开发储量增量不足，另一方面是东中部开发有接续问题。勘探开发方面，目前国内勘探工作做得不足，前期勘探投入占开采总投入不足1/30。而且目前国内是普查多，精查少，导致新出资源少。此外国内矿井区域划分、矿业权划分也不规范不合理。

不过国家越来越重视这个问题。部分省也提出先行政策。比如2022山西省提出《关于有序推进煤炭资源接续配置，保障煤矿稳产保供的意见》，率先提出分类煤炭资源接续配置。目前看效果不错，提出了5个方面，对空白区、边角煤、资源枯竭煤矿深部资源如何开发等提出合理的配置优惠政策，创新出让方式等。

整个接续，国家有关部门也在探索。比如矿业权设置过程中，矿区总规、矿业权变更提出简易政策，指导各省自然资源部门进行“探转采”、“探矿权出让”等，提出积极优惠政策。目前有些区域推进慢，因产能供需开放不平衡、煤炭资源分布不平衡，导致部分区域政策性工作推进较慢。

预计未来国内煤炭资源接续、优质产能发挥会有一定好转。

Q：近几年国内煤炭产能退出情况？

A：目前国内煤矿核减为不足2016年的一半，数量大幅下滑，不过单个矿产能规模在增长。2016-2019年关闭退出产能超10亿吨，2020及以后每年又退出1.5亿吨（每年大概1.2-2亿吨），预计2023年又退出超1.5亿吨。产能退出主要是资源枯竭、井型小、安全条件/技术设施达不到要求需要整改、整改投入较大自行退出、国家提出产能置换等。

因资源枯竭导致的产能退出，2020年就已出现，近几年释放压力后目前还稍有缓和。预计未来3-5年也一定程度上会存在，只是不同地区程度不同。其中，国内东部（山东、东北等，东北尤其明显）、中部地区（江苏、安徽）比较突出，西部地区（晋陕蒙新、河南）则稍缓和。西部地区因储量、前期勘探投入大，核增后补充勘探工作也做得不错，资源接续较好。云贵川则一直存在。

此外产能的退出也与市场形势挂钩。市场形势好，产能退出就缓慢一些；市场形势不好，就退出快一些。比如2023年国有大型企业就会积极退出，因需要核增产能置换。预计2024年退出会缓慢一些。

不同区域每年退出的政策也都有变化。比如山东目前是30万吨以下的要退出，如果变为60万吨以下的，那么山东一半产能都要退出。

Q：中部地区煤炭产能情况？

A：国内中部、东部地区煤炭产能约13亿吨。其中，中部地区煤炭资源约1/3属于开采难度大的类型（800米深以上，煤层低于1.2m，硫（煤质指标）＞4）。这些煤矿开发困难，开采成本高，开采安全系数大，且存在资源接续问题（因地质条件复杂，出现断层，煤层薄，产出率低，回采率低）。

因此很多中部地区煤矿主动退出。尤其是国企，把人员、技术、装备向优势地区转移，甚至兼并重组（比如近2年山东组建的山能、山西组建的晋能控股等）。

不过中部地区在煤炭产业链里还是很重要。因近20年中部地区向东部、南部建设的物流基础设施、物流通道、洗选加工基础设施都在东部、中部，中部也承担了东部、南部一些建材、电力需求。因此，中部地区亟需优质资源、优质产能的开发、勘探、建设。

Q：新疆煤炭供需情况如何？

A：新疆动力煤需求集中在北部、东部地区，比如吐鲁番、哈密、昌吉准东、昌吉玛纳斯、乌鲁木齐、伊犁周边。

新疆主要有5个煤田。预计未来几年新增2亿吨产能没问题，2025年前累计产能4-5亿吨没问题。因为新疆在加快探矿权转让工作、“探转采”，甚至提出1年内未有效转让，自然资源部将会同有关部门收回，同时还在推动总规变更、大力推进能化基地建设。因为新疆主要的问题是，往内地输出的物流基础设施建设不足、内循环基地基础设施不足（水资源、物流资源等都是如此）。因此，山东能源集团、中煤集团、5大电厂未来2年也将大力投资建设。新疆自己还提出累计7亿吨的产能，但要看下一步工作了（比如开采技术、物流基础设施、煤化工、电厂等下游建设），估计是要到2030年才有这个水平。

疆煤外运价格和成本是问题。因为疆煤价虽然才100多元/吨，但运输成本高达400-500元/吨。如果疆煤想要下水，那么北方港煤价需要在880元以上才不亏。不过因为这个特性，疆煤似乎成了煤价的稳定器。

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