报告品种：动力煤

报告要点：

2023年国内原煤产量增至47.1亿吨，增产幅度同比下降。增幅收窄背后的原因有哪些？安监及环保政策频发，产地对后市产量计划如何？新的一年长协保供执行情况如何？迎峰度夏前，市场如何展望今年旺季？带着这些问题，我们在夏季需求启动初期赶往产地，了解企业实际生产经营情况。

摘要：

近期主产区生产情况正常，5月初价格回暖促进出货，库存压力不明显。近期坑口煤矿生产正常；淡季电厂长协拉运不积极，但非电需求与往年同期水平相差不大；矿上排队拉煤车辆不多，集运站外排队上煤车辆较多；多数受调研煤矿表示库存正常；侧面了解今年内矿上顶仓情况较少，整体看主产区库存压力不明显。

强监管下坑口增产意愿不足，部分区域产能产量均出现下滑。环评、置换指标影响核增产能落地，部分区域产能接续不足。安全环保检查严格且趋于常态化，区域内有能力增产矿方提产意愿不强；黄河治理可能导致约2000万吨左右产能停产。此外，产量不足、价格下跌导致长协保供煤炭热值依然偏低；安全费提取标准、资源税、矿山恢复管理基金计提等因素导致吨煤成本上升，进一步挤压矿端利润。

煤电长协签约量有所下降，但多种因素作用下市场煤流动性改善程度有限。受国家政策变动影响，2024年长协未公布明确的总量目标，且对履约率考核要求有所降低，多省长协签订量下滑；但由于总产量下降、地销需求增长、进口冲击等多重因素，港口市场煤流动性改善程度有限。电煤长协执行价格多以政策要求区间顶格执行，部分时段电厂履约积极性不高。

旺季预期支撑短期煤价，提前备货预支部分旺季行情，全年煤价震荡区间收窄，中枢同比下移。短期来看，旺季尚未完全兑现，煤价相对抗跌；但水电出力好挤压火电需求，港口、电厂库存仍居历史偏高位，上涨行情需等待旺季需求进一步释放。需要警惕，一旦旺季预期落空，煤价存在较大回调的可能。中期来看，尽管产地供应严格遵守年度目标，但进口煤的持续冲击、清洁能源的持续挤压使全年煤炭供需形势仍相对宽松。长协比例下降有助于释放市场流动性，预计2024年煤价价格震荡区间收窄，中枢同比下移。

风险因素：经济政策、地缘关系、极端天气

一、产地动力煤调研基本情况

调研目的：（1）多项安监及环保政策出台，对2024年晋陕蒙煤矿产能核增、计划及实际生产影响，评估2024年产量；（2）探究2024年煤电长协签订及执行情况，以及对比上一年的变化；（3）迎峰度夏前动力煤市场展望。

调研时间：2024年5月27日-5月31日

调研地区：内蒙鄂尔多斯、陕西神木和府谷地区、山西忻州地区

调研对象：5家煤矿、3家发运站、1家兰炭产业园、2家煤炭交易中心

本次调研对象覆盖全产业链。5家煤矿覆晋陕蒙等核心煤炭生产地区，以国有矿为主，兼有井工矿（4家）也有露天矿（1家），生产煤种包含广泛，原煤热值覆盖从4000大卡至5800大卡，商品煤覆盖动力煤、冶金煤、化工煤、煤泥等煤种。调研2家发运站分别位于宁武线及瓦日线上，地理位置优越，周边煤源丰富，发运至环渤海港口的市场化用户较多，能够较好反映市场情绪。

二、近期坑口生产及销售情况

1、产销情况：多数煤矿生产正常，顶仓情况较少

生产方面，受调研煤矿以国有矿为主，生产量受集团调配，截至调研日基本生产正常，其中有1家井工矿表示因检修处于暂时停产状态。

销售方面，部分煤矿表示淡季电厂长协拉运不积极，但非电需求与往年同期水平相差不大；矿上排队拉煤车辆不多，集运站外排队上煤车辆较多；多数受调研煤矿表示库存正常，一家煤矿表示当前库存同比偏高，侧面了解今年内矿上顶仓情况较少，整体看主产区库存压力不明显。

2、运输情况：请车计划易获批，发运倒挂仍存在但同比有改善

所调研的两家发运站今年以来发运量有所分化，其中全链条模式站台发运量同比增长，主因为今年倒挂时间较短，5月上旬维持满发；代发业务站台发运量同比下降。近期、尤其近十天坑口价格涨幅高于港口，利润主要集中于矿端，发运倒挂较明显，因此近期站上停发，库存储备较低，太原局今年请车计划容易获批。汽运方面，道路状况较好，调研团所经道路畅通。

三、强监管下的坑口生产

1、多重因素影响产能核增落地，吨煤成本整体上升

环评、置换指标影响核增产能落地，部分区域产能接续不足。受调研5家煤矿中，共有四家存在保供核增情况，核增量在100-500万吨/年不等，但2023-2024年间核增量基本持平。个别煤矿表示核增手续还在办理过程中且进程较慢，且有保供期间超产的产能未通过环评手续情况；有煤矿表示需产能置换指标以落实核增产能，但当地要求在省内购买；剩余一家于2012年产能达峰后稳定生产无新增，限制因素主要为资源接续、配套基础设施产能不足。

产量不足、价格下跌导致长协保供煤炭热值依然偏低。走访了解长协保供煤炭热值依然偏低，一方面限制超产、煤层变薄等因素导致部分煤矿产量降低，保供量完成难度增加，矿端更倾向于直接销售原煤；另一方面长协价低于市场煤现货价格，尽管国有矿普遍按规定长协价格执行，但民营矿对于长协执行价履约有抵触心理，导致保供煤热值偏低的情况一直没有改善。

安全费提取、资源税、矿山恢复管理基金计提等因素导致吨煤成本上升。本次调研煤矿资源禀赋及配套设施情况差异较大，开采完全成本在190-400元/吨不等。总结来看，人工及电价、安全费提取标准、资源税、矿山恢复管理基金计提等是影响成本的主要因素；对于智能化矿井，固定成本占比较高，因此产量波动对吨煤成本有直接影响，产量提高有助于摊平成本。

2、安全强监管，煤矿增产能力及意愿不足

安监从严，矿端增产意愿不足。走访途中多家矿方表示今年安监及环保力度仍较强。山西省“回头看”或持续至年底，安全环保检查严格且趋于常态化，区域内有能力增产矿方提产意愿不强，近期山西恢复夜班生产对产量的提升作用有限。山西某煤矿公司预计2024年产量仅能完成计划目标的90%。

客观上仍有提产空间，重点关注政策指引。虽然调研的几家公司在2024年主动增产意愿不足，但煤矿也表示，如有政策要求，仍有一定的提高产量的空间。受调研煤炭中部分表示：今年产量降低主要是不让超能力生产，前几年超产的释放部分不能生产；保供三年累计超产量约在9.4%，但今年政策趋严因此将不会超产。以山西省为例，2024年前四月山西省原煤产量3.7亿吨，同比下降7800万吨（-17%），调研首日受访单位表示省政府、省能源局在释放积极信号，预计下半年在确保安全的情况下，充分释放优质产能，产量会止跌，后面逐步恢复，完成全年13亿吨产量目标。因此，在利润逐步下行背景下，政策对产量指引力度明显增大。

3、环保力度增强，黄河治理导致部分产能关停

黄河治理的一大要务在煤矿区生态修复和治理。黄河流域是我国主要煤炭产区，年产量占全国七成，但煤炭开发严重干扰生态环境，加剧水资源短缺，导致生态恶化。煤炭开采引发地下水位下降、地表沉陷，影响生态系统结构功能，尤其在干旱半干旱区加剧土地沙漠化，对流域生态修复构成挑战，需协调煤炭开采与生态保护，实现可持续发展。

黄河治理可能导致约2000万吨左右产能停产。据了解本次黄河流域生态环境治理力度较大，其中对黄河干流及重要支流沿线1公里内煤矿影响较大，涉及矿区、特别是露天矿均在停产状态，据不完全统计停产煤矿产能约两千万吨左右，主要影响山西及陕西，对内蒙影响有限。

四、减量的长协煤

煤电长协签约量有所下降，部分时段电厂履约积极性不高。据了解，2023年山西长协签订电煤保供任务共6.2亿吨，2024年下降6.5%至5.8亿吨；2023年内蒙长协签订电煤保供9亿吨以上，2024年合同量下降10%以上至8.3亿吨。长协量下降原因主要受国家政策变动影响，2024年长协未公布明确的总量目标，且对履约率考核要求有所降低。此外，煤炭供需矛盾缓解后，电厂对长协履约的积极性出现下降。走访的几家煤矿都有长协保供任务，2023年部分矿方表示未100%完成保供任务，主因为当年4-5月电厂单方面毁约；2024年受煤价下滑影响，从2月份开始部分保供电厂单方面取消保供合同，当市场价低于长协价10元左右电厂就可能违约。此外，由于长协供应热值较低，在旺季无法顶峰出力提高负荷，因此电厂仍需要采购部分高卡现货煤炭或进口煤，2023年开始沿海电厂大幅提高进口煤采购，今年1-4月进口烟煤中澳煤占比高达39%。

电煤长协执行价格多以政策要求区间顶格执行。据了解，当前山西地区坑口煤矿长协价按照570元/吨5500大卡顶格执行，其他煤质根据卡数相应打折。但个别地区存在超限价结算情况。

尽管部分区域长协量下降，但由于总产量下降、地销需求增长、进口冲击等多重因素，港口市场煤流动性改善程度非常有限。以山西为例，2024年山西省电煤长协量较2024年同比下降0.4亿吨，但产量下降预期达0.7亿吨以上，区域内长协量下降伴随着产量整体下降，因此市场煤流动性实际并未明显改善；内蒙地区在产量维稳情况下长协量有所下降，释放一定现货流动性，但地销需求增长，叠加沿海受进口煤冲击，对港口市场的流动性改善并不明显。今年1-5月，环渤海港口调入量同比下降超1900万吨。

五、坑口非电需求分化

非电需求整体企稳，不同行业情况分化。受电石需求不足因素压制，受调研兰炭装置开工率同比偏低。据了解2024年该装置产能利用率约在50%-60%，集团内煤炭采购价在800元/吨左右，综合成本上千元，但当前售价约在900-1000元/吨，利润差导致开工意愿不高。化肥行业耗煤量同比增长明显，其中甲醇行业贡献60%化工耗煤增量，因为产能扩张推动耗煤量提升。

六、铁路运费优惠分析

铁路优惠政策刺激二季度发运量回升，部分迎峰度夏需求前置。2024年4月多个地方铁路局及站台发布煤炭运费优惠政策，根据运量阶梯调整下浮运价10%-30%，如瓦日线，唐包线运费优惠较为明显，受调研中瓦日线上集运站受益于运费下调30%发运量有所增长。此外据悉部分地方铁路和部分路段原先上浮的运费取消。太原局及大秦线未涉及下调优惠，因而被其他铁路运费优惠分流了部分货源，但导致发运量偏低的主因还是倒挂。

警惕政策结束后，因运费上升带来发运成本增长。预计6月底运费优惠政策结束后，部分区域到港口可能带来60-70元/吨运费增加，导致：（1）港口倒挂加剧，涉及铁路发运量下滑；（2）旺季运输成本增加，可能导致港口价格上涨；（3）部分无优惠政策的线路发运量回流。

七、2024年国内动力煤市场展望

1、短期展望：旺季预期支撑短期煤价易涨难跌，警惕预期落空引发价格回落

5月提前备货预支旺季行情。5月份，坑口生产仍受环保和安监等因素限制，市场对供应放量预期较谨慎，随着日耗底部回升、电厂库存同比增幅转负、部分非电需求阶段性好转，电厂及贸易商采购需求偏强，叠加大集团外购的连续调价助推情绪，煤炭市场情绪升温，现货价格连续提涨。但这更多是基于对旺季预期的提前备货，表现在中下游持续累库、但终端对高煤价的接受力度减弱，因此市场情绪降温，成交价格僵持。

迎峰度夏备货相对充足，短时旺季尚未完全兑现，煤价相对抗跌；存在边际需求或超预期因素支撑刺激煤价上涨可能，但上行高度受限，且需警惕预期落空引发价格回落。近期产地复产预期增强但实现兑现力度有待验证，电厂日耗仍有季节性上行空间，化工侧复工复产提振非电需求小幅增长，整体呈现供需双增态势，煤价在旺季预期支撑下易涨难跌。但南方强来水向上游辐射利好水电出力，港口特别是电厂库存仍居历史偏高位，上行阻力较大，6月份或以震荡调整为主，上涨行情仍需等待旺季需求进一步释放，且上行高度受限。警惕旺季预期落空带来的煤价大幅回调。

2、长期展望：2024年煤价震荡区间收窄，重心下移

尽管产地供应严格遵守年度目标，但进口煤的持续冲击、清洁能源的持续挤压使全年煤炭供需形势仍相对宽松。整体来看，本次调研了解情况基本符合我们之前对市场的研判，主产地产量严格遵守产能上限及年度产量目标。预计2024年国内原煤产量存在较大减产可能。进口煤的持续很大程度上对冲了国内减产的影响，夏季虽然气温偏高，但水电的同比改善、清洁能源发电持续提高都对煤电起到加压作用，全年煤炭供需形势相对宽松。

长协比例下降有助于释放市场流动性，预计2024年煤价价格震荡区间收窄，中枢同比下移。2024年国内动力煤供需趋于宽松的形势下，全年中枢水平有望同比进一步下移，下方成本支撑更加显著。此外，由于长协煤数量及占比高位回落，预计市场煤流动性逐步补充，现货价格震荡区间有所收窄。需要关注的是，随着供应弹性增强，经济政策、地缘关系、极端天气等带来的不确定性风险较大，边际供需变化将带来更多阶段性的行情。

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