观察 | 煤炭价格回落 迎峰度冬或释放需求

来源：中能传媒研究院 时间：2023-10-26 10:24

——2023年10月煤炭市场分析

中能传媒能源安全新战略研究院 刘纯丽

　　摘要：

　　◆2023年三季度经济数据超出市场预期，三季度国内生产总值同比增长4.9%。9月PPI上行、居民消费意愿改善、出口回暖三条线索仍在强化，稳预期政策继续发力。9月制造业采购经理指数（制造业PMI）50.2%，制造业景气度连续第四个月环比改善并重回扩张区间，显示了经济整体呈现温和边际改善态势。当前经济增长和通胀的底部已经基本形成，回稳向好势头正得到巩固。但外部地缘博弈不确定性较高、房地产和民间投资还未完全企稳、部分地方政府债务压力较大等状况需要持续关注。四季度稳增长、扩内需政策仍有发力空间。

　　◆9月我国原煤生产保持稳定，全国原煤生产3.9亿吨，同比增长0.4%，环比增长2.8%；日均产量1310万吨。1—9月份，全国累计原煤产量34.4亿吨，同比增长3.0%，增幅收窄0.4个百分点。

　　◆9月份我国进口煤炭4214万吨，同比增长27.51%；环比下降4.95%。1—9月份，全国累计进口煤炭3.5亿吨，同比增长73.1%。国际煤炭价格走低带动我国进口煤炭大幅增加。一是原有煤炭来源国进口量增加。今年1—8月我国从印尼进口煤炭同比增长了64.34%。印尼仍是我国第一大煤炭进口来源国，紧随其后的是俄罗斯和蒙古。二是进口煤来源国增加。今年我国放开了澳煤进口，同时还有来自南非、加拿大、哥伦比亚等国的煤炭货源进入我国。

　　◆10月15日北方部分地区正式进入供暖季，煤炭电力需求将进一步增长，国家发展改革委、国家能源局、交通运输部等多部门陆续出台相关举措保障能源供应。国资委要求中央企业全力做好能源电力保供，积极备战迎峰度冬，要加大煤炭增产增供力度，提前做好发电设备维护和电煤库存管理，加强电网线路检修，全力保障用电用能需求。

　　◆国庆节后需求回落，煤炭价格反弹行情结束，重回每吨千元以下。当下我国大部分地区气候温和，正值煤炭消费淡季，终端煤耗水平保持低位，叠加短期看跌预期依旧明显，观望情绪仍占据主导，煤价回落行情难有改变。巴以冲突开始后，以石油和天然气为主的海外能源价格上涨，随着后续事件持续升级叠加欧洲冬季来临等因素，海外煤炭价格或呈现上涨态势，进口煤量环比或有所下降。预计进入11月份，我国北方地区进入供暖季，采暖需求增加，动力煤库存经历去化过程，迎峰度冬煤炭价格或有所反弹。

一、2023年10月煤炭市场运行情况：需求支撑不足，沿海煤炭市场价格回落

　　1.煤炭生产保持稳定，前三季度煤炭产量同比增长3.0%

　　9月份，我国原煤生产保持稳定，全国原煤生产3.9亿吨，同比增长0.4%，增速比8月份放缓1.6个百分点；环比8月增加1081万吨，增长2.8%。9月日均产量1310万吨，较8月1233万吨/日增加77万吨/日。1—9月份，全国累计原煤产量34.4亿吨，同比增长3.0%，增幅收窄0.4个百分点。

　　2.国际煤价小幅攀升，9月煤炭进口量环比下降

　　9月份我国进口煤炭4214万吨，较去年同期的3304.8万吨增加909.2万吨，增长27.51%；较8月份4433.3万吨减少219.3万吨，下降4.95%。1—9月份，全国累计进口煤炭3.5亿吨，同比增长73.1%。8月份煤炭进口额为39.93亿美元，同比增长0.57%，环比下降2.13%。据此推算进口均价为94.76美元/吨，较上月进口均价环比上涨2.72美元/吨。

　　今年以来，全球煤炭贸易持续发展，规模不断扩大。路孚特（Refinitiv）船舶航运跟踪数据显示，2023年1—8月全球海运煤炭总装载量8.458亿吨，比上年同期增长8.5%，高于2020—2022年同期，仅略低于2019年1—8月的8.536亿吨。国际煤炭价格走低亦带动我国进口煤炭大幅增加。一是原有煤炭来源国进口量增加。今年1—8月我国从印尼进口煤炭约1.47亿吨，较去年同期9452.08万吨同比增长64.34%，占同期我国煤炭进口总量的48%。印尼仍是我国第一大煤炭进口来源国，紧随其后的是俄罗斯和蒙古，进口量占比分别为23%、14%。二是进口煤来源国增加。今年我国放开了澳煤进口，1—8月澳大利亚煤炭进口量占比已升至10%，同时还有来自南非、加拿大、哥伦比亚等国的煤炭货源进入我国。

　　9月底，全球动力煤市场价格不同程度地延续上涨态势，亚太市场上涨动力比较强劲。进入10月动力煤市场价格出现分化，欧洲、南非等大西洋市场高位波动先涨后落，印尼、澳大利亚、俄罗斯远东地区等亚太市场动力煤价格保持持续上涨态势。随后受巴以军事冲突因素影响，因担心军事冲突导致供应中断，欧洲市场天然气报价不断上涨，欧洲、南非煤炭价格大幅上涨，欧洲市场动力煤价格已上升至每吨136~138美元，南非高热值6000大卡动力煤价格也上涨至135美元/吨。

　　同时，印尼、澳大利亚、俄罗斯远东地区等亚太市场动力煤价格也呈现持续上涨态势。印尼当地政府计划推出一个在线平台，使矿业公司能够简化提交和批准增产计划的程序，但目前尚未成功。而因政府迟迟未批准生产配额，一些煤炭生产供应商已宣布将很快达到煤炭开采量计划配额上限，可能最早在10月份就要被迫暂停生产。此外，印尼当局还对Muara Berau港口的煤炭船舶间驳运收取额外费用，迫使约20家矿业公司发起抗议，可能导致煤炭运输量下降。由于供应不足，印尼煤炭现货市场紧张，已有船只滞留港口。而另一方面，印度和中国需求强劲，印尼热值5900大卡动力煤价格攀升至96美元/吨。10月13日当周，印尼3800大卡离岸价报61.5美元/吨，周环比上涨3.5美元/吨；4600大卡离岸价报87美元/吨，周环比上涨1美元/吨。由于供需买卖价差很大，澳大利亚高热值6000大卡动力煤价格有所回落，已降至140美元/吨以下；而中等热值的动力煤价格却保持坚挺。10月13日当周，5500大卡离岸价报价102美元/吨，环比前一周上涨3.7美元。10月13日当周，俄罗斯5500大卡动力煤远东东方港离岸价为109美元/吨，环比前一周上涨3美元/吨；波罗的海港口6000大卡动力煤离岸价为98美元/吨，环比上周上涨4美元/吨。

　　3.经济回暖，9月全社会用电量同比增长9.9%

　　9月份，全社会用电量7811亿千瓦时，同比增长9.9%，增速较上月回升6个百分点。分产业看，第一产业用电量117亿千瓦时，同比增长8.6%；第二产业用电量5192亿千瓦时，同比增长8.7%；第三产业用电量1467亿千瓦时，同比增长16.9%；城乡居民生活用电量1035亿千瓦时，同比增长6.6%。1—9月，全社会用电量累计68637亿千瓦时，同比增长5.6%。分产业看，第一产业用电量976亿千瓦时，同比增长11.3%；第二产业用电量44703亿千瓦时，同比增长5.5%；第三产业用电量12546亿千瓦时，同比增长10.1%；城乡居民生活用电量10412亿千瓦时，同比增长0.5%。

　　9月份，电力生产增速加快。当月全国发电量7456亿千瓦时，同比增长7.7%，增速比8月份加快6.6个百分点，日均发电248.5亿千瓦时。分品种看，9月份，火电增速由降转增，水电、核电增速加快，风电降幅收窄，太阳能发电增速回落。其中，火电同比增长2.3%，8月份为下降2.2%；水电增长39.2%，增速比8月份加快20.7个百分点；核电增长6.7%，增速比8月份加快1.2个百分点；风电下降1.6%，降幅比8月份收窄9.9个百分点；太阳能发电增长6.8%，增速比8月份回落7.1个百分点。1—9月份，全国发电量66219亿千瓦时，同比增长4.2%。

　　4.大秦铁路秋季检修，环渤海港口库存不降反升

　　运输生产保持稳定恢复发展态势。由交通运输部科学研究院发布的9月中国运输生产指数（CTSI）为177.5点，同比增长20.9%，增速与8月基本持平。其中，CTSI货运指数为209.4点，同比增长8.2%，连续3个月保持在6%以上的增速水平，延续平稳较快发展态势。1—9月份，国家铁路累计发送货物28.97亿吨，其中发送电煤11.35亿吨，截至9月底，全国371家铁路直供电厂存煤可耗天数保持在37天以上。

　　9月大秦铁路货物运输量完成3586万吨，同比减少1.10%。日均运量119.53万吨。1—9月，大秦铁路累计完成货物运输量31524万吨，同比减少1.22%。10月4日大秦铁路开启了秋季集中维修，对钢轨、道岔、供电接触网、通信光缆等设备进行全面整治更新。此次检修原计划历时20天，目前较原计划提前4天完成。集中修完成后，大秦铁路日运量将逐步回升至120万吨以上，为今冬明春电煤保供夯实基础。

　　另10月11日零时起，全国铁路开始实行第四季度列车运行图。此次调图后，开行货物列车较此前增加42列，其中围绕四季度企业生产和人民群众温暖过冬等需求，在襄渝铁路、唐包铁路、胶新铁路等线路增开货物列车，提高货运通道运输能力和能源保供水平。另浩吉铁路衔接沿线各地多条煤炭集疏运线路，实现铁水联运功能，打通铁路货物运输“最后一公里”。调图后，国铁西安局持续优化浩吉铁路列车运输组织，疏通北煤南运的“毛细血管”，将晋陕蒙优质煤炭源源不断运往“两湖一江”长江中下游地区，确保电煤等国计民生重点物资应运尽运，保障货运通道畅通和产业链供应链稳定。

　　9月上旬，随着煤炭港口价格反弹，港口调入量逐渐增加，北方港口库存持续回落。9月9日，环渤海九港库存量合计2068.6万吨，创年内低点，随后受港口封航影响，调出量下降，且因煤价持续上涨，终端接受度降低，港口库存逐渐回升。中秋国庆双节后，虽然大秦线开启秋季检修，北方港调入量减少，港口卸车数量回落，但由于节前终端已提前补库节后采购量下降，曹妃甸、天津等港口汽运集港数量增加对冲大秦线运量的下降，及部分货源通过张唐线运至曹妃甸港口下水等多因素共同作用，北方港口库存延续回升态势。截至10月20日，北方九港库存合计2497.4万吨，较年内低点回升428.8万吨。而最新数据显示，下游港口库存亦大幅增加，特别是华东和江内港口。

　　5.沿海煤炭市场冷清，海运费偏弱运行

　　9月下旬，随着港口现货煤价涨至相对高位，市场恐高情绪渐趋升温，同时下游对高价抵触心理有所增强，市场询盘交投活动明显减少，接货意愿下降，货盘减量释放，沿海煤炭运输市场商谈氛围转向冷清，各航线运价开始偏弱下行。当前，下游终端多持“买涨不买跌”的态度观望，加之大秦线检修已提前结束，港口库存高位，抑制下游采购需求的释放，港口空泊情况较严重，锚地船舶数量仍在低位水平波动。沿海煤炭运输市场商谈氛围冷清，各航线运价低位偏弱震荡运行。10月19日海运煤炭运价指数OCFI报收于581.83点，环比上涨3.15点。随着冬储需求的陆续释放，下游终端派船积极性或将释放，煤炭运价或将进入上行通道。

　　因巴拿马运河拥堵和南美压港持续导致全球市场可用动力偏紧，同时铁矿石、煤炭、粮食货船持续释放，巴拿马型船和超灵便型船市场向好。而9月巴西铁矿石出口环比增长，带动海岬型船运价强势上行。9月以来，波罗的海干散货运价指数（BDI）整体保持上行态势。10月17日，波罗的海干散货运价指数（BDI）上涨4.36%至2058点，今年首次突破2000点；同时波罗的海好望角型散货船运价指数（BCI）上涨7.05%至3659点，为今年以来最高水平。18日，波罗的海干散货运价指数（BDI）继续上涨态势，报收于2105点，随后两天有所回落。

　　6.北方部分地区供暖季开启，多举措保障能源供应

　　从10月15日开始，北方部分地区正式进入供暖季，煤炭电力需求将进一步增长，多部门陆续出台相关举措保障能源供应。9月28日，国家能源局组织召开2023—2024年采暖季北方地区清洁取暖工作视频会议，总结近年来北方地区清洁取暖工作，分析研判当前清洁取暖形势，部署做好今冬明春保暖保供工作。会议强调，北方地区各地各单位要落实保暖保供主体责任，全面动员各方力量，调动各类资源，提高协作效率，抓实抓细抓好采暖季清洁取暖各项工作，确保群众安全温暖过冬。国家发展改革委价格司近日召集中国煤炭工业协会和部分重点煤炭企业开会，强调煤炭企业要自觉依法规范经营，合理制定价格；一旦发现价格违法行为，将依法予以严厉处罚。同时发展改革委价格司还派出多个调查组，赴煤炭主产省对煤炭生产、流通企业的成本和利润情况进行实地调查。28日，交通运输部举行新闻发布会介绍，已成立今冬明春能源运输保障工作专班，24小时值班，急事急办、特事特办。多种措施保障煤炭、液化天然气等能源物资的运输服务。

　　日前，国资委召开中央企业经济运行情况通报会要求，中央企业要全力做好能源电力保供，积极备战迎峰度冬，要加大煤炭增产增供力度，提前做好发电设备维护和电煤库存管理，加强电网线路检修，全力保障用电用能需求。当前，在确保安全生产前提下，多家能源央企进一步释放煤炭优质产能，加快煤炭运输，确保电煤安全稳定供应，做好供热保障工作。

　　7.需求支撑不足，沿海煤炭市场价格回落

　　9月中下旬，产地坑口价格高位上涨，到港成本高企，北方港口动力煤市场因市场煤资源不足，同时部分终端用户节前备货询盘需求释放，贸易商情绪升温，引发动力煤价格亦快速反弹上行。此轮煤价上涨的主要原因包括：一是主产地安全事故频发，上级主管部门多次召开会议，研究部署安全防范重点工作。煤炭主产地山西、陕西、内蒙古先后出台多项安全措施、开展安全检查，多家煤矿企业停产，安监明显趋严，煤矿生产受到抑制；叠加自主检修，产量供应有所缩减，前期涉事煤矿仍未完全复产，市场煤资源面临偏紧局面。二是很长一段时间以来，港口与产地价格持续倒挂，贸易商发运积极性严重受挫，北方港调入量减少。三是冶金、建材、化工等非电行业，特别是化工行业用煤需求强势拉升，推动煤价上涨。四是9月下旬正值中秋节、国庆双节叠加节后大秦线检修影响，导致部分下游企业煤炭需求提前释放。

　　虽然此轮价格反弹延续至国庆节后，但随着价格的连续快速上行，终端的接受度开始下降，港口煤炭市场价格由涨转跌。一方面煤电企业发电量及入厂煤量均环比回升，电厂库存相对充足，可用天数维持在安全水平，采购意愿有限。据中电联数据，10月12日当周，纳入其统计的燃煤发电企业日均发电量环比（9月29日至10月5日）增长14.9%，同比增长8.5%；10月12日发电企业煤炭库存11172万吨，较10月5日增长228万吨；电厂库存可用天数25.7天，较10月5日增长1.5天。另一方面，大秦线检修时间缩短，产地价格也有所松动，部分贸易商出货意愿增强。在长协煤稳定供应和进口煤性价比偏高的情况下，市场现货价格受到压制。港口市场煤报价小幅下跌。10月20日CECI曹妃甸指数5500大卡规格品报收于997元/吨，已较此次高点1033元累计下跌36元，重回千元以下。

二、煤炭市场展望：消费淡季短期价格回落，需求改善需待迎峰度冬

　　1.三季度经济增长超预期，四季度有望延续　　

　　2023年三季度经济数据超出市场预期。初步核算，三季度国内生产总值同比增长4.9%，前三季度国内生产总值913027亿元，按不变价格计算，同比增长5.2%。分产业看，第一产业、第二产业、第三产业分别同比增长4.0%、4.4%、6.0%。近期经济运行中，PPI上行、居民消费意愿改善、出口回暖三条线索仍在强化，稳预期政策继续发力。9月份，社会消费品零售总额同比增长5.5%，比上月加快0.9个百分点，增速连续2个月加快。消费特别是服务消费正在发挥重要的支撑作用，前三季度消费对经济增长的贡献率83.2%，拉动GDP增长4.4个百分点，其中三季度的贡献率甚至达到了94.8%。另一方面，9月制造业采购经理指数（制造业PMI）环比上升0.5个百分点至50.2%，制造业景气度连续第四个月环比改善并重回扩张区间；非制造业商务活动指数（非制造业PMI）环比上升0.7个百分点至51.7%；综合PMI产出指数上升0.7个百分点至52.0%，表明我国企业生产经营活动总体扩张加快。从9月制造业PMI分项指标看，生产是主要贡献项。9月制造业PMI生产指数环比上升0.8个百分点至52.7%，新订单指数环比上升0.3个百分点至50.7%，显示了经济整体呈现温和边际改善态势。但从房地产行业数据来看，其恢复情况不及预期，房地产投资累计降幅仍在扩大。当前经济增长和通胀的底部已经基本形成，回稳向好势头正得到巩固。但外部地缘博弈不确定性较高、房地产和民间投资还未完全企稳、部分地方政府债务压力较大等状况需要持续关注。10月24日，十四届全国人大常委会第六次会议表决通过了全国人民代表大会常务委员会关于批准国务院增发国债和2023年中央预算调整方案的决议，中央财政将在今年四季度增发2023年国债1万亿元，增发的国债全部通过转移支付方式安排给地方，集中力量支持灾后恢复重建和弥补防灾减灾救灾短板，整体提升我国抵御自然灾害的能力。特别国债的发行将有利于扩大总需求，推动经济持续向好，为四季度和明年的经济运行打好基础。

　　2.《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》发布，CCER重启迈出重要一步

　　为规范全国温室气体自愿减排交易及相关活动，10月19日，生态环境部、市场监管总局联合发布了《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》（以下简称《办法》），自公布之日起实行。这标志着自2017年CCER（国家核证自愿减排量）被暂停登记6年后，全国温室气体自愿减排交易市场再度重启。

　　《办法》以服务碳达峰碳中和目标为根本目的，突出“自愿”属性，强化市场主体作用。生态环境部表示，将坚持4方面原则：信息公开，强化监督；统筹协调，统一管理；夯实基础，循序渐进；立足国内，对接国际。CCER的重启一方面可以增加高排放企业的排放成本，另一方面也给新能源、低碳资产增加额外收益，形成正向资金流，给我国碳市场带来新活力。因此，CCER重启是“双碳”背景下推动重点领域重点行业企业自主减排的必然选择，并对强制性碳交易市场形成有益补充，形成刚性规则与柔性机制兼容并济的碳市场体系。

　　生态环境部表示，自愿减排交易市场启动后，各类社会主体可以按照相关规定，自主自愿开发温室气体减排项目，项目减排效果经过科学方法量化核证并申请完成登记后，可在市场出售，以获取相应的减排贡献收益。启动自愿减排交易市场有利于支持林业碳汇、可再生能源等项目发展，有利于激励更广泛的行业、企业和社会各界参与温室气体减排行动。

　　3.作为能源保供稳定器，煤电行业成本回收问题亟待解决

　　10月1日出版的第19期《求是》杂志刊发国家发展改革委党组署名文章《深刻把握六方面重大关系的实践要求　以高质量发展推动中国式现代化》。文章提出，要加强能源资源安全保障能力建设，推动煤电等支撑性调节性电源建设。相对于新能源波动性大及近年极端天气导致的水电出力的不确定性，季节性电力需求波动凸显了煤电作为能源保供稳定器的作用。在未来很长一段时间煤电仍将是我国最重要的电力来源。《2023年能源工作指导意见》中提到要“加快建设具备条件的支撑性调节电源，开工投产一批煤电项目”。而煤电项目建设的同时也引发了对有关煤电项目的经济性和潜在搁浅资产风险等问题的关注。

　　受近年来煤炭价格高企影响，煤电企业出现大面积亏损，生存压力巨大，特别是伴随新能源装机的持续扩张，煤电机组利用率不断下降、收益率下滑。虽然今年以来电煤价格波动下行，电厂燃料成本回落，同时燃煤发电上网电价政策持续发力，煤电价格上涨助力多家电力企业实现扭亏。但煤电企业的长期盈利状况尚未企稳，据中电联的数据显示，煤电企业尚未整体实现扭亏为盈，大型发电集团煤电亏损面达到50%左右，部分大型发电集团仍整体亏损。

　　且随着我国风光新能源快速发展，对调峰等辅助服务的需求持续显著增加，煤电企业经营成本也不断增加。中电联发布的《电力行业碳达峰碳中和发展路径研究》显示，由于新能源属于低能量密度电源，发电不稳定，由煤电和储能来提供调峰辅助性服务，就会导致相关设施年度投资水平大幅上升。据测算，相比2020年，2025年、2030年、2035年发电成本将分别提高14.6%、24.0%、46.6%。随着我国电力负荷逐年攀升，电力保供压力越来越大，目前将火电作为“压舱石”仍是最优选择。破解煤电企业所面临的巨大生存压力，亟需通过容量保障政策妥善解决煤电行业成本回收问题，保证煤电有效容量的充裕性，对我国电力安全稳定供应、电力系统绿色低碳转型均具有重要意义。

　　4.消费淡季短期价格回落，需求改善需待迎峰度冬

　　虽然东北地区已开启供暖，但从全国整体来看，特别是今年10月，我国中东部及北方多地气温偏高。民用电负荷较低，沿海电厂日耗下降，库存保持高位。电厂在长期合同和进口煤炭支撑下，市场煤采购寥寥。且目前煤价虽已下行但下跌幅度有限，下游市场对此接受度较低。叠加大秦线秋检结束恢复运输后，煤炭调入量增加，环渤海港口库存加速积累，贸易商挺价情绪受到很大影响，市场对煤价继续下跌的预期增加，下游采购行为继续保持观望，等待价格进一步回落。

　　同时，工业用电表现一般，“金九银十”季节性需求已经进入尾声。数据显示，化工行业的煤炭消耗量已经较之前的高点有所下降，水泥行业也逐渐减少了产能。且经过前期小幅补库后，近期非电用煤采购意愿偏弱，环渤海港口下锚船舶数量减少，煤炭发运量下降。随着各地实施错峰生产计划，非电行业对市场煤炭的需求将进一步下滑。

　　煤炭供应方面，新增产能批复速度已经放缓，高开工率下，煤矿事故频繁，安全检查影响产量增长。但进入十月，为了确保供应在冬季高峰时仍然稳定，主产地煤矿纷纷增加煤炭产能，四季度煤炭产量增长速度或将有所恢复。

　　当下正值煤炭消费淡季，终端煤耗水平保持低位，叠加短期看跌预期依旧明显，观望情绪仍占据主导，煤价回落行情难有改变。巴以冲突开始后，以石油和天然气为主的海外能源价格上涨，随着后续事件持续升级叠加欧洲冬季来临等因素，海外煤炭价格或呈现上涨态势，进口煤量环比或有所下降。预计进入11月份，天气转冷，我国北方地区进入供暖季，采暖需求增加，动力煤库存经历去化过程，迎峰度冬煤炭价格或有所反弹。（本报告数据来源：国家统计局、中电联官网、中国煤炭市场网、煤炭江湖）

　　责任编辑：江蓬新

　　校对：许艳