供需收紧致煤价回升，短期扰动不改降价主基调

现象探讨： 6M23 动力煤价出现止跌回弹，主因供给放量趋缓及季节性耗煤增加，且供给侧变化的影响更大。 回溯23年以来煤价走势，煤价中枢已从年初的1150元/吨降至6月初的780元/吨。而6月是今年煤价下行大趋势下的第一个重要拐点，港口价出现止跌回弹，月末环比上升28元/吨、涨幅3.5%，坑口价自6月中旬之后也开始出现止跌趋势。 结合产业链多维度数据拆解结果看，此次煤价回调主要由于前期供需宽松格局于6月开始略有收紧，其中： （1）供给端—— 6M23 煤炭产能增长放缓，且港口贸易商交易意愿降低、市场流通货源减少。我国6月煤炭日均产量1300.3万吨、增速环比5月下滑2pct，动力煤当月产量3.0亿吨、同比下滑262万吨、降幅0.9%，录得 2M23 以来首次负增长；产量增长趋缓一方面由于存量煤矿逐步到达增产空间上限，且经历了大幅扩产以及煤价大幅下跌后煤企对新建煤矿的积极性开始略有降温；另一方面，自6月中旬煤矿安全事故出现后，煤矿安监力度趋严下相关超能力生产开始退出,使得月末产量偏低。此外，月内港口价格变化的频率变高使得部分贸易商采购积极性降低、观望情绪较高，从而减少了市场内的煤炭流通货源，此时夏日用煤刚需及前期中标的贸易商采购共同推高了港口价。因此，虽然6月我国动力煤进口量同比、环比分别增长279.9%、5.3%，进口煤炭仍为市场贡献重要煤源补充，但国内生产端和港口贸易端的供给限制因素使得供给端整体放量趋缓。 （2）需求端——季节性煤耗需求提升。6月动力煤消费总需求同比、环比分别提升15.0%、9.0%，虽然23年以来非电煤需求持续低迷，但6月电力行业动力煤消费占比65.7%、环比提升1.5pct，可见入夏以来由于火电厂的季节性耗煤需求增加，电煤消费对动力煤需求的拉动作用进一步提升。 综合供需来看，6月此轮煤价上涨行情中供给端放量不足的影响较季节性需求增长的影响更大。虽然6月电厂季节性耗煤需求延续5月以来的提升趋势，但前期电厂库存较高且煤炭长协兑现情况好转，因而市场煤需求量并未实现明显提升；而在供应端，国内煤炭扩产进程放缓以及港口贸易意愿降低带来的供给端放量趋缓是相较于5月而言更为明显的边际变化，也是此轮煤炭价格上行的主要支撑力。 后市展望：供给短期受挫但需求支撑力不足，此轮煤价反弹可持续性较差，预计后期煤价中枢有望持续下行。 供给端：短期内煤炭生产仍受安监升级影响，但整体煤炭供给仍将较为宽松。7月以后我国煤矿安监范围进一步扩大，部分煤矿将面临停产整顿，后期煤炭生产供应将阶段性受到一定限制；但保供政策下23年煤炭生产能力已有了大幅提升，即便安监趋严导致部分超能力生产退出，煤炭生产能力仍将处于历史高位水平。此外，国际经济弱复苏下煤炭需求不足，使得进口煤供应预计仍将较为充足。 需求端：虽然夏季电厂煤耗维持高水平，但电厂长协兑现情况较好使市场煤仍将作为补充煤源，且电厂前期高库存策略使得终端补库压力不大，因而煤价反弹动力较弱。此外，8月后预计台风登陆带来降雨、降温以及夏末天气逐步转凉，电厂日耗后续将有所回落，使市场煤价继续上行缺乏需求端的足够支撑、可持续性较弱。因此，我们预计这次小幅反弹行情并不改变23年煤价中枢下行的大趋势。 煤价下行大趋势下火电业绩将迎来实质性改善，建议关注：火电资产高质量、积极拓展新能源发电的龙头企业华能国际；可发挥民企优势灵活配置煤炭来源结构、有新机组核准预期的龙头企业宝新能源；积极承担省内保供任务，资产价值有望重估的龙头企业浙能电力、江苏国信、皖能电力。 新增装机容量不及预期；煤价下行不及预期；下游需求景气度不高、用电需求降低导致利用小时数不及预期。 1.16月动力煤价走势变化——煤价低位止跌、小幅回弹 回溯23年以来煤价，以北方港口5500大卡煤为例，煤价中枢已从年初的1150元/吨降至6月初的780元/吨，除2月份煤价先降后涨、当月低点出现在中旬外，其余各月基本都是高点在月初、低点在月末。 6月是23年煤价下行趋势下的第一个重要拐点，坑口价、港口价一反 3M23 以来的下跌趋势、呈现止跌并小幅回调，进口煤价、长协价延续平稳下滑趋势、降幅收窄。 坑口价：以山东滕州动力煤Q5500坑口价为依据，自年初开始连续5个月下跌后，6月中旬较月初继续下跌了95元/吨、跌幅11.7%，之后开始出现止跌趋势，一直到月末价格一直稳定在715元/吨。 港口价：以秦皇岛动力煤Q5500平仓价为依据，自3月以来连续3个月下跌后，6月煤价呈现低位止跌回弹趋势，月末动力煤港口价环比5月末上升28元/吨、涨幅3.5%。其中，6月前半段动力煤港口价保持震荡下降；6月后半段开始小幅上升，平均每日涨幅4-5元/吨。 进口煤价：以广州港印尼煤Q5500库提价为依据，6月进口煤价延续3月以来的下跌趋势，环比5月末下跌50元/吨、跌幅5.2%；6月整体进口政策偏宽松，煤炭大量进口导致价格下跌，但降幅环比收窄了7.5pct。 年度长协价：以秦皇岛动力煤Q5500年度长协价为依据，6月年度长协价为709元/吨，环比5月下降10元/吨、降幅1.4%，维持23年以来的平稳下滑趋势。 图表1：山东滕州动力煤Q5500坑口价（元/吨） 图表2：秦皇岛动力煤Q5500平仓价（元/吨） 图表3：广州港印尼煤Q5500库提价（元/吨） 图表4：秦皇岛动力煤Q5500年度长协价（元/吨） 1.2供给放量趋缓+季节性耗煤催升煤价，且供给侧影响更大 供给端：煤炭供给端放量趋缓主要来自生产端及港口贸易端双方面。 23年以来煤炭生产持续放量，6月产量增幅收窄。4Q21以来煤炭增产保供政策在多方、多部门联合推动下取得明显效果，存量煤矿产能核增及露天煤矿临时用地批复使得产能不断突破； 11M22 起国内煤炭扩产已实现实质性进展，突破此前日产能瓶颈1200-1230万吨/天，1- 5M23 累计原煤产量已同比增长5.4%。而 6M23 以来煤炭产量增幅开始环比放缓，一方面由于存量煤矿在前期高产基础上正逐步到达增产空间上限，且经历了大幅扩产以及煤价大幅下跌后、煤企对新建煤矿的积极性开始略有降温；另一方面，自6月中旬煤矿安全事故出现后，煤矿安监力度趋严下相关超能力生产开始退出,使得月末产量偏低。 港口贸易商交易意愿降低、观望情绪较强，使煤炭市场流通货源减少。6月动力煤港口价的两拨反弹分别出现在月初和月末，反弹原因均为价格下跌后货主报价意愿降低，而同时存在的夏日用煤刚需以及前期中标的贸易商采购共同推高了港口价。 同时，月内港口价格变化的频率变高使得部分贸易商采购积极性降低、观望情绪较高，从而减少了市场内煤炭流通货源。 需求端：非电煤需求持续低迷，6月动力煤需求量提升主要靠季节性电煤需求增加拉动。23年以来，我国房地产、基建、化工等非电煤直接终端行业发展不及预期，对煤炭需求拉动作用弱。但随着入夏进程推进，电厂耗煤提升、终端采购情况好转，电煤在入夏以来对煤炭需求的拉动作用进一步提升。 结合供需来看，6月此轮煤价上涨行情中，供给端放量不足的影响较季节性需求增长的影响更大。 5月起部分地区已逐步入夏、带动煤耗增加，而当月煤价仍实现大幅下跌，主要由于生产端的持续扩量以及进口煤补给提升。而6月虽然电厂耗煤需求进一步增加，但前期电厂库存较高且煤炭长协兑现情况好转，使得市场煤需求量其实并未实现显著提升。 反观生产端，尽管进口煤仍然较为充足，但国内煤炭扩产进程放缓以及港口贸易意愿降低带来的供给端放量趋缓则是相较于5月更为明显的边际变化，也是此轮煤炭价格上行的主要支撑力。 1.3展望后市，供给短期受挫但需求支撑力不足，此轮反弹可持续性较差 供给端：短期内煤炭生产仍将受安监升级影响，但前期产能放量使得煤炭产能仍将维持高位。6月以来产地煤矿安全事故频发且存在部分事故瞒报情况，因此应急管理部门已指出要认真开展矿山事故瞒报“大起底”专项行动；7月14日国务院总理李强进一步在国务院常务会议时提出在能源保供工作中要切实加强安全生产风险隐患排查整治。因此，我国煤矿安监范围将进一步扩大，部分煤矿将面临停产整顿，煤炭生产供应将阶段性受到一定限制。但整体看，保供政策下煤炭供应大概率仍将处于历史较高位水平。 需求端：现货煤需求难有明显提升，夏末天气变化将难以继续支撑煤价反弹。 夏季电厂煤耗维持高水平，但高库存+长协兑现策略使市场煤仍将作为补充煤源，煤价反弹动力弱。初伏已过，中伏、三伏紧随其后，高温天气持续使得电厂将继续保持较高的耗煤水平。但前期电厂的高库存战略使得终端补库压力不大，且主要长协煤港口库存压力明显下降体现电厂入夏后以兑现长协煤为主、现货仍将作为补充采购煤源；即短期看虽然港口现货资源不多、但现货需求也不高。此外，国际经济弱复苏下煤炭需求不足，进口煤将持续保持充足供应，使得整体煤炭供需格局较为宽松。以上需求端因素有望成为此轮煤价上涨动力不足的主要原因。 夏末天气变化有望影响终端需求，此轮煤价反弹维持时间将较短。8月后预计台风登陆带来降雨、降温以及夏末天气逐步转凉，电厂日耗后续将有所回落，使市场煤价此轮小幅上行缺乏需求端的足够支撑、可持续性较弱，我们预计这次小幅反弹行情并不改变23年煤价中枢下行的大趋势。 1.4Q3煤价跟踪的关注点——重点关注电厂日耗&库存以及进口煤价 煤价走势判断方面，重点关注需求端日耗、库存情况及煤炭进口情况。 市场煤价未来一段时间将保持较为敏感的震荡状态，虽然生产端的瓶颈突破以及部分超能力生产退出的影响未来将持续，但撬动煤价的主要因素预计将转变为终端对现货煤的采购量变化。因此Q3应重点关注迎峰度夏期间终端日耗及库存，若日耗快速提升、库存去化速度显著加快，则电厂长协难以覆盖的补货刚需则会对现货煤需求产生拉动，进而对煤价起到一定的拉升作用。 6月国内煤价止跌企稳后，进口煤价格优势开始凸显，叠加国际需求低迷下进口煤量仍将较为充足，预计后续一些沿海电厂会将部分需求由内贸煤转向进口煤，若进口量和进口煤价优势未来都维持在较好水平，则会对整体市场煤价继续上行造成又一阻力。但同样需要关注8月上旬澳大利亚LNG工厂罢工事件对国际高卡煤价的阶段性推升带来的连带影响。 我们接下来从国内生产&周转、煤炭进出口、下游需求三大维度拆解煤炭产业链数据，用以佐证我们对此轮煤价回调变化的分析和对未来走势预判的结论： 2.1国内产量：累计产量仍同比提升，但 6M23 产量增幅环比收窄 煤炭产量6月增幅环比下滑2cpt，动力煤产量6月增速录得 2M23 以来首次负增长。 原煤生产：整体看2021年11月之后我国煤炭产能瓶颈有实质性突破，2023年以来煤炭日均产量保持在1240万吨以上的水平。2023年6月我国原煤产量3.9亿吨，同比2022、2021年分别提升1078.1、6690.8万吨。6月日均产量1300.3万吨、环比5月提升35.9万吨，增长逐渐趋缓，同比增速环比5月下滑2pct。 动力煤占比：6月动力煤日均产量占原煤日均产量比重为78.3%，环比5月持平，同比2022、2021年分别下降2.9pct、5.8pct。 动力煤产量：1-6月动力煤累计产量18.6亿吨、同比+2.9%，整体来看累计产量仍高于往年。而6月我国动力煤产量3.0亿吨，环比5月增长1.2%，并未延续4月以来的回落趋势、出现环比小幅增长，但增长幅度小于2022、2021年同期情况，且同比2022下滑了262万吨。 综上，煤炭产量1-6月同比增长趋势延续，2021年Q4以来多方、多部门联合推动煤炭增产保供政策后，存量煤矿的产能核增、露天煤矿的临时用地批复持续推进； 但6月开始增幅呈现收窄（甚至动力煤增幅转负），主要受到煤炭安全监管趋严后部分煤矿逐步开始停产整顿的影响。 图表5：原煤日均产量（万吨） 图表6：动力煤产量当月值（万吨） 图表7：动力煤占原煤当日均产量比重 图表8：动力煤月产量累计值及变化趋势 分地区看，晋陕蒙新煤炭产能占比81.3%、产能集中趋势整体未改。 2023年1-6月，晋陕蒙新四省区原煤产量达18.7亿吨，占全国原煤产量