迎峰度夏，尖峰时刻：2024年动力煤产地调研及后市展望

中信期货研究|能源转型与碳中和调研报告 迎峰度夏，尖峰时刻：2024年动力煤产地调研及后市展望 2024-6-4 投资咨询业务资格： 证监许可【2012】669号 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。 能源转型与碳中和组 研究员：朱子悦 从业资格号F03090679 投资咨询号Z0016871 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 研究员：张默涵 从业资格号F03097187 投资咨询号Z0020317 研究员：王鹤蓉 从业资格号F03091767 投资咨询号Z0019893 【中信期货能源转型与碳中和】从煤炭储备政策看我国煤炭供需矛盾衍变——专题报告20240418 【中信期货能源转型与碳中和】产业政策系列（一）：能耗政策对大宗商品的影响分析——专题报告20240430 【中信期货研究】《2024—2025年节能降碳行动方案》对大宗商品的影响——点评报告20240530 重要提示：本报告非期货交易咨询业务项下服务，其中的观点和信息仅作参考之用，不构成对任何人的投资建议。我司不会因为关注、收到或阅读本报告内容而视相关人员为客户；市场有风险，投资需谨慎。 目录 摘要：1 一、产地动力煤调研基本情况3 二、近期坑口生产及销售情况3 1、产销情况：多数煤矿生产正常，顶仓情况较少3 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3 三、强监管下的坑口生产4 1、多重因素影响产能核增落地，吨煤成本整体上升4 2、安全强监管，煤矿增产能力及意愿不足4 3、环保力度增强，黄河治理导致部分产能关停5 四、减量的长协煤5 五、坑口非电需求分化6 六、铁路运费优惠分析6 七、2024年国内动力煤市场展望7 1、短期展望：迎峰度夏预期落空之前，煤价易涨难跌，价格仍有窄幅上行空间7 2、长期展望：2024年煤价震荡区间收窄，重心下移7 免责声明9 图目录 图1：某国有矿生产情况4 图2：某集运站磅房4 图3：晋陕蒙三省原煤产量实际情况及计划5 图4：化工行业周度耗煤量6 图5：甲醇耗煤量6 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。 图1：某国有矿生产情况图2：某集运站磅房 数据来源：中信期货研究所数据来源:中信期货研究所 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。 图3：晋陕蒙三省原煤产量实际情况及计划 单位：亿吨 2023A 2024E 2024M1-4 y-o-y 山西 13.78 13 3.69 -16.9% 陕西 7.61 7.8 2.4 +0.6% 内蒙 12.1 12 4.2 -3.5% 资料来源：公开资料搜集，国家能源局，中信期货研究部 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。 图4：化工行业周度耗煤量图5：甲