期货看“五”评 | 动力煤：春去秋来冬将至

黑色分析师

陈张滢

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交易咨询号：Z0020771

随着用煤淡季即将过去而冬季采暖需求即将走高，根据我们的预测，10月份以后动力煤供需格局在淡季供大于求的情况将随着采暖需求的上升季节性改善。据此，我们预计年内煤炭价格压力最大阶段或将过去。

但受限于：1）高位的供给；2）库存蓄水池的充足；3）下游终端补库备货已经相对充分；4）采暖季需求激增概率较低且化工用煤对于需求增量贡献减弱等因素，预计四季度煤价向上的驱动同样有限。

于是，我们更倾向于在即将到来的冬天，动力煤价格或将继续在下半年的高、低价之间维持相对稳定的波动。

另外，由于在今年9月，世界气象组织就预测拉尼娜准备在秋季“返场”。许多人将“拉尼娜”将寒冬相挂钩，实际上二者关联性已经明显减弱。据相关数据统计，1951年至今共发生了15次拉尼娜事件。在1986年以前，拉尼娜事件发生的当年，我国冬季均为冷冬。但在全球变暖的背景下，1986年以后拉尼娜事件发生当年，我国出现暖冬的频率在增加。虽然如此，今年仍有概率发生寒冬，我们需要提示注意今年若出现寒冬，煤价突破区间上行的可能。

三季度以来动力煤价格呈现窄幅震荡走势

在上期关于动力煤的专题（2024年7月12日《动力煤：大雨过后能否迎来“夏天”》）中，我们认为“供需之间暂时未发现能够对价格形成明显抬升的动力，偏宽松的供给以及需求端受（水电及新能源）‘替代效应’的钳制，价格表现或相对中庸。随着时间进入三季度中下段，高温天气带来的用煤高峰将带动动力煤供求结构走入季节性的偏紧阶段，未来的高温天气或对价格起到一定支撑，但总体向上的力度预计一般”。整体来看，价格走势与我们预期的相一致，并无太多亮眼之处。

高供给（回升的产量+高位的进口+终端充足的库存）仍是压制价格的主要因素

5月份以来，随着山西省“安监”放松，原煤产量开始逐步回升，原煤累计产量从5月份的同比-2.83%（-5400万吨）转为9月份的+0.98%（+3360万吨）。在山西省为完成年初设定生产目标而进行的“补充式”生产以及内蒙、新疆产量释放的共同作用下，9月份原煤产量更是创下了历史新高的41.45亿吨。

同时，今年海外煤炭需求偏弱，持续给予我国进口利润，煤炭进口在去年高基数的背景下今年仍持续处于高位水平。1-9月份，我国累计进口煤及褐煤3.89亿吨，累计同比增4150万吨或11.93%。

持续回升的原煤产量以及持续挂在高位的煤炭进口带来的是今年我国煤炭充足的供应。1-9月份我国煤炭总供给累计达38.65亿吨，累计同比增7510万吨或1.98%。

我们从小口径但相对高频的煤炭生产数据看到近期煤炭生产仍处于同期高位水平。同时，近期煤炭进口利润依旧维持，煤炭到港量仍居高不下，整体煤炭进口依旧活跃。此外，从历史情况来看，在四季度的供暖季，煤炭“保供”之下，原煤产量一般处于年内相对高位水平。因此，我们认为四季度煤炭高供给的情况或将延续，仍是继续压制煤价的主要因素。

另外，我们看到主流港口库存处于同期相对高位，即供应端与需求端中间的蓄水池水量较为充足。其中，受制于下游终端需求淡季及大秦线发运提速，秦皇岛港库存近期快速累积（短期对北方港口煤价形成压力）。

除此之外，终端电厂继今年4月份提前进行补库后，在9月份逐步进入淡季后继续提前补库，错开煤炭需求旺季提前采购。当下终端电厂库存已处于历史高位水平，高于2023年同期水平，这意味着未来终端电厂在旺季进行补库采购的需求将显著减弱。

三季度高温导致居民部门用电意外大幅增长，水电发力减弱，火电需求旺盛，但四季度采暖及电力用煤需求激增概率较低

需求端，与高供给相对应的是同样旺盛的需求，只是供应的充足稀释了高需求带来的价格上行动力，即煤炭并未体现出紧缺感。

三季度，受西南、华东等部分地区高温影响，居民部门防暑降温用电需求大幅增长。统计局数据，1-9月城乡居民用电累积同比增1309亿千瓦时或12.57%，约合去年同期用电总量的1.91%，这也是1-9月全国用电总量增速7.95%超出我们预期的5-6%增速上限的主要因素（扣除居民部门用电的意外大幅增长后，全过用电增长约为6%）。其中，我们可以看到8月、9月城乡居民用电增速尤为明显，同比分别增长23.74%及27.80%，这与8、9月份的高温情况相匹配。

在高温带来居民用电超预期增量的同时，由于降水下降导致水力发电发力明显减弱，进而派生出更多对于火电的需求以弥补水电方面的超预期缺失及解决增量部分用电。其中，8月份火电同比增速4.02%，9月份受水电大幅降低影响（同比-12.8%），火电单月增速达到9.26%。

整体来看，1-9月我国发电总体增长6.54%，其中，受水电、新能源（风、光）发电“替代效应”，火电增速仅2.25%，大于供给增速的1.98%（炼焦煤的减少因素导致，实际动力煤供给增速在2.56%，与电力需求增速基本持平）。

从日耗角度，我们看到8、9月份与火电显著发力相对应的显著高于同期水平的日耗。当下，随着夏季高温的退去，日耗下降至2023年同期水平。后续随着冬季采暖季大规模供暖的开始（一般在11月中旬），日耗将再度季节性上升。

由于2023年(2023年12月至2024年2月)冬天既非冷冻也非寒冬（注：“根据‌中国气象局的判定标准，2023/2024年冬季全国平均气温为-2.8℃，较常年同期偏高0.3℃。全国暖冬指数为36.7%，冷冬指数为15%，均未达到一半，因此总体来看，2023/2024年冬季为正常年份‌”），而当前有气象部门的相关表述（注：“中国气象局在10月29日例行发布会上表示，今年冬季(2024年12月至2025年2月)，全国大部地区气温较常年同期偏高，但季内气温冷暖起伏显著，发生过程性强降温的可能性大。冬季东北中北部、内蒙古大部、西北地区中东部、新疆北部等地可能出现阶段性强降温、强降雪过程”），今年整体冬季气温或偏暖，但几大重点供暖地区或出现阶段性强降温、强降雪过程。因而，我们认为今年冬季的采暖需求或与2023年大致相当或略高，即对应的日耗水平与2023年大致相当或略高。

即今冬采暖需求出现大幅激增的概率偏低。

化工用煤需求持续强劲，但四季度增速或有所缓和，对于煤炭需求增量带动作用减弱

从CCT的统计的动力煤消费情况来看，1-9月我国动力煤消费量累计增速2.92%（+8676万吨）。其中，电力需求增量最为明显，约4940万吨（2.58%）。其次为化工用煤需求增量，约3275万吨（18.43%）。再次，是供热需求增量，约1675万吨（7.29%，主要由于今年一季度2、3月份偏冷导致）。除传统用电办理增速明显外，其他用煤消费同样出现一定增量，建材类用煤需求表现拉垮（-9.09%）。

化工类用煤在1-9月份同比大幅增长的原因在于2023年下半年甲醇、尿素等产能大规模投产，导致2023年7月份以来甲醇及尿素产量显著提升，进而带动用煤需求大幅提升，其同比的增速同时还来自于2023年上半年的低基数。随着时间来到四季度，由于基数效应，化工用煤同比增速预计将有所放缓，对于煤炭需求增量带动作用减弱。

年内煤炭价格压力最大阶段或将过去，但向上同样缺乏有效驱动

随着用煤淡季即将过去而冬季采暖需求即将走高，根据我们的预测，10月份以后动力煤供需格局在淡季供大于求的情况将随着采暖需求的上升季节性改善。据此，我们预计年内煤炭价格压力最大阶段或将过去。

但受限于：1）高位的供给；2）库存蓄水池的充足；3）下游终端补库备货已经相对充分；4）采暖季需求激增概率较低且化工用煤对于需求增量贡献减弱等因素，预计四季度煤价向上的驱动同样有限。

于是，我们更倾向于在即将到来的冬天，动力煤价格或将继续在下半年的高、低价之间维持相对稳定的波动。

另外，在今年9月，世界气象组织就预测拉尼娜准备在秋季“返场”。许多人将“拉尼娜”将寒冬相挂钩，实际上二者关联性已经明显减弱。据相关数据统计，1951年至今共发生了15次拉尼娜事件。在1986年以前，拉尼娜事件发生的当年，我国冬季均为冷冬。但在全球变暖的背景下，1986年以后拉尼娜事件发生当年，我国出现暖冬的频率在增加。虽然如此，今年仍有概率发生寒冬，我们需要提示注意今年若出现寒冬，煤价突破区间上行的可能。