一、煤炭增产保供

1.政策集中2个：

（1）发改委930下午的会议

（2）后续晋陕蒙的保供，内蒙能源局发文涉及72个煤矿尽快复产增产。

 

2. 72个煤矿建议核增9835万吨，文件还需要观察。

第一，72个矿里面有的矿已经有核增落地的，有的部分煤矿已经按照核增产能在产了，915签了保供协议认证，跟能源局签了协议。

第二，72个煤矿里面有个别煤矿，去年冬季保供超能力生产，之后有倒查的前车之鉴。仅有能源局下发文件是不是真的敢生产，安监、环保是不是默许了内蒙能源局的做法，这很关键，就像去年，如果不默许还得倒查，煤矿是不敢生产的。

3月1日后违规生产列入刑法，山西没有问题，陕西和内蒙还是有问题。安监刑法的认定，和各地监管部门的认定，有认知方面的差异。山西超产10%以内没问题，榆林安监就是要求严格按照核定能力生产，鄂尔多斯也有这样的说法。

72家煤矿即便全部落地，日均增产27万，短期不足以弥补缺口，和冬季消费高峰有重合。短期影响不大，后期还要观察。

 

3.连主任930会上五条要求，落实韩正总理的要求，这里面有些要求针对性特别强，能不能落地要看地方政府和横向部门是否配合。比如纠正煤管票的要求，一个煤矿发生事故涉及整个区域整顿，适量增加进口，这些事需要协同。

（1）陕西9月下旬，因为环保督察，60多个煤矿停产，是确定性的，后期看能不能尽快生产。

（2）鄂尔多斯东胜连续3起事故，大面积停产能不能解决，得到国庆节之后先观察。

（3）印尼煤动力煤进口占比72%，降雨天气增加不上来甚至缩量，俄罗斯冬季铁路港口运输都跟不上，进口也增不了。

 

政策方面力度很大，能落地多少很关键，4月初保供到了9月底价格越涨越高，产量释放真的有难度，有各方面的横向制约因素，安全环保比煤炭保供还强还优先，以后会不会弱化很难说。如果政策全部落地，后期煤炭供需会缓解，今年4季度明年1月之前，根本性改变供不应求局面很难，煤价涨势放缓，趋势性下降得到明年春节之后。

 

4.山西和陕西是用存量在保供，增加现货市场紧张程度，保了重点客户，非重点客户采购难度加大。

 

6.需求方面

（1）今年气象部门冷冬的概率比较大，比去年冷的程度还强，供暖用电负荷比去年强，产量均衡的，晋陕蒙对本地和外部供应带来考验，榆林本地热电企业的保供都有问题。

（2）能耗双控可能是短期因素，前期能耗超进度了，随着9月底10月上中旬拉闸限电，后续回到合理区间，对高耗能企业拉闸限电可能有所弱化。近期出台一系列支持鼓励督促加快燃煤机组电力保供措施，中纪委也采取了督查措施，这块会使动力煤消费很难降。

（3）天然气价格涨了14个月，翻了6-7倍，冬季燃气发电供热到燃煤发电供热转移。

未来3-4个月，动力煤消费量保持增加的态势，煤炭产量能不能匹配用电需求？很大程度上是平衡或者均衡，要改变短期供不应求的局面很难。

 

二、Q&A

Q：煤炭方面大的方针？

政治局迎峰度夏工作会议已经开始关注了，韩正副总理主持能源保供专题会议，还有国常会的几次讲话，已经不仅仅是在经济层面了。不一定到大大那才有作用，已经到顶层了。国内用电需求超预期，比计划翻了一番，需要时间来调整和修正。

 

Q：内蒙古能源局文件是谁的意思？

发改委强力推动下，内蒙能源局落地的产物，酝酿2个月了。72个煤矿前提是不出事故，没有产能核增落地，还得保证没有事故，巴隆图煤矿那种事故很难防备。按拟核增的产能来组织生产，之前部分煤矿强烈要求政府给红头文件，出了问题不追查超能力生产。这次是能源局文件，如果能源局和安监联合下发，力度会大得多。

 

Q：超产的这部分煤能不能挂在库存煤上？

去年采取过这个措施，今年很难，之前的文件是临时的。去年超产储备在库存煤里面的保供以后也被查了。。。得有个说法，哪里来的煤啊。。去年拨开土就是库存了，产出来也算超能力了，政策的灵活性打擦边球越来越小。

 

Q：拨土还来得及？

现在理论上还来得及，至少提前1个月，高煤价情况下有积极性。11月开始鄂尔多斯晚上到零下，白天没问题，11月以后冻的厉害了难度特别大。。。

供暖出问题的可能性极小，发电企业的煤真的保得差不多的，停掉的都是与民生无关的，高耗能企业。电企也在不计成本采购。

 

Q：高煤价现状下电厂买煤发电意愿？

大小电厂都在削减电量，普遍现象，具体比例不好确定，电力监管尺度、电价政策、电厂属性也不一样。

 

Q：现在要求发电供热企业80%长协兑现率，比例调整问题？

发电供热企业有意愿，铁路部门需要调整，有个过程，大秦、蒙冀和一些主要运煤干线可以增加运力，客货混运的很难。发电供热企业保供要求比纯发电企业更大，主要是保发电供热也就是热电联产企业，这部分全年3-3.5亿吨的样子，冬季多一些，量看上去不大但打破了产量和运输的均衡。

 

Q：山西保供会议，哪里凑出来的5000多万吨煤？

从从产量存量里面挤出来的，挤了其他用户来保证供热企业。价格应该是今年4季度按照市场价算，明年按照长协算。

 

Q：长协煤价？

电价上调一部分、利用小时提升，还可以接受一定上涨，碳达峰预期、控制能耗、火电无效去产能，都是督促，煤炭企业债务问题、煤炭现货和长协差距太大...上调可能性比较大。

 

Q：焦煤来保电煤的量？

晋中南陕煤化有部分，内蒙可能也有一部分，临时的措施，量不大。

 

Q：兖矿在内蒙没有长协？

直接对下游销售的不多，不知道为什么没有纳入长协考核，后续可以问问能源局。

 

Q：陕煤靠着浩吉铁路长协也不高？

有陕煤的意愿问题，客户比较分散，和重庆什么的签的都是保量的协议，江内企业对价格承受能力没有沿海那么敏感，浩吉铁路运量还有些不稳定。

陕煤的价格和沿海的年度长协还有区别，在月度上调整也不完全随市场，有些让利给客户。浩吉是合资主体，长协的体现，主管部门介入可能没有国铁那么深。

 

Q：拟核增的72个矿长协要求？

（1）理论上都是要求年度长协，今年是可以灵活的，明年再看，还有不确定性。增量部分完全年度长协只有个别大矿在执行，更多的矿虽然签了协议在执行月度长协。大部分企业的长协其实是月度长协。

（2）月度长协和市场价的价差，比市场价滞后，也在持续上涨，价差不太大，每周市场煤均价，还是有优势，数量保障上能力比较高。

（3）陕煤40%长协里面也有月度长协，发改委对年度长协严格考核，月度长协考核兑现率，月度长协兑现率比年度长协还好一点。

（4）年度长协没有官方数据，神华、中煤年度长协50%，其他企业自产煤企业在50%以下，全算下来 6亿吨左右，推算的。有些坑口电厂也有，不是都在港口卖。

（5）供热企业签年度长协的不多，供热企业很少有大型发电机组参与进去，山东地方热电联产机组，30万或者不到30万千瓦的机组，量比较小，年度长协要每个月去均衡，每年4季度要加量煤炭企业可能很难做到，发电供热用煤的年度长协占比要比整体年度长协占比小。东三省年度长协占比小，没有长协保障，每年冬天用煤紧张。明年可能要签进去.

（7）只要签了中长期合同，铁路运力要有保障。煤企有的愿意签，量上面可能保不住，灵活度会下来。神华月度长协是外购长协，外购煤数量比去年大幅减少，市场采购的煤进行月度长协保供难度很大。

 

Q：国庆期间榆林有几个煤矿价格跌了？

面子工程，去买煤都没有煤，可能是临时停产的矿后期要复产，提前在造势，没有生产，可能是放出来的竞标价，竞标买的时候可能就上去了，价格不具备指导性。

 

Q：陕西煤现货价格卖到1000多又被摁到800多？

是个别情况，现在陕西不再限价，不公布报价。之前有签了5500大卡的发5300的，现在也还有，北方港也有这种情况。5000大卡不被考核，还有预结算、两票、吨位上都做处理，各种应对措施都有。

 

Q：长期看供给涨幅及相应的政策配合？

（1）煤价不具备持续高位运行的能力，煤价理性回归。

（2）今年需求超预期，16年供给侧改革到现在，煤炭产能2017年之后新增产能在放缓，产能增加滞后煤炭需求增长，是根本问题。今年集中爆发是因为用电需求超预期。

（3）72个矿核增产能如果都落实下去，内蒙煤炭产量从现在9.8-9.9亿吨上台阶。之前的1.5亿吨里面，山西、陕西和新疆产能都有增加，是集中的产能批复，后期产能核增还会推进，但产能核增前几年批得慢和能耗双控、碳达峰政策有冲突，产能过大，可能不利于2025年煤炭消费先达峰，或者突破原来的目标。后期产能迅速增加不太会。

72个矿没有神华在蒙东煤矿，是用地指标问题。产能是够的，用地指标超了。拟核增也不是确定性核增，如果土地不批产能也增不上去。

 

（4）明年预期煤炭价格中长协基准价上调，政府对煤价预期没有那么强烈了，逐渐在弱化，不再谈红黄绿色区间，煤价会在相对高位运行，700-800之间都会容忍，再配套一些燃煤发电的相关政策。明年供求关系从今年明显供不应求向偏紧或平衡转变，煤价会有理性回归，但全年很难回到650或者700以下。

预计明年长协基准价上调，几十块钱以上，调整幅度稍微大一点，基准价只占50%，对电价影响评估有点早。

（5）8月下旬一次集中核准批复的1.5亿吨，也包括内蒙，涉及5000多万吨。这次内蒙能源局发文涉及核增9835万吨，和前一次形成叠加，新增加4000多万吨，是拟核增的。除了内蒙外，山西、陕西、新疆，也还有报上去想核增的产能，内蒙这72个矿也不一定全部批下来，后期大的集中批复可能不会有了，总体新增产能是否能达到2亿吨还是未知数。其他省份还不像内蒙这样，把拟核增的煤矿要求投入生产。

 

Q：按照目前的上网电价，煤价跌到多少能让火力发电厂满负荷发电？

各地电价不一样，现在的煤价，百万装机超临界成本在 800左右，30万千瓦的低端机组可能在550左右，但利用小时上去，可能都会有提高。盈亏平衡点和电价、发电利用小时都有关系，湖南电价提的幅度大，对煤价承受能力更大。江苏没有动，燃煤机组对煤价承受能力低一点。装机量大的超临界机组对煤价容忍度高。如果都使用1000以上的市场煤，所有火电厂全部亏损，如果有年度长协 800 900多，亏损会小一点。

 

Q：湖南文件提到的1300标煤单价？

湖南电价高，是入炉价格，从港口平仓到湖南还有100多运费，从浩吉过去运价率也比较高。并不能保证盈利，只是减少亏损，远期的煤价不会一直这么高，政策有前瞻性。

 

Q：之前批复的1.5亿吨落地情况？

之前批复的1.5亿吨，各地落实情况不一样，内蒙古能源局要求915之前所有核增产能和能源局签保供协议，实现长协的供应，但在9月15号并未完全落地。内蒙古能源局又在督促，在10月初才能完全落地，然后找安监环评手续，再之后才能出产量，可能要到10月底才能体现落地了多少。1.5亿吨里面有些核增产能是违规产能合法化，有些是新增上来的，结构很难说，可以观察10-12月的产量。批复到实际产量释放需要2-3个月才行。

 

Q：煤矿核增产能面临的障碍？

内蒙昨天这个文件，还涉及4000多万吨还要看其他部门。批复的意愿不强的障碍，主要还是土地、环保制约，内蒙用地指标，环保压力越来越大，不能突破用地红线，绿色矿山建设都是考核的因素。

 

Q：政府对价格态度？

限制产地价格也在弱化，陕西、晋北和鄂尔多斯都限过没有成功。总理表态用市场化的手段，应该不包括限价。

 

Q：进口量增加在印尼，还有多少增加潜力？其他地区？

进口增量比去年同期大，去年11月才1000多万，后期总量突破3000万吨难度很大，国际煤价涨幅也不小，进口煤价格优势不明显。俄罗斯冬季出口运输受到寒冷天气干扰，印尼连续降雨也在推迟供货，冬季印尼需求也会上来。今年进口比去年同期高，3000万吨是顶峰，资源不允许，近期有传闻澳洲煤卸了，量级非常小，没有多少澳洲动力煤在港口漂着，有些卸货的也都转口走了，不会明显增量，后期月度进口在2700-2800万吨左右。

 

Q：电价上涨预期？

现在支持鼓励地方政府按照用电状况调整，大的层面全面上调不好说。

 

Q：耗煤量？

2025年达峰，达到预期的42亿吨，原来设定的峰值目标是44-45亿吨，对应2020年的口径的，然后逐年递减。

 

Q：监管可能的变化？

执政理念向理性发展，安全生产放弃的可能性没有。国土也不好解决，各地都有耕地红线，总书记也在持续关注，比煤价上涨的经济问题关注更高。

发改委也担心煤价高向下传导带动其他商品上涨，特别是长期持续高位运行。煤矿产能核增报批到煤炭产量释放有个过程，之前需要3-5年，今年已经非常快了，2-3个月完成已经是很快的速度了。

现在突击落地也没那么快，安全环保土地都跟上才行，能源局给政策，地方政府一级级去他落地，核增产能真的落地了，煤炭产量才会增上来，现在还是受横向政策约束。拟核增煤矿投入生产，煤矿带风险的，煤矿安全事故是不确定的，横向部门的监管还在，拟核增的煤矿将来没核增下来怎么办？之前还有文件让煤炭企业3个月内补齐产能指标，高煤价情况下买不到怎么办？

去年以来内蒙监管执行最严与反腐有关系，结束了之后，政府监管作为很难松下去。安全环保土地都没有松下去的条件，只是心理上的影响没那么强了，监管措施会常态化。煤炭生产监管合规合法进行，政策对产量的影响弱化。今年陕西有全运会，内蒙反腐，都是都实实在在存在的。

 

Q：核增以后会变成永久性产能，发改委担心？

集中批复的1.5亿吨是之前累积的，前期已经报上去，也担心碳达峰的问题。之前还在做供给侧改革，还在产能退出，又新增这么多产能，政策相互制约，所以之前批复比较慢，力度小。8月份突击批复了1.5亿吨，要逐渐落地。国土安监环保手续，可能有中央政府协调。如果1.5亿吨产能都出来增加，增加的产量没有量化的概念，有些是违规在产的，有些是纯新增的。

 

Q：供需缺口？社会库存变化？

（1）1-8月煤炭消费量增加了2.3亿吨，产量增加了1.1亿吨，缺口在1.2亿吨，社会库存压减了1.2亿吨。

（2）9月份煤价上涨就是因为没有库存了。需求刚性越来越强，后期产量如果还上不来，煤价到12-1月份可能还有高峰，如果产量上来，煤价继续上涨动力就没那么强了。

（3）今年1亿多吨的缺口，明年需求还有增长，后续可能还有核增产能，小的逐步落地。明年陕西内蒙产量增速提起来。类似神华的新街煤矿批复，和各省碳达峰碳排放指标有关，应该不存在太大问题。产能核增完之后，内蒙9800万吨核增，继续核增空间不大，用地有强约束。

（4）电厂库存低，错过了补库的时间点，很难再补库了，之后采购保持和消费匹配的需求。

 

 

Q：山西的洪水影响煤矿产量？

27个矿产量比较低，主要影响焦煤，对晋北影响不大。

 

 

Q：预计明年煤炭需求增长？

宏观经济增长支持用电需求增加，清洁能源发电状况还不能支撑用电增长，煤炭需求负增长的阶段还没到来。高耗能近期有压制，明年还会限制长期限制很难说，用电需求增速会放缓，从今年两位数增长降到4-5%，不增长或者负增长还看不到迹象。

 

Q：今年用电量的好的原因？？

煤改电、出口、电气化改造… 都有拉动，增长的结构性的影响。碳达峰预期之下，前2年高耗能项目突击上马可能也有关系。电动车增速很高，但基数小。3季度末可能有官方解读，用电增加的微观解读。