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短期价格和供需：

供暖需求增加+价格下降制约供给释放，煤价12月初可能触底回升

近2个月煤价分析：

10月中旬以来回落是建立在供需双弱局面下的，产量 沿海调入都在减少，需求也出问题，10月经济数据很差，电煤需求增速在放缓，非电煤需求在萎缩，需求的弱化大于供给的弱化。经济是基础，11月以来温度偏高，取暖用电比较少。上周初开始煤价加速下滑，神华集团砸盘。预计月底到下月初见底，5000大卡在1050左右，5500大卡在1200以上可能会触底。与降温、价格下降之后供给收缩有关。

接下来供给和需求哪个变化会稍微大一些：

疫情最近对需求的影响是全国性的，但是最近对供应端也有影响，降价促销比较普遍，神华从18号到上周五，6个工作日，3次下调了产地的采购价格，5500大卡下调了290元。神华降价有点胁迫性，周边的企业没有运输，只能卖给神华。有些在减产，鄂尔多斯今年10月日产量低于今年前期，也低于去年11 12月的日产。供给减少可能会对冲需求的减少，按照前几年的统计，冬季价格会比10月提高15%，冷冬提高25%以上。今年冬季还是坚持相对乐观的预期。煤价在现价水平之上是大概率事件。

经济形式不好，单靠取暖需求，可以支撑现在的增量吗，12月的供需情况怎么看：

基于现在的情况，12月市场可能会出现反弹，如果冷冬的会反弹的高度可能比较大。供应端没有像去年也有，今年11月份达到去年同期的可能性比较小，大秦线对运力的影响可能会超过2500万吨。现在港口库存现货尤其少，现在发电企业的电煤库存 ，名义库存比较高，但是库存质量在下降，库存口径也比较大，有扩容的现象。11月以来的北方港口调出少了1200万，但是电煤库存持续在高位，库存哪里来的？质量下降了10%以上，掉了400-500大卡的品质，对冬季需求的支撑力度不足。现在的电煤长协，包括进口的部分，对整个电煤的覆盖率在今年下半年顶峰的时候就65-70%，有部分靠进口和现货，有些燃煤机组一点长协都没有。北方港口现在采购少是因为现在价格下降压制的。12月份的行情是比较乐观的，只要触底就会反弹，没有平稳运行的

即使疫情很严重，供暖需求可以消化，所以价格偏高：

是的。日产超过去年11 12月的只有1个月，后续生产端的增量也有不足。12月供给增量不足。

长协：23年签订不理想，明年运力制约大

长协价上涨：

5500大卡10月底涨到年内高点，小幅上涨长协，迎合市场形式。冬季用电高峰，发改委对保供有顾虑，上调长协，有利于冬季保供。到了签23年的长协，鼓励和安抚煤炭企业。本来预期12月长协价还会继续上调，但是因为11月急速下挫，可能有些变数。

23年长协：

23年电煤长协有2次文件，主管部门还没有充分酝酿，出来29亿吨。进展不及预期，现在签订的数量和效果非常不理想。现在看制约23年电煤长协合同签订和履行的因素比较多，地方政府今年普遍在政策允许范围内，出现了明显各级自保的现象，另外现货煤价高位，煤炭企业主观意愿不高。

第三，履约面临的客观因素，与明年的监管强化之前还有待平衡，监管在强化，但客观因素没有达到，签了之后怎么办，明年如果29亿吨的电煤合同落地，首要的制约因素就是运力瓶颈，去年到今年铁路电煤发运增加4.6亿，23年铁路煤炭运力挖潜空间非常小，签订合同之后又要强监管，问题就大了，明年的产需错配会进一步加大。还有一个客观因素，供求区域不匹配，陕西可以，山西和内蒙没有铁路运力支持。鄂尔多斯和蒙都能都是低热值的，4500大卡以下的。消费企业也不具备自提条件。政策允许的贸易企业，对接上下游存在困难。客观因素制约比较强。明年电煤签订的政策预期比较好，但是落地得效果不应该比今年好太多。

产能释放：

明年表观会达到47亿吨，主要增量来自晋陕蒙核增产能，明年大概率会从今年的紧平衡，到平衡，甚至阶段性 区域性过剩，新疆 蒙东的区域性过剩可能会出现（运力支持不足），逐渐向整体的供求平衡

产能保供一年多了，明年产量怎么看，增量来自哪里？增产靠什么，露天还是井工核增还是其他：

今年的产量会超出预期，在44亿6000-7000万吨之间，明年一定会继续增产，产量要继续增加3亿吨，现在在推进，今年核增的明年会释放，明年产能增加是确定性的，表观接近47亿一定是有的。




产能增加的主要地区是鄂尔多斯、榆林、新疆，晋北地区产量弹性已经非常小。今年投放的产能明年释放的也主要在内蒙、陕西、新疆。主管部门倾向于提高晋陕蒙三省。一方面调整了煤炭产能核增政策，修改了几个硬性的约束条件（核增幅度、核增间隔、剩余服务年限等），明显是给这三个省增加产能，给明年腾出空间。另一方面，内蒙古9.2下发过一个盘活矿业权工作方案的通知，给出了107个停产和160个煤炭探矿权未转产项目，对未来的产能核增也会带来实质性支持。




主要是产能核增带来的增量为主。产能增加已经是确定性的了，所有的煤炭保供措施的效果没有达到基于能源安全的要求，特别体现在发电企业还在亏损面40%以上，明年一定会增加产量。2023年还是以核增为主，新建矿的审批建设周期太长，还受到碳达峰的约束。




但是有几个方面的问题，会制约产能核增之后产量的增加，1、三个省负荷率明显偏高，是今年以来山西省安全事故频发的中心因素，内蒙在产产能12,2亿，目标是12.9亿，鄂尔多斯8.6亿，1-9月原煤产量达到6.4亿，按照推算要完成目标产能负荷率会超过100%。另外，产能增加之后的产量贡献度存在差异，新疆贡献不大，蒙东地区的产量并没有如期释放。

今年提出产能增加3亿吨，对明后年的影响：实际产能增加突破4亿，但是产能增加可能要到明年才释放，主管部门预期明年3亿吨产能投产，包括了新建、联合试运转的，实际上可能还有表内转表外的情况。

实际有多少：

很难评估，今年的也说不清楚。




后年还能增加多少：




后年的产能政策需要下一届政府来平衡，还要看明年的供求关系。产能不继续增加，后面产量可能保持明年的节奏，2.5亿左右的表观产能可以期待。




和年初比，经济差，供给好，本来价格要大跌，实际价格很好：




今年外转内比较多，实际上打对折比较合理，明年这方面可能会弱化，匹配度可能会更好一点。

如果这样会不会完不成数字上的任务：




去年新增加的产能是比较容易的，今年再投放会比前一轮释放周期更长，但是持续短缺可能性不大。明年大概率会从紧平衡，到平衡，甚至阶段性 区域性过剩，新疆 蒙东的区域性过剩可能会出现，逐渐向整体的供求平衡转。




为什么产量增加效果没有没有达到预期：




一个是产能没有都放出来，另一个是运输的制约，大秦线影响了2500万吨，本来10月初价格就下降了。明年产量的释放效果会今年好




核增的一定保长协100%，新建可能80%，但是投产的量级很小，去年9月以来核增的100%保电煤。




明年的3亿吨是100%长协吗：




是的

煤价展望

对未来的煤价展望：

根本上要看经济运行状况，如果经济不太好，煤炭需求增速低于3%，大概率全年现货价格中枢会下移的比较大，1000以下。长协明年会在高位。需求增速在3%以上，价格会得到支撑。全年现货动力煤价格会下移，但是空间比较小，运力不足对产量增加供应完成会带来制约。明年还有2个不确定因素，23年进口形式现在也存在不确定，但是今年褐煤进口预计达到1.3亿吨，热值极低，如果明年经济好，会有主动放弃和被动减少的压力，还会带来支持的是，今年新增煤电项目在明年下半年或者后年会陆续投运，会在1.65亿千瓦。

明年3亿吨，有6%的增量，需求只需要增加3%，如何理解：

3亿吨新增的产能，还是动力煤为主，核增的产能一定会用于电煤。3%增量大概是1.23亿，明年铁路运力支持就是6 7000万，剩下的运力瓶颈会有制约。

进口

海外煤价最近有些反弹，包括进口怎么分析：

海外的价格优势只有20天左右的时间，因为国内煤价下挫。今年褐煤1-10月增长了6.3%，动力煤进口下降，因为高热值动力煤在国际市场受欢迎，但是3400以下的褐煤印尼，只有中国核印度有需求，现在看优势也在缩小，未来进口可能因为国内煤价的下降，后期的煤炭进口，特别是12月下旬之后不是特别乐观的预期。动力煤进口在高位的可能性是比较小的。

澳煤放开怎么看：

不要抱乐观预期，双方高层会面之后没有跟进，至少明年上半年之前放开进口的可能性非常小。就算放开，对国内的补充也有限，都有优质的焦煤和动力煤。明年要继续增加产能和产量，自给自足的效果会更加明显。澳煤进口在政策层面可能会被淡化。