电力行业迎峰度冬 煤炭需求或超预期

　　上半年，煤炭市场走势和煤价变化波澜不惊。七月份，受港口库存高企，进口煤价倒挂缓解，俄煤到港增长，同时电厂去库、下游需求不振的共同影响，煤炭价格逐步走弱。八月开始，长江中下游持续的高温伏旱天气逐渐推升了煤炭日耗，北方疫情和暴雨也在一定程度上影响了煤炭的生产和运输，煤价止跌趋稳。九月份，高温退场，榆林疫情有所缓解，产量有所回升，煤价稍有下行；但之后受库存低位、且发运倒挂，以及环渤海港口库存维持低位等因素影响，市场再次反弹。三季度，在稳经济政策措施逐步落地以及持续大范围极端高温天气等因素拉动下，用电量增速比二季度明显回升。四季度是我国实现全年经济目标的收官期，也是电力行业迎峰度冬的关键期，煤炭需求或超预期。

　　能源是我国经济社会发展的基础支撑，通过核增产能、扩产、新投产等，今年将新增煤炭产能3亿吨，但新增的产能实际转化为新增产量可能尚需时日。此外，俄乌冲突以来，很多欧洲国家都加入了对俄罗斯的经济制裁，恐慌情绪导致国际煤价不断飙升。日韩等国增加印尼煤的采购，促使国际市场更加紧张，今年我国进口量出现减少是大概率的事。而需求端生产需求逐步恢复，主要指标增速回升，经济运行呈现恢复势头。加之水力发电量明显偏少，火电压力加大。重要会议之前，上级主管部门要求电厂存煤可用天数要达到20天，助推煤市“淡季不淡”。今年四季度，我国动力煤市场总体保持供需紧平衡态势，尤其中高卡煤（化工、水泥用煤）结构性短缺较为突出；一旦需求出现超预期增长，市场煤价格仍有上行可能，但需关注政策调控影响。

　　今年，受产能建设周期较长及安全事故和疫情等影响，年内实际产量难现大增；且增产煤炭热值不佳，火电煤耗增加，中高卡煤相对缺乏。由于煤炭进口将同比减少，电厂改善煤种结构，需要适当增加市场煤采购，助推市场活跃。冬季前暖后冷，煤炭需求和消耗增加。进口方面，受欧盟等国煤炭需求增长、抢拉印尼煤等因素影响，我国进口数量同比下降是大概率的事。

　　冬季已经到来，长江流域降水仍然偏少，水力发电量的减少将造成火电发电量增加2%左右。受宏观经济、疫情、燃料供应、气温、降水及煤种结构等多方面因素交织叠加影响，今冬明春电力保供面临较大挑战。此外，不排除后续经济刺激政策，或冬季极端天气将促使煤炭需求出现超预期的增长。随着工业用电的恢复，非电行业效益转好，对煤炭需求继续增加。今冬明春，我国煤炭需求端恢复或超预期。

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