2022年煤炭行业半年报.docx

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1、2022年煤炭行业半年报一 、煤炭行业行情回顾：煤价区间内稳定运行2022 年上半年，动力煤期、现货大幅突破去年四季度震荡区间，5500K 环渤海 港口平仓价最高涨至 1800 元/吨，局部地区突破 2000 元/吨，进入 3 月份，随着政策调控进一步加剧，新增产能陆续释放，动力煤价格开始高位回落，进入二季度，政策 持续发力，供应持续增加的背景下，煤价区间内窄幅震荡为主。1、“消失”的供应与“迟到”的需求推升的大幅上涨阶段（1 月初-3 月初）（1）元旦前印尼发布出口禁令，成为动力煤上涨的“导火索”2021 年 12 月 31 日，印度尼西亚政府突然宣布，因预计 1-2 月国内电厂供煤紧 张，

2、将于 2022 年 1 月 1 日至 1 月 31 日间停止煤炭出口，以缓和国内煤炭供应短缺 引发的电力危机。印尼政府规定，向发电厂出售的煤炭最高限价为每吨 70 美元，同时 要求生产商将其至少 25%的产量提供给国内市场（DMO，又称“国内市场义务”）。 不遵守该规定的企业可能被禁止出口煤炭或被处以罚款。印尼是世界第一大煤炭出口国，月均出口量约 33003800 万吨。2020 年印尼 煤炭产量为 5.64 亿吨，出口 4.05 亿吨，近 70%成左右的产煤用于出口。 印尼也是中国最大的煤炭进口来源国。海关总署数据显示，2021 年，中国累计进 口煤炭 3.2 亿吨，其中自印尼进口 1957

3、4 万吨，占比 60.34，取代澳洲为第一大煤 炭进口国。自从澳洲煤禁止进口以来，印尼承接了澳洲 80%的损失量，同时印尼煤占 国内总进口量的比重逐渐攀升。印尼煤禁止出口，将月均影响中国进口约 1600 万吨，占国内有效供应的 5.3。 若印尼禁止煤炭出口，将影响中国动力煤有效供应的 5.3，且考虑到目前澳煤依然受 限，其他国家进口体量有限，因此短期内该缺口难以通过其他国家进行弥补，若印尼 出口禁令长期持续或将造成中国动力煤市场重回供需平衡甚至略偏紧局面。（2）部分地区退出保供，叠加春节停产，供应有所收缩鄂尔多斯地区煤炭 1 月份日产均值在 256.3 万吨，比 12 月减少 6 万吨，2 月

4、份 煤炭日均产量在 230 万吨，比 1 月份减少 26 万吨，比 12 月份减少 32 万吨。分旬度 日产情况来看，1 月份中旬产量明显回升，均值达 285 万吨，下旬受降雪天气以及部 分煤矿陆续放假影响，产量有所下滑，春节降至低点。山西地区受冬奥会影响，煤 矿、洗煤厂检修较多，假期产量受到影响。进入 2 月份，部分地区退出煤矿退出保供，全国日均产量降至 1100 万吨，鄂尔 多斯地区煤炭产量 2 月上旬降至 190 万吨的地位水平，而销量持续高位，终端拉运积 极，坑口、站台几乎无库存，支撑坑口价持续坚挺。（3）终端日耗反极性走高，电厂去库存速度超预期元旦期间，发改委发文称华北地区电厂要抓紧

5、在冬奥会之前进一步提高存煤水 平，冀北地区电厂存煤天数要达到 30 天以上，煤炭主产区特别是晋北地区煤炭企业要 加强资源保障。因此，华北、冀北地区的终端电厂的补库量大于往年。同时，元旦过 后，非电终端如水泥和化工需求随着央行降息等一系列刺激消息，市场对于节后宏观 经济表现预期逐渐向好，低库存状态下的采购需求极大的推升了相关产品价格，煤炭 需求集中爆发，环渤海港口市场煤量占比下降较快，导致下水价格连续暴涨。从终端电厂煤炭日耗来看，1 月份日耗前高后低，沿海日耗相对较弱，内陆需求 表现强劲，从农历来看，进入腊月后日耗整体好于去年同期。终端持续去库，不过库 存水平仍偏高位。重点电厂 1 月份耗煤同比

6、减少 1%，月底库存较去年高出 2200 万 吨。在有关部门要求提升电厂存煤水平以及新年度非电终端开工转好且有补库下，春节前的拉运采购需求仍比较强劲。进入 2 月份，沿海地区电厂日耗一路增加，从 2 月 初的 120 万吨/天增加至中下旬的 190 万吨/天，日均煤耗同比去年增加 24%，去库速 度加快，2 月份一整月，沿海电厂库存减少 400 万吨，而 1 月份沿海电厂库存减少 150 万吨。存煤可用天数从月初的 25 天降至 2 月底的 15 天。截止 3 月 3 日，下游沿 海 8 省日耗仍然维持在 175 万吨/天的历史同期高位上方，较去年同期增幅近 10%； 同期沿海 8 省库存水平

7、位于 2800 万吨的近年同期偏低水平。元旦之后，一方面，随着天气进入深冬，近期，我国中东部暖湿水汽和冷空气集 结，雨雪范围向东、向南扩散，最大面积覆盖含港澳台在内的 32 个省级行政单位， 气温持续低迷拉动居民取暖用煤用电需求走强。另一方面，LPR 利率再次下调重磅利 好基建行业，助推高耗能行业回暖，非电用户北上采贩需求增加。同时为冬奥会限产 而赶工，整体工业企业指数表现强劲，需求大幅反弹。从分区域看，华北、东北、西 北、西南日耗明显强于华南、华东。内陆电厂日均日耗为 405 万吨，同比 2021 年高 7 万吨，比 2020 高 90 万吨，剔除春节因素等影响，比往年平均水平高 17.4%

8、左右， 日耗的强势回升，支撑需求维持高位。（4）春节期前，环渤海港口补库不及预期元旦过后，冬奥会电厂集中补库以及水泥化工需求强劲，主产地坑口拉运积极， 坑口价率先上涨，环渤海港口价格与发运成本倒挂，沿海内贸煤价格与进口煤倒挂， 产地外购价格也与地销市场煤倒挂，神华外购节前连续两次下调至后，坑口收煤困 难，贸易商发运积极性降至“冰点”，铁路运量环比 12 月下降 30 万吨左右，本就紧 缺的港口更是“雪上加霜”，全国港口总库存从 5100 万吨降至 3820 万吨，环渤海港 口库存从月初的 2000 万吨降至当前 1400 万吨左右，华东、华南、江内库港口库存均 下降 150 万吨以上。春节过后

9、，随着产地煤矿逐渐复工复产，日均煤炭产量逐渐回到去年年底较高水 平，但受制于铁路运量以及坑口发运港口倒挂影响，环渤海港口调入持续低位徘徊， 最高不足 130 万吨，而港口调出持续维持在 135 万吨以上2、保供政策力度加大，压制动力煤价格高位回落（3 月中旬至 3 月底）（1）主产地产量逐渐恢复至去年底高位水平进入 2 月下旬，一方面，春节过后，全国煤矿基本复工复产，原有产能基本全部 释放，全国煤炭日均产量恢复至 1200 万吨以上的高位水平，另一方面，春节后，国 务院、发改委等相关部门连续开会，针对煤炭保供稳价相关措施频繁开会，并出台若 干文件，对长协和市场煤价格进行规范，新增产能开始陆续释

10、放。鄂尔多斯地区煤矿统计数量逐渐增加，截止 3 月 31 日，新增煤矿数量 3 座，统 计范围达到 242 座，新增产能 1500 万吨，日均产量增加 5 万吨。进入 3 月份，鄂尔 多斯地区煤炭产量继续增加，3 月上旬日均产量达到去年底最高水平的 280 万吨，3 月下旬，随着终端需求逐渐减弱，产地销量持续下滑，鄂尔多斯地区煤炭日均销量降 至 200 万吨，产地库存持续积累，3 月日均产量达到 262 万吨，位于统计以来最高水 平。随着各项稳产增产措施的持续推进，全国煤炭产量保持高位水平。2 月中下旬以 来，全国煤炭日产量持续保持在 1200 万吨以上，同比增长超过 10%，其中山西、内 蒙

11、古、陕西日产量保持在 900 万吨以上。（2）铁路运量回升至高位水平，中间港口库存底部回升进入 3 月份，铁路运力开始发力，1 月份大秦铁路日均运量 109 万吨，2 月份大 秦铁路日均运量到 110 万吨，3 月份大秦铁路日均运量达到 126 万吨，除每个月例行 天窗外，日均运量达到 130 万吨以上，持续处于满发状态。1 月份呼局日均批车数 21 列，2 月份呼局日均批车数 31 列，3 月份呼局批车数达到 32 列的历史高位水平，折 算煤炭运量达到 30 万吨/天。随着铁路运量的发力，环渤海港口调入量开始底部回升，1 月份环渤海港口日均 调入量 121 万吨，2 月份港口日均调入量 12

12、1 万吨，3 月份港口日均调入量达到 142, 万吨，环比 1、2 月份日均调入量增加 20 万吨，日均调入量达到历史最高水平，比去年 12 月份最高水平增加 3 万吨。环渤海港口库存开始底部回升，港口库存在 2 月中旬达到最低水平 1300 万吨， 随着产量和运量同时恢复，港口调入量大幅增加，调出保持平稳状态下，截止 3 月 31 日，环渤海港口库存增加至 1740 万吨，环比增加 440 万吨，距离往年同期平均水 1850 只有 1000 万吨的差距，其中，秦皇岛港口库存增加至 500 万吨，京唐各港口库 存增加至 415 万吨，累计增加 180 万吨，曹妃甸各港口库存累计增加 180 万

13、至 816 万吨，同时港口存煤结构得到有效改善，市场煤可售资源占比有所提升，同时由于前 期贸易商站台大量囤煤发往港口，市场煤价格上涨动力不足。随着印尼放开出口以及国内产量运量的提升，华南、华东以及江内港口库存亦底 部回升，截止 3 月底，累计增加 180 万吨至 2190 万吨，其中，华南港口库存增加 40 万吨，华东港口库存增加 30 万吨，江内港口库存增加 130 万吨。（3）终端电厂日耗高位回落，库存底部企稳从重点电厂数据来看，1 月份日均煤耗同比增加 14%左右，1 月中下旬达到最高 峰 580 万吨，进入 2 月份开始，日耗高位回落，持续下滑，进入 3 月份下滑速度有所 加快，截止

14、3 月底，重点电厂日耗降至 472 万吨，降至去年同期水平，降负达到 17%。重点电厂库存下滑相对明显，整体库存从 1 月初 1.05 亿吨降至 3 月底的 6900 万吨，降负达到 90%，补库压力仍存，不过随着淡季来临，电厂将会出现一波被动补 库节奏。进入 3 月份，沿海电厂煤耗开始同比转负，截止到 3 月底，电厂日耗同比减少 10 万吨至 180 万吨，且仍旧处于下降趋势，电厂库存底部企稳，当前库存同比增加 400 万吨，可用天数在 15.4 天的安全区间 内，补库压力不大。内陆电厂数据来看，3 月份相对处于淡季，日耗整体有回落，同比转负。整体库 存底部企稳。3、政策扰动，煤价区间窄幅波

15、动（4 月初至 6 月底） （1）鄂尔多斯地区产量持续高位供应国内保供政策持续发力，从中央、国务院到地方是政府，从晋陕蒙煤炭主产区到 各个省市，煤炭保供稳价始终放在首位。进入 4 月份，内蒙古鄂尔多斯地区煤炭产量 持续增加，4 月份日均产量达到 262 万吨，5 月份日均产量达到 264 万吨，6 月份日 均产量达到 264 万吨，均位于历史最高水平。在产量大幅增加的同时，市场煤种结构得倒了有效改善，高卡煤占比逐步提升， 5500K 占比从 1 月份的不足 10%提升至 13.5%，市场供应得倒保证，促使主产地煤 价在区间内稳定运行。（2）电煤与非电煤分离管控，更有利于电煤区间波动5 月 20

16、 日，国家发展改革委价格司组织重点煤炭和电力企业、相关行业协会、市 场资讯机构召开专题会议，会议认为，凡以发电、机车推进、锅炉燃烧等为目的，产 生动力而使用的煤炭属于动力煤，从流向角度看，煤炭生产经营企业直接或间接销售 给发电供热企业用作燃料的煤炭，不论煤种和热值，均应视为动力煤。从热值角度 看，根据多年情况，热值低于 6000 千卡的煤炭，主要用于发电供热，是必须稳住的 煤炭基本盘，如无明确合同、发票等证据证明其最终用于炼焦、化工等非动力用途， 一般可视为动力煤。此举，将电煤与非电煤分开管理，主产地煤矿供应电厂长协按照发改委划定的区 间范围，5500 坑口价不超过 520 元/吨，化工煤、水

17、泥煤等按照市场机制来决定其价 格走势。此项措施颁布以来， 神华外购价格持续在区间内运行，化工煤价格由市场决 定涨跌范围。（3）终端需求受疫情压制，前低后高3 月份以来，随着上海疫情逐渐扩散，全国范围内防控措施趋严，物流受阻，供 应链流通不畅，加剧市场恐慌，工业生产严重受到限制，全社会发电、用电量同比大 减，与此同时，今年 4 月中旬以来，西南降雨充沛，长江、珠江水系水流充沛，水电 持续发力，替代效应持续走强。4 月上旬，疫情最严重的的阶段，火电发电量同比减 少 12.8%，中旬火电发电同比减少 12.6%，水电发电量同比增加 4.56%，下旬火电发 电同比减少 9.3%，水电发电量同比增加 1

18、7.13%。进入 5 月份，疫情形势进一步加 剧，工业企业用电进入最低谷，同时随着气温回暖，民用电需求降至“冰点”，同时水 电发电量延续 4 月份高峰期，持续发力，5 月上旬，火电发电量同比减少 6.6%，水电 发电量同比大增 21.35%，中旬火电发大量同比减 7.62%，水电发电量同比增加 36.33%，下旬火电发电量同比减少 14.46%，水电发电量同比增加 16.14%。进入 6 月份，随着疫情逐渐缓解，工业企业用电复苏，火电同比减幅开始收窄，然水电同比 依旧偏高，6 月中旬，火电发电量同比减幅收窄至 8.95%，水电发电量同比增加 11.8%。二、供应端：煤炭产能释放进入新周期我国的

19、煤炭行业产能在 2010 年到 2015 年不断扩张，至 2015 年底，煤炭产能总 规模接近 60 亿吨，全国煤炭产能过剩 18 亿吨，煤炭价格走低，部分煤炭企业出现亏 损。为应对煤炭行业产能严重过剩问题，2016 年 2 月，国务院下发关于煤炭行业化 解过剩产能实现脱困发展的意见，提出从当年开始，用 3 到 5 年，退出产能 5 亿吨 左右，较大幅度压缩煤炭产能，适度减少煤矿数量。2016 年开始的供给侧改革，使当 年全国原煤产量较 2015 年下降了 3.4 亿吨，达 34.1 亿吨。随着“十三五”期间各地区的不断努力，全国煤炭行业在 5 年内退出淘汰过剩及落后产能 9.6 亿吨，并置换

20、释放优质产能近 3 亿吨。2019 年，国家发改委等部门要求 加快退出落后和不安全的煤矿，当年晋、陕、蒙、宁等 4 个地区 30 万吨/年以下的煤 矿基本退出，严格新建改扩煤矿准入，停止核准晋、蒙、陕三省区新建和改扩建后产 能低于 120 万吨/年的煤矿。2017 年2020 年全国累计扩增的煤矿产能超过 2 亿 吨，2016 年至今新增产能约 3.45 亿吨。截至 2020 年底，全国累计退出煤矿 5500 处左右、退出落后煤炭产能 10 亿吨/年以上。根据能源局公布数据，截止到 2018 年 底，全国煤炭行业有效生产产能 35.3 亿吨，在建煤矿产能 10.4 亿吨。刑法相关条例 修正，2

21、021 年 3 月 1 日起正式施行，煤矿无法再继续超产。此前在无大规模新建产 能的情况下，超产与否成为政府“保供”的重要手段。刑法修正案施行后，违规生产 状态下造成重大安全生产事故，将被追究刑事责任，造成煤矿超产意愿大幅降低，对 煤炭供给产生很大的边际影响，供给偏紧局面持续存在。进入 2022 年，有关部门继续高度重视基础能源价格问题，保供增产措施层出不 穷，供应由偏紧转向宽松，新增产能投放速度加快，规模扩大，供需矛盾逐步得到缓 解。1、原煤产量同比大增据国家统计局数据显示，2022 年 1-5 月，随着煤炭保供稳价政策深入推进，原煤 生产继续保持较快增长。1-5 月，我国生产原煤 18.1

22、 亿吨，同比增长 10.4%，增速比 2021 年 12 月份加快 3.1 个百分点。5 月份，生产原煤 3.7 亿吨，同比增长 10.3%， 增速比上月放缓 0.4 个百分点，日均产量 1187 万吨。此前发改委也发文明确表示要 维持日产在 1200 万吨以上的水平，在双奥及两会结束后，上游供给端也已经恢复生 产并且满产运行。根据政策指导，未来供给端还将维持较高产出。今年一季度，产地煤炭产量持续高位运行，煤炭价格冲高回落。1 月份正值冬季 耗煤旺季，居民用电需求旺盛，同时工业、企业处于年前赶工期，对煤炭需求增多， 加上印尼煤出口限令政策刺激，部分采购进口煤的用户转国内采购，产地保持较高的 产

23、销水平，同时价格也不断上涨。国家有关部委为稳定市场供需秩序，接连下文稳固 保供稳价成果，煤矿在保证安全的前提下，最大限度的发挥生产水平，进入 3 月份， 在供应增多的情况下，价格开始逐渐趋于平稳。进入二季度后，随着一季度煤炭价格冲高回落至合理区间，加上政策性保供稳价 频出，从国务院到相关部委，从中央到地方，煤炭保供几乎每周提一次，主产地各省 份新增产能持续加快推进，煤电中长协合同签订逐步规范，长协量与价基本达到发改 委要求，同时关于煤炭长协兑现执行情况，相关部委每周了解一次，敦促各方严格按 照相关规定执行，既保证了煤炭供应量相对充裕，也保证了长协价格在合理区间，电 厂库存持续高位运行，为全国电

24、力供应充裕保驾护航。1-5 月份，全国煤矿日均产量为 1164 万吨，同比出现较大幅度上涨，达到 11.2 个百分点。随着主产地晋陕蒙进一步颁布增产保供相关政策，保供稳价政策的高频率 发布，煤矿的执行或将常态化执行，产量较往年同期水平将普遍偏高。2、内蒙成为煤炭保供“主力军” （1）原煤生产保供作用凸显今年以来，内蒙全区原煤保供增产政策持续推进，原煤保供稳价成效显著。1-5 月份，全区规模以上工业企业原煤产量为 4.89 亿吨，同比增长 15.2%。其中，5 月 份，全区原煤产量 9748.1 万吨，同比增长 17.0%，增速较上月加快 2.2 个百分点，日 均产量 314.5 万吨，连续 8

25、 个月日均产量突破 300 万吨。（2）电力生产稳定增长1-5 月份，全区规模以上工业企业发电量 2548.8 亿千瓦时，同比增长 4.7%。其 中，5 月份全区发电量 511.8 亿千瓦时，同比增长 4.2%，增速较上月加快 3.8 个百分 点，日均发电量 16.5 亿千瓦时。1-5 月份,火力发电量 2025.1 亿千瓦时,同比增长 5.8%,拉动全区发电量增长 4.0 个百分点;1-5 月份，风力发电量 435.0 亿千瓦时,同比 增长 0.3%。在风力不足的情况下,火力发电充分发挥调峰作用,保证了全区电力生产保 持稳定。3、山西煤炭产量同比大增 11%能源保供从阶段性转向常态化，山西煤

26、炭、电力、煤层气等均保持高速增长。其 间，山西能源产业在保障国家能源安全的同时，亦成为山西经济“定盘星”。数据显 示，1-5 月，山西煤炭产量累计完成 5.34 亿吨，同比增加 5700 万吨，煤炭产量、产 能实现双增长。1-4 月，大同煤炭产量完成 4904.82 万吨，同比增加 508 万吨；外送 电量 125 亿度，同比增加 0.7 亿度。4 月份以来，大同煤炭平均日产达 46.1 万吨，5 月份日产达 58.5 万吨。晋城市通过加快煤炭产能核增、煤矿智能化改造、复工复建停 建缓建煤矿等，释放先进产能。其间，晋城加快 12 座产能核增煤矿、8 座减量重组保 留煤矿手续办理、证照换发，加快

27、 13 座长期不达产煤矿技术改造，有序推动 8 座停 缓建煤矿复工复建等。晋城市能源局局长邢海斌介绍，当地确保煤炭日产量稳定在 36.5 万吨左右。4、陕西煤炭产量同比增加 6.1%，新疆煤炭产量“异军突起”大增 28.5%1-5 月份，陕西省原煤累计产量达到 3 亿吨，同比增加 6.1，5 月份煤炭产量 1249.29 万吨，较去年同期增长 4.59%，本年累计产量 5914.7 万吨，较去年同期增 长 0.53%。5 月份煤炭销量 2096.07 万吨，较去年同期增长 8.84%，本年累计销量 9592.77 万吨，较去年同期下滑 16.26%。其中，5 月份自产煤销量 1253.2 万吨

28、，较 去年同期增长 6.97%，本年累计销量 5827.7 万吨，较去年同期增长 0.46%。新疆 5 月份原煤产量 2809.3 万吨，1-5 月份累计原煤产量 1.47 亿吨，同比大增 28.5%。1-5 月，地区 15 家规模以上工业原煤生产企业，开采原煤 894.88 万吨，同 比增长 17.1%。其中，炼焦烟煤产量 455.04 万吨，增长 54.9%，占原煤比重 50.8%；一般烟煤产量 439.84 万吨，下降 6.6%，占原煤比重 49.2%。5 月，生产原 煤 205.85 万吨，增长 0.6%。其中，炼焦烟煤产量 119.32 万吨，下降 4.1%，占原煤 比重 58%；一

29、般烟煤产量 86.53 万吨，增长 7.8%，占原煤比重 42%。5、2022 年下半年煤炭供应展望1 月份以来，随着国家相关部委集中出台 20 多份增产保供政策性文件后，晋陕蒙 煤炭主产地迅速行动，从省到各个地级市、县（旗）多批次大规模动员大会，同时高 层协调能源局等相关部委为加快主产区新增产能快速投放铺平道路。发改委批文中强 调，保供煤矿应抓紧向原核准(审批)机关申请调整建设规模，同步办理环境影响评价、 安全生产等手续。调整建设规模煤矿应落实产能置换要求，产能置换可采取承诺方 式。上述手续原则上应于 23 年 6 月底前办理完成。有关产煤省区要切实发挥煤矿手 续办理部门协调机制作用,加强沟

30、通协调，着力解决实际困难，煤矿企业要制定工作方 案，明确时间表、路线图和责任人,加快推进手续办理和竣工验收,依法依规转入正式生 产。联合试运转到期不具各竣工验收条件的，地方有关部门要及时办理延期手续。地 方煤矿安全监管部门要加强保供煤矿安全生产监管,督促煤炭企业严格落实安全生产责 任制，加强隐患排查治理，落实各项安全措施，坚持不安全不生产，为增产增供创造 有利条件。本次保供政策共涉及 4 批 238 个煤矿、累计产能达到 3.18 亿吨的产能，10 月以 来已批或在批环评的煤矿项目涉及新增产能已超过 1.27 亿吨/年。其中内蒙地区核增煤矿 79 个，鄂尔多斯地区 10 月份以来新增煤矿数量达

31、 20 座，累计日均产量 80 万 吨，核增产能推进加快。山西能源局发布新增产能方案山西省能源局发布山西省煤炭增产保供和产能新增工作方案提出，2022 年比 2021 年增加煤炭产量 1.07 亿吨，全年达到 13 亿吨。力争 2023 年比 2022 年再增加 煤炭产能 5000 万吨，全年达到 13.5 亿吨。鄂尔多斯能源局发布新增产能方案立足我市煤炭产能及供应现状，认真梳理全市煤矿生产销售情况，找准症结、综 合施策，加快各项手续办理，积极推动煤炭企业复工复产，做到“应复尽复、应产尽 产”。落实煤炭日产量目标为：准格尔旗不低于 115 万吨/日、伊金霍洛旗不低于 72 万吨/日、东胜区不低

32、于 35 万吨/日、达拉特旗不低于 23 万吨/日、鄂托克旗不低于 24 万吨/日、乌审旗不低于 15 万吨/日、鄂托克前旗不低于 6 万吨/日。严格落实国 家、自治区和市委、市人民政府有关煤炭增产保供政策和要求，全力以赴抓生产、稳 运行、保供应，推动全市煤炭企业与发电供热和化工企业签订中长期供煤合同。预计内蒙地区全年原煤新增产量达到 8000 万吨-1 亿吨左右； 预计山西地区全年原煤新增产量达到 1 亿吨左右； 预计 2022 年全年，全国原煤实际新增产量将超过 3.5 亿吨。三、进口煤：煤炭进口明显减量2022 年 5 月份我国进口煤炭 2054.9 万吨，较去年同期的 2104 万吨减

33、少了 49.1 万吨，同比下降 2.33%；较上个月的 2359.4 万吨减少了 300 万吨，环比下降12.74%。2022 年 1-5 月份，我国累积进口煤炭 9595.5 万吨，同比减少 1506 万吨， 下降 13.6%，跌幅较上个月收窄 2.%。1、印尼煤仍是我国进口“主力军”2022 年 5 月，主要进口煤来源国为印度尼西亚，俄罗斯联邦、蒙古、加拿大、菲 律宾，其中印尼仍是我国最大的进口煤炭来源国。数据显示，5 月份中国进口印尼煤 1238 万吨，约占总进口量的 60.28%，较 4 月份的 1595.1 万吨减少了 357.1 万吨， 环比减少 22.39%。2、俄罗斯与蒙古进口

34、占比增加5 月以来国际煤价持续上涨，进口煤到岸价持续高于国内煤价。在进口煤来源收 窄的情况下，日韩、印度包括欧洲部分国家纷纷加入了抢购印尼煤的热潮中，尤其是 印度由于面临近六年来最严重的电力危机，电企加紧采购印尼煤，推动印尼动力煤价 格居高不下，国内企业转而采购价格更为合适的内贸煤，影响 5 月印尼煤进口量有所 减少。对比其他进口煤来说，俄罗斯煤价格相对具有优势，但物流阻碍、贸易结算繁 琐等因素增加俄煤出口成本，削弱了价格优势，俄煤进口量还是不具备大幅增加的条 件，2022 年 5 月份，我国俄煤进口量 501.1 万吨，占总进口量约 24.4%。由于对蒙古与中国的主要边境口岸的限制放松，今年

35、 5 月份蒙煤进口量较前几个 月有所增加，2022 年 5 月份，我国蒙煤进口量 184.3 万吨，占总进口量约 8.98%。 根据蒙古与中国的协定，蒙古国主要出口通道嘎顺苏海图甘其毛都口岸运煤货车日 通关数量得到增加，尽管 5 月份运煤司机出现感染新冠肺炎情况，但与 4 月份相比， 出口情况得到改善。此外，蒙古国第二大煤炭出口通道希伯呼伦策克口岸 5 月 25 日恢复开关，对蒙古煤炭出口产生了积极影响。3、南非与哥伦比亚进口数量降负明显我国从南非和哥伦比亚进口煤炭数量降幅明显，主要是因为国际市场需求大幅增加推动煤价持续上涨，再加上南非和哥伦比亚到我国距离长、运费高，到岸价已经远 远没有优势可

36、言。自俄乌冲突以来，欧洲国家从南非进口的煤炭量大增。今年 1-5 月 份南非理查兹湾港向欧洲国家出口的煤炭数量已经高于 2021 年全年出口数量。此 外，哥伦比亚也在加强煤炭生产，以填补缺少俄煤供应的欧洲地区煤炭缺口。哥伦比 亚最大的煤炭生产商之一德拉蒙德（Drummond）等公司已经达成了未来 18 个月的 煤炭交付合同，基本均供应欧洲地区。国际能源署预计，今年欧盟将新增 120 太瓦时 燃煤发电量，以弥补减少的 220 亿立方米天然气供应量，从而减少对俄罗斯天然气进 口的需求。据悉，欧洲地区电力企业已经在寻找替代煤炭供应商，以取代他们每年进 口的约 5000 万吨俄罗斯煤炭。因此，后期欧洲

37、地区进口煤需求将只增不减。4、动力煤进口有所减量2022 年 5 月份，中国进口动力煤(包含烟煤和次烟煤，但不包括褐煤，下 同)508.9 万吨，同比下降 45.62%，环比下降 25.42%。2022 年 1-5 月累计进口动力 煤 2972.5 万吨，同比下降 36.95%。2022 年 5 月份，中国进口褐煤 999.1 万吨，同 比增长 33.18%，环比下降 15.85%。2022 年 1-5 月累计进口褐煤 4166.6 万吨，同 比下降 1.79%。5、进口煤成本抬升，倒挂成常态今年以来，全球范围内的能源供给出现短缺，同时俄乌冲突加剧能源短缺局面， 需求在经济复苏刺激下增长，石油

38、、天然气、煤炭等各类能源价格均出现大幅上涨。 截至 6 月 24 日，印尼煤 ICI4 报价 86.71 美元/吨，澳洲煤 IPA5 报价 184.55 美元/ 吨，较年初上涨 83%以上，ICI4 报价最高超过 120 元/吨。6、2022 年下半年进口煤展望：降低预期第一，印尼方面，受俄乌冲突影响，欧洲国家油气供应价增量减，化石能源转向 煤炭采购，以更高的接受价格在国际市场与中国抢占资源，并且印尼方面再度传出 4月或 8 月出现新的限令的担忧；第二，俄罗斯方面，俄乌冲突后，欧美等国暂停了俄罗斯能源的采购，虽然俄罗 斯有意增加中国方面的出口，但受制没有相对可靠的支付系统以及自身铁路和港口运

39、输能力的限制，3 月大概率将面临俄罗斯方面的进口减量。第三、全球能源价格的上涨导致国内外价差倒挂严重，加上国内政策的调控导致 电厂对于低价长协以及市场煤保有期待，对进口煤的补充积极性不高。第四、国际主要煤炭出口国煤价均居于高位，此外，国际海运费高企，叠加人民 币兑美元汇率有所贬值，电厂采购进口煤成本不断增加，导致了我国从印尼等国的煤 炭进口量减少。由于相比印尼煤具有一定的价格优势，中国终端用户对俄罗斯动力煤 的采购较之前有所增加，在我国动力煤进口量中的占比有所提高。不过，由于采购俄 煤仍具有一定结算风险，因而俄煤进口量仍低于上年同期水平。综合来看，俄乌冲突导致国际煤炭供应端不确定性因素增加，国

40、内部分终端用户 出于对进口煤供应的担忧，加大了采购力度，4 月份我国煤炭进口量同环比均增，然 随着我国保供稳价政策持续推进落实，同时进口煤价在需多供少的推动下居高不下， 叠加人民币兑美元汇率整体呈贬值态势，国内外煤价倒挂严重，中国用户对国际煤采 购意愿不足，5 月煤炭进口量再次同环比均下降。国内的进口煤面临国际资源紧张、 发运倒挂以及国内进口积极性的多重利空打击，短期内进口补充效应难以体现。四、需求端：疫情扰动，国内煤炭需求呈现爆发式增长一季度，中国在控制疫情和恢复生产方面走在全球前面，展现了巨大的体制优势 和经济韧性。在这样的宏观环境下，国内煤炭需求呈现爆发式增长。 进入二季度，随着上海疫情

41、逐步扩散，全国范围内疫情防控逐渐趋紧，工业企业生产受到严重限制，4 月份 PMI 降至 47.4,5 月份 PMI 小幅升至 49.6，同时随着天气 转暖，民用电需求走低，加之西南降雨充沛，水电持续发力，挤压火电严重，导致二 季度电煤需求同比大减。1、宏观经济探底回升从需求端来看，年初以来随着疫情得到有效控制、全球经济快速恢复，尤其是大 宗商品持续上行和出口的旺盛，带动国内工业处于高开工率状态，1-2 月国内 PMI 指数整体处在高景气度区间，3 月份国内 PMI 指数有所走弱 49.5，经济总体景气水平 有所回落。进入二季度，受到上海疫情影响，华东地区企业临时减产停产，且波及上下游相 关企业

42、的正常生产经营；同时，国际地缘政治冲突加剧，一些企业出口订单减少或被 取消，制造业生产活动和市场需求有所减弱。 进入 5 月份，随着疫情得到缓解，工业企业开始恢复，PMI 触底反弹，5 月份中 国制造业指数 49.6,环比回升 2.2，同时 6 月份 PMI 录得 50.2，自 3 月份以来重回荣 枯线上方。2、全社会用电量触底回升1-5 月，全社会用电量累计 33526 亿千瓦时，同比增长 2.5%。分产业看，第一 产业用电量 408 亿千瓦时，同比增长 9.8%；第二产业用电量 22466 亿千瓦时，同比 增长 1.4%；第三产业用电量 5586 亿千瓦时，同比增长 1.6%；城乡居民生活

43、用电量 5066 亿千瓦时，同比增长 8.1%。5 月份，全社会用电量 6716 亿千瓦时，同比下降 1.3%，日均用电量环比增长 2.2%。分产业看，第一产业用电量 88 亿千瓦时，同比增长 6.3%；第二产业用电量 4754 亿千瓦时，同比下降 0.5%；第三产业用电量 1057 亿千瓦时，同比下降 4.4%； 城乡居民生活用电量 817 亿千瓦时，同比下降 2.4%。1-5 月，第一产业用电量 407 亿千瓦时，同比增长 9.8%，占全社会用电量的比重 为 1.2%，对全社会用电量增长的贡献率为 4.5%；第二产业用电量 22466 亿千瓦时， 同比增长 1.4%，占全社会用电量的比重为

44、 67.0%，对全社会用电量增长的贡献率为 37.9%；第三产业用电量 5586 亿千瓦时，同比增长 1.6%，占全社会用电量的比重为 16.7%，对全社会用电量增长的贡献率为 10.6%；城乡居民生活用电量 5066 亿千瓦 时，同比增长 8.1%，占全社会用电量的比重为 15.1%，对全社会用电量增长的贡献率 为 47.0%。1-5 月份，全国工业用电量 22085 亿千瓦时，同比增长 1.5%。全国制造业用电 量 16787 亿千瓦时，同比增长 0.7%。1-5 月份，第三产业用电量同比增长 1.6%。其 中，仅信息传输/软件和信息技术服务业、住宿和餐饮业同比负增长，分别为-6.8%和0

45、.2%。3、5 月份发电同比转正1-5 月份，全国规模以上电厂发电量 32484 亿千瓦时，同比增长 0.5%。截至 5 月底，全国发电装机容量 24.2 亿千瓦，同比增长 7.9%。1-5 月份，全国规模以上电厂火电发电量 22712 亿千瓦时，同比下降 3.5%。分 省份看，全国山西、四川、内蒙古、安徽、青海、湖南和河南等 7 个省份火电发电量 同比增长，其中，山西、四川和内蒙古增速超 5%，同比分别增长 8.0%、7.8%和 5.8%，其他省份火电发电量均同比下降。1-5 月份，全国规模以上电厂水电发电量 4346 亿千瓦时，同比增长 17.5%。全 国水电发电量前三位的省份为四川（11

46、25 亿千瓦时）、云南（971 亿千瓦时）和湖北 （540 亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的 60.7%，增速分别为 22.7%、29.8%和 13.5%。1-5 月份，全国核电发电量 1663 亿千瓦时，同比增长 4.5%。 1-5 月份，全国并网风电厂发电量 3256 亿千瓦时，同比增长 9.5%。4、火电端需求占比持续减少今年以来，随着二季度国内疫情全面爆发，宏观经济严重受到影响，全社会用电 量呈现断崖式下滑，加上水电替代效应较好，火电发电量同比大减，而煤化工产品受 原油带动价格相对高位，整个行业利润持续上行，开工率持续高位，化工用煤同比大增，导致动力煤下游火电端占比同比去

47、年高位下滑。2022 年 1-5 月份，电力消费占比提升至降至 61.41%，供热、冶金、化工、建材 消费占比分别为 12.53%、4.66%、5.78%、6.42%。受西南地区来水丰沛和疫情影响，火电机组顶峰能力不足 。从发电的结构来看， 水电发电量同比大增，导致火电需求面临较大压力。水电受来水充沛的影响，发电量 大幅增加。光伏发电低于预期。发电量上升主要来自于装机容量，发电平均利用小时 数同比下降 1.6%。核电和风电有增长，但规模较小。五、2022 年煤炭行业下半年展望：政策主导把握住政策脉络，紧跟保供稳价和长协区间，将是下半年动力煤行情走势的关 键。在今年稳增长政策和能耗双控力度减弱的

48、背中，社会能耗高基数预期仍存，持续 保供十分重要。下半年将迎来宏观经济持续复苏的需求支撑，但供应在政策持续发力 情况将进一步释放，供需结构相对宽松，7 月份之后，随着旺季过半，在高供应的背 景下，煤炭价格可能迎来一波回调，但是，正如我们看到的，煤炭经历 2021 年大幅 上涨之后，内部结构性的改变不容忽视，可能使得煤价回归之路不是一帆风顺。1、中下游港口库存均位于历年最高水平截止 6 月底，环渤海港口总库存 2390 万吨，同比增加 510 万吨，大秦铁路春检 结束后累计累库 530 万吨，为历年同期最高水平，距离历史最高库存仅有 60 万吨差 距。按照当前铁路运量以及港口船舶下游拉运情况来看

49、，预计港口库存将持续累库至 7 月上旬，届时，总库存可能创历史新高，随着库存快速回升，港口作业严重受限， 港务局敦促客户加紧出货，预计 7 月中下旬出货节奏将会加快。中下游港口库存快速回升，截止 6 月底，华东、华南、江内港口库存总计 3234 万吨，二季度累库 1300 万吨，同比增加 150 万吨，其中，江内库存回升速度最快截止 6 月底，江内库存合计 1106 万吨，同比大增为 300 万吨，接近历年同期最高水 平。2、电厂库存高位运行截止 6 月底，全国重点电厂库存 9320 万吨，同比增加 2600 万吨，全国 25 省电 厂库存 10600 万吨，同比增加 2700 万吨，均位于历年同期最高水平，存煤可用天数 均在 20 天以上。3、日耗季节性回升，但难超去年水平需求旺季来