动力煤：迎峰度夏行情提前透支，回落压力仍存

高明宇从业资格号：F0302201 投资咨询号：Z0012038 化石能源单位热值价格走势：二季度以分化行情的收敛为主线 高价格对需求的抑制远大于对供应的刺激，油、气、煤单位热值价格重回正常排序 二季度，布伦特原油一度下跌15.3%；美气价格上涨93.9%，欧气价格上涨40.9%，澳煤FOB价格一度上涨15.7%，国内煤价涨幅也达8%。 下半年能源板块策略主题：旺季可期，节奏有别 动力煤：坑口涨价推动旺季行情提前兑现 2024年度主题：活水涌现，中枢下移；长协比例下调后动力煤价格体系继续“并轨” 4月上旬以来动力煤市场触底反弹，三西坑口煤价涨幅普遍在100-120元/吨左右（15-19%），港口Q5500累计上涨65元/吨（8%）至880元/吨左右 供应展望：在建产能持续收缩，新产能投放正处空档期 2023年国内煤炭行业固定资产投资同比增12.1%，突破“黄金十年”峰值再创历史新高；2024上半年同比再增16.6% 动力煤：从上市公司角度来看，2023年动力煤行业资本开支已较2012年峰值高1.1%，但在建工程的存量除2020年外连续下滑，2023年仅为2014年峰值的43.8%。 焦煤：2023年资本开支较2012年峰值增加67.3%，在建工程保持在2014年峰值91.3%的水平。 供应展望：在建产能持续收缩，新产能投放正处空档期 目前国内共有4.36亿吨在建动力煤产能有待投产，按照平均5年的建设周期来估算，年均新产能投放力度约为8700万吨左右：传统三西地区2.2亿吨占比仅为51%，另有25.3%、1.1亿吨的在建新煤矿分布在新疆 供应展望：在建产能持续收缩，新产能投放正处空档期 受访对象提及较多的未来有增产空间的煤矿共19处，合计产能1.56亿吨。 2024年处新产能投放的空档期：具备增产空间的仅有陕西榆林已出工程煤的可可盖煤矿和黄蒿界煤矿，以及2022年投产的鄂尔多斯长滩露天矿，合计可贡献产量增量1040万吨左右 鄂尔多斯伊旗新庙矿区面临资源枯竭矿井产能陆续退出的问题，退出矿井多为90万吨左右的小型煤矿，剩余可采年限3-10年不等。 2021年以来陕蒙地区的核增产能并无退出安排。 供应展望：内产计划稳中有降 根据各省政府工作报告、国民经济和社会发展计划等文件，2024年煤炭产量目标有所下调的省份是山西、内蒙和山东，有进一步增产计划的是新疆、陕西和贵州，总体减产计划在2300万吨。 调研热报：受访煤矿2024年产量计划与2023年基本持稳，部分煤矿因露天矿征地、洗煤厂产能制约等因素存在不达产问题。 供应展望：6月以来山西有所复产，进一步增量空间存疑 2023年原煤产量同比增2.9%；今年上半年全国原煤产量同比下降3502.6万吨（-1.7%），主要受山西原煤减产9049.6万吨（13.5%）的影响；6月以来山西产量有所恢复，若要完成13亿吨的年度产量目标下半年月均产量同比增速需达5%（565.2万吨）、环比增速需达3.6%（412.6万吨）。 超能力生产管控：双重监控；月度原煤产量的超产幅度按《煤矿生产能力管理办法》控制在10%之内 安监强度：陕蒙地区已形成常态化安检，通常仅在检查当日对产量产生暂时性影响；针对存在重大事故隐患的煤矿，国家矿山安监局陕西局会责令其停产整顿，完成整改后才可复产 数据来源：cctd，国投安信期货 供应展望：6月以来山西有所复产，进一步增量空间存疑 下游采购需求不佳时会灵活通过价格调整、增加地销拍卖频率来保证正常生产，并未出现因需求下降而顶仓减产的现象。6月以来在山西复产的带动下主产区产量有所恢复，但考虑到山西产出水平已临近2022、2023年偏高位置，进一步增产空间有待观察。 我们预估广义动力煤年度产量同比下降2.9%，年内环比增产空间有限。 运费下调影响：刺激对周边省份的疆煤外运 秦港Q5000价格800元/吨为疆煤外运到港规模的分水岭 4月16日至6月底，乌鲁木齐局、兰州局对“疆煤外运”跨局运价联合下浮25%，重点惠及甘肃、宁夏用户。 截至7月8日，今年新疆铁路煤炭发运量达7653万吨，同比增长17.6%；其中，疆煤外运量达4384万吨，同比增长58.7%。疆煤外运主要流向甘肃、宁夏、青海等西北省份，川渝、云南等西南地区亦有增量供应，但对中东部省份及环渤海港口的渗透始终有限 数据来源：wind，国投安信期货 运费下调影响：首先惠及主产区矿方 年初以来铁路运量疲弱：Q1西煤东运的主干线大秦线、蒙冀线运量同比下降13%，4月最新运量同比降幅亦在12.6%。 ---鄂尔多斯集运站A：Q1发运量120万吨，仅为2023年平均季度水平的70%左右，现有存煤3-4万吨亦较去年10-20万吨峰值有较大差距 ---鄂尔多斯集运站B：2021年发运量最高达1400万吨，去年已下降至1000万吨，今年Q1虽完成320万吨运量，但4月发运量仅60余万吨 铁路运费下调政策：中国铁路总公司宣布4月1日至6月30日下调国铁铁路煤炭货运价格，量价绑定，铁路运费下调10%至20%，部分路段最高下调30%，主要涉及呼和浩特铁路局、西安铁路局、新疆铁路局等，太原局运费暂未调整。 ---鄂尔多斯包西线沿线某集运站：月运量12列（10万吨）及以上运费下浮10%，4月15日起至5月底发运量达32列（26.9万吨）及以上运费下浮20%。 ---煤矿：4月起地铁运费下调5元/吨、防冻抑尘费用下调5元/吨，即有铁路专用线煤矿的上站成本总计下调10元/吨。 10以鄂尔多斯汽运上站发往环渤海港口的吨煤成本为例，平均铁路运费200元/吨左右，按10%的大概率下浮比例二季度可降低铁运成本20元/吨左右，总体坑口到港口下水平仓的成本或自此前的270元/吨左右回落至250元/吨。 运费下调影响：坑口结构性偏强，发运倒挂再度抑制调入 运费下调短期更多让利矿方，贸易商发运依旧难保盈亏平衡：贸易商为兑现优惠政策所要求的运量集中在坑口备货，进一步刺激了4月中旬以来坑口煤价的上涨。 二季度铁路运费下浮的政策基本延续到了7月，但到港发运亏损再度扩大至45元/吨左右，铁路调入量相应回落。 供应展望：进口资源小幅缩量 2024年暴雨、洪水天气的减少及Vickery、New Acland等新矿的投产将为澳煤出口带来3.5%的增长，但置身于俄乌冲突的俄罗斯销售利润承压、东出铁路及航运运力扩张遇阻，俄煤出口供应或进一步减量，厄尔尼诺周期干旱天气导致的加里曼丹中东部航运水位偏低也将对印尼动力煤出口构成压制，预估2024年6个主要的动力煤出口国出口增速仅为0.5%。 工业及居民部门的电气化为印度煤炭需求带来强劲增长，印度政府已将国内电厂进口不低于需求量6%动力煤的目标自今年3月到期延长至6月底，预估2024年印度进口增速4.9%左右；欧洲国家的“去煤化”进程及天然气、新能源领域的投资将带动其煤炭进口需求进一步下降，综合预估2024年除中国外主要进口国的进口需求增速将达1.2%。 数据来源：路透，国投安信期货 数据来源：彭博，国投安信期货 数据来源：彭博，国投安信期货 进口：进口煤发运有所回落，预估年内进口总量基本持平 我们预估2024年广义动力煤进口同比增0.5%左右 需求：4月以来火电煤耗回归同比负增长 疫情后用电量对GDP增长的弹性有所放大，主要受第三产业拉动；预估2024全社会用电量增速自6.7%小幅回落至6.2%左右。 1-5月全社会用电量同比增8.6%，上半年发电量同比增5.2%，在水电、太阳能、风电的挤压下火电发电量同比增1.7% 上周25省日耗同比下降7.3% 需求展望：清洁能源增速可期，动煤消费同比减量 上半年发电量增速5.2%与2023年持平，其中火电+1.7%、水电+21.4%、核电+0.1%、风电6.9%、太阳能+27.1% 数据来源：wind，国投安信期货 需求展望：清洁能源增速可期，动煤消费同比减量 2023年水电同比降5.6%，前7个月利用小时数一度大降523小时（24.9%）；展望2024年，玛尔挡、巴塘、托巴等水电站的投产计划仅能带来1.2%左右的装机容量增长，但厄尔尼诺周期自2023年6月开启后已带来来水好转，水利部长江委亦预测今年汛期长江流域降水量偏多，保守预估水电增速11.3%。 需求展望：清洁能源增速可期，动煤消费同比减量 2023年水电同比降5.6%，前7个月利用小时数一度大降523小时（24.9%）；展望2024年，玛尔挡、巴塘、托巴等水电站的投产计划仅能带来1.2%左右的装机容量增长，但厄尔尼诺周期自2023年6月开启后已带来来水好转，水利部长江委亦预测今年汛期长江流域降水量偏多，保守预估水电增速11.3%。 2023年实现商运的机组仅防城港3号、石岛湾1号2台，新核准的6台机组2028、2029年才可进入产能释放期；预估2024年仅有霞浦1号、防城港4号和漳州1号3台机组具备商运条件，合计装机容量299.2万千瓦，在利用小时数基本稳定的前提下将带动核电产量增速自今年的3.7%小幅提升至5.8%，Q1增速偏低主要受部分机组检修影响 需求展望：清洁能源增速可期，动煤消费同比减量 2023年光伏组件价格指数累计下跌53.6%，今年年初以来进一步下跌14%，带动前5个月太阳能新增装机容量同比+29.3%。（2023年规模以上太阳能发电量增速+17.2%，但仅占全社会太阳能发电量的50.3%，全口径太阳能发电+36.7%；2024Q1全口径光伏发电量同比+42%） 数据来源：wind，国投安信期货 数据来源：wind，国投安信期货 在保消纳政策、新能源电力的市场化交易及特高压外送电通道拓宽的多重作用下，2023年我国的弃风率、弃光率仅为2.7%、2%。 彭博新能源财经预测，2024年风电、太阳能发电装机容量的增速分别为15.1%、37.7%，其中分布式光伏仍将是新能源装机放量的重要驱动 需求：清洁能源增速可期，电煤消费同比减量 展望2024年，太阳能、风电及水电三大可再生电源发电量的增幅已能够覆盖用电量总体增幅的77% 我们预估年内火电耗煤同比下降3.2%，清洁能源的冲击将集中在年中前后呈现。 非电需求：建材冶金弱需求难改，唯一增量在化工煤 下游需求流向景气度：陕蒙地区动力煤产地市场调研 上站到港：现行发运主体多为大型煤炭企业外购、煤矿、有煤矿合作背景的贸易商，到港后以兑现下游长协为主，纯贸易模式的生存空间相对有限。受直达煤、就地转化项目的增量挤压，到港流向对坑口价格的影响力有所弱化。 铁运直达：浩吉铁路自2019年通车后运量稳步上升，2019-2023年货运量分别为412万吨、2620万吨、5825万吨、9059万吨、9555万吨，目前正冲刺年运输量1亿吨的目标，截至4月上旬累计运量已突破3亿吨。 地销：3-4月冶金、兰炭、水泥、化工等终端用户在传统旺季开工率偏低、采购需求不佳。其中煤化工厂情况相对偏好，但面临即将来临的检修季亦难有持续采购需求。 下游需求流向景气度：陕蒙地区动力煤产地市场调研 长协煤VS市场煤：调研煤矿的长协签订比例多在80%以上，但伴随着3月以来市场价格的持续下行，坑口低卡煤市场价格实际已低于长协保供价格上限按热值折算的售价，因此年内下游长协用户兑现率不佳，原有长协份额被动转为市场煤进行销售。 市场煤销售主要有两种方式：一种在地方煤炭交易中心或自有电商平台进行竞拍，多为一周一拍，市场行情不好时为避免顶仓会调整为3天一拍；另一种为矿方根据来车情况自主调价，一天可多次调价，灵活性更强。 数据来源：汾渭，国投安信期货 动力煤年度观点：活水涌现，中枢下移 2023年秦港Q5500年度均价973.1元/吨，较2022年大幅下移332.1元/吨（25.4%）；年初以来煤价中枢进一步回落95.4元/吨（9.8%）至877.7元/吨。 展望20