4月中旬以来国内动力煤价格出现了明显的止跌回升行情，其中郑商所主力2011合约从4月14日的最低点481.2元/吨升到9月30日最高630至元/吨一带，之后有所回落，目前稳定在580元/吨一带。

今年动力煤走势强劲主要是由于我国原煤产量收紧，部分煤矿停产，加之疫情之后需求恢复较快，煤炭进口数量下滑明显，另外，采暖季即将来临也推动动力煤价格的持续上扬。值得注意的是，由于目前动力煤累计升幅已达30%，各地保供措施陆续出台对动力煤价格将起到一定抑制作用，预计第四季度将维持高位震荡走势。

一、原煤产量有所收紧

2020年是“十三五规划”收官之年，亦是五年煤炭行业落后产能去化的最后一年。随着各地区的去产能任务的加快推进，原计划的8亿吨落后产能去化任务已提前完成，转而是优质产能的释放。根据能源局数据推算，2020年在产产能大约在38亿吨，且在四年供给侧结构性改革之后，晋陕蒙生产集中度超过70%，而且规模化效应大幅提高，全国千万吨级超大型煤矿几乎全部位于三省主产地，技术水平与成本优化能力较2015年发生质的变化。

据国家统计局数据，2020年8月份，全国原煤产量32580万吨，同比减少0.1%，环比增加787万吨，增长2.5%;1-8月份，全国原煤累计产量245042万吨，累积同比下降0.1%，增速持平上月。

煤炭市场的产能基本已充足，不会造成市场供应的短缺，而产量之所以减少其原因就在于各项政策的管制，导致煤矿实际产能难以有效发挥，尤其是作为最大主产区的内蒙古，基本都是降负荷生产，内蒙古月均10%以上的降速生产，拖累全国原煤生产增量。

鄂尔多斯方面，截至10月10日鄂尔多斯全市复工复产煤矿192座，总产能5.64亿吨，复产煤矿数量较月初增加9座。除此之外，伊旗区域部分先进大矿产量可在保障安全的前提下加大生产，当地煤炭产量开始稳步有增。但因目前蒙煤发运至北方港口价格仍然倒挂30元/吨左右，当地新增的煤炭产量多以辐射当地以及宁夏煤化工企业、东北地区以及流向山西地区配煤为主，导致港口的蒙煤资源仍然紧缺。

榆林方面，进入10月份以后榆林地区部分煤矿因井下设备检修、倒工作面等因素处于停产中，也有部分煤矿因环保、安全检查等因素的影响，煤管票受限，生产不正常。目前榆林当地在产煤矿数量约140家，较9月中旬减少5座。

山西方面，山西省正在进行安全检查，当地所有煤矿不得超能力生产、超层越界开采，所有煤矿均严格按照核定产能生产，部分有问题的煤矿后期生产或将受限。

随着优质产能的释放以及规模化效应的提高，国内有效在产产能总量再次回归到近年来的高位，成为能源安全的重要保障。但同时也反映出一个问题，那就是中国煤炭行业在经历短暂的产能不足之后，重新回归到产能相对充足的格局，未来在相当长的一段时间内，从产能的角度来看，并不会存在市场短缺的情况。

二、煤炭消费逐渐恢复

我国煤炭消费主要用于电力、钢铁、化工和建材四大行业，其中电力行业的消费占比一直在50%以上。2019年电力行业消费量占全国商品煤消费总量的53.61%。2020年1-6月份我国商品煤消费量累计18.9亿吨，同比下滑2.2%。

进入2020年以后电力行业用煤量出现了同比回落，2020年1-6月，电力行业耗煤量10.1亿吨，同比减少2.2%，化工行业耗煤量1.4亿吨，同比减少1.5%，建材行业耗煤量2.1亿吨，同比减少5.4%，钢铁行业耗煤量3.5亿吨，同比增长2.3%。

受疫情冲击，市场需求延后，叠加较强的财政政策出台，全年动力煤的需求表现为前高中间低后高的“U”型特征，后续经济的强劲反弹，导致非火电行业耗煤的后续需求增速较快，2020年小幅供应过剩的格局被打破。

10月19日，国新办就2020年前三季度国民经济运行情况举行发布会。前三季度，中国工业生产加快，高技术制造业和装备制造业较快增长。前三季度，全国规模以上工业增加值同比增长1.2%，上半年为下降1.3%。其中，三季度同比增长5.8%，比二季度加快1.4个百分点。9月份，规模以上工业增加值同比增长6.9%，增速比8月份加快1.3个百分点，连续6个月增长;环比增长1.18%。

随着疫情对经济冲击的影响逐渐消退，经济日渐恢复，各用电主体用电量也在逐步恢复中。伴随着地产、基建的恢复，在以内循环为主体、国内国际双循环相互促进的新格局下，未来用电量及煤炭需求有望持续增长。

国家能源局10月15日发布的9月份全社会用电量等数据显示，9月份全社会用电量6454亿千瓦时，同比增长7.2%。分产业看，第一产业用电量85亿千瓦时，同比增长11.6%;第二产业用电量4108亿千瓦时，同比增长8.6%;第三产业用电量1162亿千瓦时，同比增长5.1%;城乡居民生活用电量1099亿千瓦时，同比增长4.0%。

1-9月，全社会用电量累计54134亿千瓦时，同比增长1.3%。分产业看，第一产业用电量637亿千瓦时，同比增长9.6%;第二产业用电量36025亿千瓦时，同比增长0.5%;第三产业用电量8974亿千瓦时，同比下降0.2%;城乡居民生活用电量8498亿千瓦时，同比增长6.0%。

随着居民用电在全社会用电量的占比逐渐增大，居民生活影响因素对于发电燃煤的影响尤为关键，在冬季和夏季两个用电高峰，发电用电量季节性与煤炭消耗的季节性都特别明显，尤其是进入四季度中旬，也就是11月中旬，北方供暖逐步开始，南方也将进入寒冷供暖时间段，空调等耗电制热设备使用率提升。

而随着国内经济不断向好发展，第二产业与第三产业用电在四季度仍可能继续维持相对比较高的增量，从而带动总发电量的恢复性增长。与此同时，以水电为主要的清洁能源发电在四季度处于发电淡季，增量效应能以发挥作用，使得火力发电的作用格外明显，再叠加冬季民用供暖的需要，预计四季度动力煤消费仍有增量。

三、进口总量明显下滑

2020年初开始，煤炭进口就开始严格执行进口额度管理及严禁异地报关。进口煤除了1、2月通关量较大之外，一直呈现偏紧态势，特别是5月之后，同比大幅回落。根据海关总署数据，8月煤炭进口量大幅下滑至2066.3万吨，环比下降20.8%，同比大幅下降37.3%;1-8月煤炭累计进口量2.21亿吨，同比微增0.2%。

进口管控政策效果非常明显，5月开始进口受到调控，进口量自高位回落。今年国家的煤炭进口政策大概率依然实行平控，如果按照2017年全年进口规模来平控的话，9-12月剩余额度仅为5018.3万吨，单月仅为1254.6万吨;如果按照2019年全年进口规模平控的话，9-12月剩余额度为7891.7万吨，单月为1973万吨。而无论按照何种平控标准，今年剩余的进口量都将延续大幅回落。

10月12日，市场有消息称，中国五大发电企业和大型钢企已经接到有关方面的通知，要求不再进口来自澳大利亚的动力煤和炼焦煤。在中国进口煤炭总量中，澳大利亚占比相对较高，2019年中国进口澳洲煤炭7700万吨，占比26%;2020年前8月则占进口总量的32%。

这对于华南、华东电厂来说，存在较大缺口，如未来仍不放开，这部分用煤需求都将转化为对国内下水煤的采购，在冬季用煤高峰期，无疑会加大环渤海港下水煤的供应压力。随着进口额度的逐渐减少，动力煤进口量的减少，国内经济较国外经济恢复水平差距在扩大，国内对动力煤需求较为国外更为强劲，动力煤内外较差有望持续维持高位。

四、煤炭库存压力逐步缓解

10月开始，大秦线开始进入秋季检修，数据显示10月9日大秦线单日发运量降至99.13万吨，较10月1日相比下降26.44万吨。在运输相对受限的情况下，港口库存开始快速下降。截至“十一”前一周，北方港口煤炭库存1936万吨，环比上月下降11.23%，同比下降15.75%;秦皇岛港煤炭库存495万吨，环比上月上升2.91%，同比下跌16.88%。

10月9日全国重点电厂库存为8841万吨，库存可用天数28天，为历史同期最高水平;全国重点电厂日耗为302万吨。大秦线检修如期展开，港口库存处于低位，日耗进入回落周期，水电发电情况较好，港口现货价格持稳偏多

港口库存得以在三季度的旺季中不断消耗，原有高基数库存下降到历年均值水平，库存压力缓解;而由于港口库存量与可流通货源量的下降，导致应对终端采购略显乏力，下游发运量难以持续，终端可补充增量不及往年，冬储补库环节的结果可能是库存低于往年。

如果继续推演四季度中期供暖季开始后的市场，彼时电煤消费量呈现季节性增长，在原有库存基数下，库容量去化速度可能加快，港口采购量仍将维持高位，届时对市场支撑动能依旧较强。

五、保供措施逐步加大

煤价进入四部委联合制定的红色区间(600元/吨以上)后，政策调控预期加强。当前环渤海港口、重点电厂没有出现明显的累库迹象，距离北方供暖季开始仅有一个半月时间，随着冬季用煤需求增加，一旦遇到雨雪天气影响运力，供应偏紧引发煤价短期波动性增大问题突出。

率先打响保供的是煤炭大市鄂尔多斯。10月12日该市召开会议，强调各级各部门要最大限度释放煤炭产能，确保完成各项目标任务。据了解，双节期间，在政府号召下，鄂尔多斯市188家煤矿在保证安全生产的同时纷纷增产增量。另有市场消息称，陕西地区部分大矿接到增产通知。多位消息人士告诉记者，在中国煤炭的主产区——内蒙古、陕西和山西各地，已经吹响了煤炭保供的冲锋号，各地都接到或自发地采取保供应稳价格的措施，争取在今年冬季用煤高峰之前提高煤炭供应，稳定价格。除了对现有煤矿的稳产扩产之外，国家煤监局、发改委等仍在批复部分煤矿建设，核定生产能力增加等项目，后续国内煤炭产量仍有增长空间。

但是保供的相关政策实际落地并发挥作用，仍需时日。而下游需求韧性仍存，随着水电运行减弱，假期结束后有部分用户补库需求释放。同时，冬储范围有所扩大，预计中旬开始，华东地区拉运积极性将明显提高，国内市场供需格局偏紧，四季度动力煤价格大概率维持高位震荡。