题：迎峰度夏供需难言紧张，煤价上行压力有限

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作者 郭朝辉 中金公司分析师

王炙鹿 中金公司分析师

随着煤炭迎峰度夏到来，下游煤炭日耗逐步走高，库存拐点也即将出现。煤炭价格前期大幅回落，供应端也相应回落，5月原煤日均产量下滑至1243万吨，较年内高点的1346万吨有不小回调。当前煤价已触及一些边际煤矿的成本位置，底部支撑较强，考虑到市场对今夏供电压力的担忧并未完全打消，我们预计需求季节性提升可能将对煤价形成一定支撑。

对于今年夏季及下半年煤市，天气可能将成为左右价格走势的“胜负手”。但我们认为今夏煤价上行压力可能将比较有限。

供应端，价格回落对产量的影响或比较有限

前期煤炭价格大幅回落，高库存对供应形成反向压制，煤炭产量也相应回落。往前看，我们预计下半年煤炭生产强度可能仍有韧性。当前市场价格仍处于长协价上方，绝大多数煤矿仍有利润空间，价格下跌对煤炭生产的影响可能相对有限。部分边际小煤矿可能受到一定压力，但前期核增产能或将进一步释放，驱动煤炭产量保持增长。

进口方面，近来海外煤价维持弱势，从航运数据看6月煤炭进口强度不减。我们对今夏海外天然气价格相对乐观，可能对海外煤价形成一定支撑。不过，海运煤供需基本面仍然相对偏弱，我们认为进口窗口或难以大幅收窄。

经济“场景式”修复，电力消费弹性下滑

在用电端，今年前五个月一、二、三产与居民用电同比增长分别为11.6%、4.9%、9.8%和1.1%，可以看出，受益于疫后经济“场景式”修复，三产用电增长较快。不过二产用电量增速相对中性，今年以来制造业PMI(采购经理指数)持续处于收缩区间，工业增加值触顶回落，二产总体用电量增速慢于GDP(国内生产总值)增速，带动今年上半年用电消费弹性系数滑落至0.95左右(假设今年上半年用电量和GDP同比增速分别为5.2%和5.5%)。往前看，下半年地产投资端可能仍难有起色，叠加出口下行压力，我们预计四大高耗能行业的用电增长可能较为乏力，制造业用电也可能难见显著增长，因此火电需求也将受到拖累。

风光增长对冲水电下滑，缓解火电压力

在发电端，今年前五个月总发电量、火电、风电、光伏和核电分别同比增长了3.9%、6.2%、18.4%、5.7%和5%，水电表现依然偏弱，同比大幅下降了19.2%。从产能看，新能源装机量持续回升，1-5月风、光累计新增装机量分别为1636万千瓦和6121万千瓦。值得注意的是，今年以来火电项目增长较快，累计新增装机量达到了2202万千瓦，同比去年增长了125%，也是2016年以来同期新高。总的而言，尽管水电表现大幅不及预期且难有大幅改善的可能性，但我们预计风光的持续发力可以对冲一部分水电减量，对火电端的压力形成一定缓解。

水电与居民用电存较大不确定性

相比于上述确定性较高的因素，水电表现和气温情况可能是今夏煤炭供需平衡中较大的不确定性因素，若出现较为极端的情况，煤炭价格将面临一定的上行风险。

在冬夏两季，居民生活用电增长与气温往往有比较强的相关性，若气温与正常值偏离较多，可能导致电力需求出现额外增长。就今年而言，今夏中国大部将面临高于平均值的气温。考虑到2022年3季度的高基数以及今年以来相对偏弱的城乡居民生活用电增长(1.1% 年增率)，我们预计今年三季度的居民用电增幅同比2022年或相对有限。今冬天气可能偏暖，意味着四季度取暖用煤和居民生活用电的增长压力或也将偏弱。

水电方面，当前主要水库蓄水量均较往年偏低，今年下半年的降水量预测也偏中性，因此我们对水电下半年可能持一个中性偏弱的预期。不过，对于火电而言，在风光等持续改善的情况下，若水电不出现极端弱的情形，火电的压力可能也相对有限。

总体而言，我们认为今夏及下半年煤炭上行压力并不大。一是当前电厂与贸易商环节的库存普遍较高，对于超预期的需求或形成一定缓冲。二是我们预计供应端国内煤炭产量或将处于高位，海外进口资源也较为充裕；三是我们预计需求侧居民用电在高温下即便超预期，但受制于地产疲软和出口放缓，用电大户制造业以及冶金、建材等非电用煤可能承压，火电压力可能有限，同时非电用煤表现可能也较弱。今年三季度煤炭供需平衡将有所季节性收窄，但同比往年仍较为宽松，在高库存下今夏供需难言紧张。

王炙鹿分析师 SAC执业证书编号：S0080523030003

郭朝辉分析师 SAC执业证书编号：S0080513070006 SFC CE Ref：BBU524

(本文摘自中金公司研报《动力煤：迎峰度夏，煤价压力几何？》)(中新经纬APP)

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