7月下旬以來，在“增產增供、穩(wěn)定煤價”一系列政策組合拳的影響下，北方港口現(xiàn)貨動力煤價格出現(xiàn)一定程度的回調，其中5500kcal/kg 和5000kcal/kg現(xiàn)貨動力煤的平倉價格分別由近期高點時期的1120～1130元/t左右和1000～1010元/t左右，回落至目前的1070～1080 元/t 左右和960～970 元/t 左右。但是，綜合分析各方面因素，支撐北方港口現(xiàn)貨煤價高位運行的因素更多、更強，8月底之前，現(xiàn)貨煤價的下調動力、下調空間或將有限。

一、核心產地的煤炭供求關系尚未逆轉。近期，國家發(fā)改委已會同有關方面針對煤炭快速增產增供出臺了多項政策（主要包括：其一，鼓勵符合條件的煤礦核增生產能力，對煤礦產能核增實行產能置換承諾制。其二，著力解決露天煤礦接續(xù)生產問題。其中鄂爾多斯已批復用地手續(xù)的38 處露天煤礦已全部復產，預計8月初即可形成實際產量，達產后日可穩(wěn)定增加產量20 萬t。其三，延長部分煤礦聯(lián)合試運轉時間。截止到目前，晉陜蒙等5 省區(qū)已同意將部分煤礦的聯(lián)合試運轉時間再延長1 年，此前因為聯(lián)合試運轉時間到期、等待審批而停產的15座煤礦已經復產，預計每日可增加產量15 萬t），為煤炭行業(yè)依法依規(guī)的增產增供創(chuàng)造了良好的條件；此外，國家發(fā)改委運行局近日還分別赴鄂爾多斯市、榆林市等煤炭主產區(qū)以及秦皇島等環(huán)渤海港口開展煤炭保供穩(wěn)價專題調研，了解煤礦穩(wěn)產增產存在的制約和障礙，聽取短期內快速增加產量的措施建議；實地調研港口碼頭煤炭中轉、堆場存煤情況以及港口下水煤炭市場交易情況等。

但是，從多方面了解到的情況看，截止到8月上旬，晉陜蒙等核心產地的煤炭供求關系仍然保持偏緊局面，與北方港口動力煤市場關聯(lián)緊密的鄂爾多斯、晉北、榆林等地的煤炭出礦價格并未出現(xiàn)明顯回調，從而繼續(xù)對北方港口的現(xiàn)貨煤價形成支撐。

二、北方港口動力煤的調入量將繼續(xù)受到制約。5月份中旬以來（即2021年第19周開始），主要受現(xiàn)貨動力煤發(fā)運到港成本與其港口售價之間持續(xù)倒掛，致使動力煤發(fā)運到北方港口的積極性下降；由于擔心港口現(xiàn)貨煤價回落以及實行最高限價政策的打壓，使貿易企業(yè)面向北方四港的現(xiàn)貨動力煤發(fā)運持續(xù)謹慎等2個方面因素的影響，2021年7月份主要鐵路運煤專線——大秦線的煤炭發(fā)運量大幅減少（7月份大秦線的日均煤炭發(fā)運量為99.9萬t，比2021年5月份日均減少19.8 萬t、比2020 年同期日均大幅減少26.0萬t），從而導致北方港口的動力煤調入量維持低位水平（見附圖1）。

目前看來，由于發(fā)運到港成本與其售價繼續(xù)倒掛、市場對北方港口現(xiàn)貨煤價走勢存在分歧、政策措施對北方港口現(xiàn)貨煤價持續(xù)施壓、擔心夏季用電高峰結束之后現(xiàn)貨煤價深度回調等因素的影響，8月份煤炭生產和貿易企業(yè)發(fā)運動力煤到北方港口的積極性繼續(xù)受到影響，北方主要港口將維持動力煤低庫存局面，也將繼續(xù)對港口現(xiàn)貨煤價形成有力支撐。

三、當前港口和電廠的動力煤庫存顯著偏低。除了北方四港的動力煤庫存持續(xù)偏低、“貨船比”指標持續(xù)運行在合理估值下線之下以外（見附圖2），CCTD 沿海八省樣本電廠動力煤的整體庫存也持續(xù)減少，8月4 日，沿海八省樣本電廠的電煤庫存量為2277.8 萬t，比2020 年 同 期 減 少752.2 萬t、下降24.8%；而當天沿海八省樣本電廠的電煤日耗則比2020 年同期增加40.4 萬t、增長22%；導致當天的電煤庫存可用天數(shù)由2020 年同期16.5d 的偏高局面，降至10.2d的偏低狀況。

綜合推算，截止到8月4 日，全國主流港口（來自“煤炭江湖”的統(tǒng)計）和沿海八省樣本電廠的動力煤庫存量總計比2020 年同期減少了逾2700 萬t（見附表1），這將對8月份后期沿海地區(qū)動力煤市場產生較為顯著的影響：（1）當前各類港口和消費企業(yè)的動力煤超低庫存狀況，將導致其對調節(jié)8月份旺季需求的能力明顯降低；（2）將提升發(fā)電企業(yè)對北方港口動力煤（含現(xiàn)貨動力煤）的依賴程度或采購剛性，并將溯源而上，對主要產地的動力煤資源和價格產生支撐；（3）北方港口現(xiàn)貨動力煤供應量及其庫存量占比持續(xù)收縮，導致沒有長協(xié)動力煤保障的消費企業(yè)采購困難；（4）已經導致北方港口受載煤炭船舶的待泊時間增加，消費企業(yè)的采購周期也不得不隨之延長，與此同時，為了減少船舶“滯期費”，消費企業(yè)不惜加價采購；（5）2021 年8月份北方港口以及其關聯(lián)密切產地的動力煤價格，將獲得大于往年同期的支撐力度。

四、進口動力煤快速增加態(tài)勢難以為繼。在主管部門鼓勵煤炭進口措施的支持下，6、7月份我國煤炭進口量分別達到2839.2 萬t 和3017.8 萬t，分別比2020 年同期增加310.6 萬t 和407.8 萬t，分別增長12.3%和15.6%，對緩解6、7月份國內動力煤市場緊張的供求關系起到積極作用。

但是，綜合來自各方面的消息，8月份我國煤炭進口量出現(xiàn)萎縮的可能性極大，將對內貿動力煤的供應帶來考驗。

一是，進口動力煤的價格優(yōu)勢逐漸減小。據(jù)了解，在7月上中旬開始的8月份進口動力煤談判中，隨著其到岸價格優(yōu)勢縮小、價格風險加大，國內煤炭消費企業(yè)和進口商的進口積極性下降，可能導致8月份的動力煤進口量減少；二是，占進口動力煤比重較高的印尼煤資源趨緊（見附表2），其主要原因是：（1）印尼政府部門已經要對未能履行國內市場義務的煤炭生產企業(yè)予以處罰，更多印尼煤可能會被迫供應國內市場；（2）印尼煤炭主產區(qū)6月份遭遇洪澇災害，致使煤炭產量及發(fā)運受到影響，后期的供應增量不足；（3）印尼的新冠肺炎疫情形勢或將對其煤炭產銷帶來消極影響。

附表1：主流港口和樣本電廠動力煤庫存情況

附表2：2021年1-6月份印尼煤進口情況

五、江內市場再度成為影響沿海地區(qū)動力煤市場的關鍵因素。2021 年1月份，長江內發(fā)電企業(yè)的“搶煤”大戰(zhàn)，曾經引發(fā)沿海地區(qū)現(xiàn)貨動力煤價格暴漲。

綜合來看，2021年8月份沿江地區(qū)的動力煤供應形勢仍然難以樂觀，從而對北方港口現(xiàn)貨動力煤價格帶來積極影響。具體表現(xiàn)在：其一，沿江地區(qū)發(fā)電企業(yè)的電煤庫存場地和庫存能力偏小，電煤庫存數(shù)量和庫存可用天數(shù)偏低，導致其電煤連續(xù)采購的剛性較高；其二，當前長江內各港口的動力煤庫存量嚴重偏低，8月4日的庫存量降至618.7萬t的近幾年低位，同比減少622.3萬t、下降50.1%，而且通過調研了解到，其可交易庫存的占比低于30%（70%以上的動力煤庫存已經被消費企業(yè)鎖定），使其調節(jié)區(qū)域內動力煤需求的能力明顯降低；其三，調研了解到，因為進口動力煤價格連續(xù)走高、熱質偏低、對江內部分發(fā)電企業(yè)的適用性較差、進口動力煤資源偏緊等因素的影響，長江沿線部分發(fā)電企業(yè)8月份進口動力煤的采購量明顯減少；其四，7月下旬河南省等相關地區(qū)的連續(xù)暴雨，對浩吉鐵路煤炭運輸?shù)臎_擊明顯，直接影響了鐵路運輸方式對沿江地區(qū)的煤炭供應，將把沿江地區(qū)的部分煤炭需求逼向當?shù)馗劭诨虮狈礁劭凇?/p>