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会议通报了2024年度全国煤炭交易会筹备情况及有关活动安排

近日，中金公司研报称，展望2024年，对能源市场维持乐观态度，煤炭核增产能释放放缓叠加需求韧性，2024下半年动力煤基本面或将由松转紧，2024年全年市场煤价格中枢或将维持在900元/吨以上。换言之，明年煤炭进口或将成为决定国内煤价的边际因素。

火电份额继续缩小，但尚未见顶明年风光装机量或将继续增长，在一个相对中性的利用小时数假设下，风光发电或将维持高增，但不容忽视的是短期内电网对风光高增的消纳压力仍比较大。向前看，在存量产能潜力充分挖掘后，新增产能的增长空间可能面临一定掣肘。非电用煤消费也将得到一定支撑。总体看，我们预计明年国内动力煤的基本面或从下半年开始由松转紧，特别是在三季度或有一波较为明显的库存去化。我们预计明年动力煤进口或有小幅回落，同比2023年小幅下滑4%左右，但在历史上看仍算较高。

不过，供给端隐忧也开始浮现，比如安监压力重新回升，以及海外煤价的边际成本支撑。风光水发电量的提升将挤压火电占比，但考虑到可再生能源出力的间歇性和波动性以及天气不确定性等因素，火电压舱石作用不容忽视，以保障尖峰时段用电。其次，非电终端需求持续冷清，除了化工行业需求尚可以外，水泥行业关停较多，需求低迷。

某电厂李经理表示，若价格低廉，也将少量刚需采购市场煤。再次，发运倒挂及场地紧张、冻车增多的情况下，贸易商发运偏谨慎，大秦线铁路运量一直处于偏低水平，港口调入量难有提升;而下游长协刚需拉运尚可，叠加北方海域情况好转，开航后，压港船舶集中出运，调出出现大幅增长，明显高于调入。若到港拉煤船依然保持中高位，且大秦线进车低位的话。元旦过后，环渤海港口会出现优质煤紧缺的现象，一旦有需求拉起，煤价止跌反弹绝非梦想。

据了解，主力电厂机组负荷在75%-80%左右，长协正常兑现，少量采购进口煤，对内贸市场暂持观望态度。本周，市场情绪降温，天气回暖，煤价维持弱稳运行状态。

再次，明年部分进口煤恢复关税，月底进口煤集中到岸，本月，进口煤数量继续保持高位。市场利好消息有：首先，中小煤矿关停较多，贸易商手里现货很少;因冻车原因，市场煤调入减少，环渤海港口去库加快。本周，环渤海港口市场继续下跌，寒潮天气影响趋弱，进口煤维持高位，沿海市场供应呈现略宽松局面。整体而言，终端询货不少，但大都在观望，等煤价再跌一段时间再说。

沿海部分工业企业计划在1月20日左右将停工放假。一旦供应减少，需求增加，市场格局将很快发生逆转。在经历一波寒潮后，终端电厂库存有所下降，但多数电厂可用天数仍在15天左右的安全范围。目前，市场利空因素有：首先，温度回升，终端电厂日耗有所下降，存煤可用天数出现增加，终端有恃无恐，补库需求不强烈。

这也说明了，下游实际需求还是有的，但大都在消耗自身库存，等煤价触底再说。临近年关，卖方挺价信心明显不足，而预期转弱下，下游观望情绪也在升温，实际需求释放有限。

其次，临近两节，部分库存消耗较快的中小电厂和民营电厂是有采购需求的，但大都继续消耗库存，并等煤价触底再说。对于后期煤价走势，大部分市场参与者预期悲观，认为煤价会继续走弱，出货避险情绪增强;但受下游买涨不买落影响，贸易商出货困难，按指数下浮出售也无销路，部分船舶在北港下锚后，等待煤价下跌再拉。

同时，电厂压价力度继续加大，叠加部分贸易商出货积极，导致少数成交价格偏低，跌幅扩大贸易商现阶段的这个报价，比上个星期三的报价普遍跌了25元/吨，且近两天的跌幅明显加大。部分贸易商则认为港口和电厂库存都有所下降，叠加成本支撑，电煤价格跌幅有限，还有上涨的可能。部分贸易商认为，市场供需两弱，且港口库存仍然偏高，对后市信心不足，出货意愿加强。目前正处迎峰度冬用煤旺季，北方港口电煤价格却是连续下跌，从上个星期四到今天，已经跌了有一周。虽然整体跌幅不大，但对市场情绪影响不小，对卖方确实有些煎熬。

电煤价格旺季下跌，今日智库认为原因有三：一是电厂不缺煤，目前全国统调电厂存煤保持在2亿吨以上的历史高位水平，沿海电厂的库存也基本够用;第二个原因是下游买涨不买跌，即使存煤较少的终端用户也暂不急于采购，下游都在等着煤价继续下跌再出手;第三个原因是有长协托底，现在离下游终端用户执行新一年度长协合同越来越近，市场观望情绪也越来越浓，大部分终端用户主要采购长协和进口煤，现货采购较少。今日智库还是维持之前的判断，谨慎乐观看待后市，毕竟现在还是迎峰度冬用煤高峰期，离春节还有40多天，下游迟早得进行春节备煤，现货市场应该还会有反弹机会，至于反弹时间和幅度关键还得看天气及电厂日耗情况，元旦之后应该会比较明朗。

据今日智库了解，目前，秦港5500的报价在930左右，秦港5000的报价在825左右，秦港4500的报价在715左右。现在下游询货普遍以压价采购为主，市场各方对后市看法也存在分歧

国际能源署称，这是发展中国家和新兴国家的需求强劲，电力需求增加和水力发电量下降所致。国际能源署指出，中国煤炭需求将在2024年下降，预计到2026年将趋于平稳。

此外，美国和欧盟的煤炭消耗量将分别下降20%。未来3年，中国可再生能源增量将占全球可再生能源增量的一半以上。预计印度煤炭消耗量将增长8%，印尼将增长11%。随着未来3年可再生能源产能大幅增加，预计全球煤炭消耗量将在2026年开始下降，与2023年相比将下降2.3%。

然而，由于2026年全球煤炭消耗量仍将超过80亿吨，为了实现《巴黎协定》的目标，需要进一步削减煤炭消耗量。预计今年东南亚的煤炭消耗量将超过美国和欧盟，煤炭需求将大幅增长到2026年的国家和地区只有印度和东南亚。

国际能源署(IEA)近日表示，预计2023年全球煤炭消耗量比2022年增长1.4%，将首次超过85亿吨;2023年全球煤炭产量将增长1.8%，达到87亿吨，也将创历史新高预计今年东南亚的煤炭消耗量将超过美国和欧盟，煤炭需求将大幅增长到2026年的国家和地区只有印度和东南亚。

此外，美国和欧盟的煤炭消耗量将分别下降20%。未来3年，中国可再生能源增量将占全球可再生能源增量的一半以上。

国际能源署(IEA)近日表示，预计2023年全球煤炭消耗量比2022年增长1.4%，将首次超过85亿吨;2023年全球煤炭产量将增长1.8%，达到87亿吨，也将创历史新高。然而，由于2026年全球煤炭消耗量仍将超过80亿吨，为了实现《巴黎协定》的目标，需要进一步削减煤炭消耗量。随着未来3年可再生能源产能大幅增加，预计全球煤炭消耗量将在2026年开始下降，与2023年相比将下降2.3%。国际能源署称，这是发展中国家和新兴国家的需求强劲，电力需求增加和水力发电量下降所致。

国际能源署指出，中国煤炭需求将在2024年下降，预计到2026年将趋于平稳。预计印度煤炭消耗量将增长8%，印尼将增长11%

11月入冬以来,榆中销售公司电煤发运413.77万吨,其中两湖一江地区电煤保供发运236.87万吨。另一方面根据下游分公司、办事处反馈电厂库存情况,及时调整电煤发运顺序和节奏,对库存告急电厂进行倾斜发运,充分发挥好电煤保供能力和火车运力优势。

一方面加强产、运、销三方沟通协调力度,确保在榆林地区严寒天气情况下装车发运工作正常运行,实现多装多运。随着今年秋冬寒潮的到来,两湖一江地区供电和供暖需求显著增加,煤炭保供进入迎峰度冬关键期,榆中销售公司秉持提前谋划多措并举,确保迎峰度冬民生用煤稳定供应。

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