美国煤炭价格是多少

2021民用取暖煤价格一般在1110元左右一吨，具体因品种、市场、产地的不同，价格会存在一定差异。比如根据国家统计局发布的近期数据，表示无烟煤（洗中块）价格是1682元一吨，普通混煤（4500大卡）价格是905.2元一吨，山西大混（5000大卡）价格是1054.4元一吨，山西优混（5500大卡）价格是1116元一吨，大同混煤（5800大卡）价格是1137.8元一吨，焦煤（主焦煤）价格是3980元一吨，焦炭（二级冶金焦）价格是3950元一吨。

对于普通煤炭各地市场价格也不一，比如在湖南湘潭市湘乡市煤炭市场价是3250元一吨，在广东茂名市高州市煤炭市场价是3200元一吨，在广西崇左市扶绥县煤炭市场价是3200元一吨，在贵州安顺市紫云苗族布依族自治县煤炭市场价是3200元一吨，在陕西榆林市府谷县煤炭市场价是3500元一吨，在陕西榆林市神木市煤炭市场价是3500元一吨。

短短两个月的时间，煤炭价格开启了疯长之路，作为我国电力生产的主要保障，煤炭价格较年初的500~600元每吨上涨高点近2000元每吨，尤其是九月以来，全国煤炭尤其是东三省电力短缺，各地进行“拉闸限电”，甚至部分居民用电也受到影响。

从长三角到珠三角各大工业园区，都有停工限产的行政令，虽然其中有“能耗双控”的作用，但是与煤炭阶段性短缺也是分不开关系的。

煤炭涨价，两倍、三倍的翻倍涨，导致电厂亏损，生产积极性不高，从而导致用电短缺，目前，在煤炭高涨的带动之下，江苏、山东工业用电涨幅几乎到20%的顶格，都在19%多，让企业生产成本增加，部分加工企业两班倒改成一般制，以减少损耗。

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详细情况参考

http://wenku.baidu.com/view/d050e6040740be1e650e9a5d.html

煤价下跌原因:国内经济增速超预期放缓

本轮煤价下跌始于去年11月份,目前已经累计下调230-240元/吨,主要原因是国内经济超预期放缓。从沿海电力消费水平与全国对比来看,长三角和珠三角经济下滑速度快于全国平均水平。同时,今年是水电出力的历史高点,对火电形成一定替代此外,进口煤对内贸煤也构成很大冲击。3-4月份煤价反弹是因为大秦线检修导致市场看涨,而并非需求改善,因为彼时电厂存煤均在17天以上,并不缺煤。但是,6月份的非理性下跌主要是神华和中煤两次下调煤价导致贸易商恐慌性抛盘。

煤价走势:煤价上涨空间10-20元/吨,四季度或达670-680元/吨

环渤海价格指数连续三周企稳,预计下周将有小幅反弹。主要原因是前期煤炭价格跌幅太大,跌穿企业成本底线,导致山西、陕西、内蒙部分煤矿停产限产。这种现象最先出现在内蒙,鄂尔多斯地区4500大卡动力煤出厂价仅为170-190元/吨,停产限产的煤矿高达40%,煤炭产量下滑明显。此外,海运煤炭价格连续一个月上涨幅度超过10%,也是供求回暖的表现,预计8月份港口煤炭价格有10-20元/吨的回升空间,但这轮回升主要是成本回归,并非需求改善。若8月份进口量降到2000万吨以下,反弹高度会大一些9月份若进口量降到1600万吨以下,则会出现逆转。10月份之后水电退去,对电煤的需求将有所回升,因此下半年煤价高点将出现在年底,11、12月份相对比较乐观,55000大卡动力煤价或达670-680元/吨,但很难超过700元/吨。

煤炭进口:近期进口商多亏损,进口意愿受打击,下半年进口将明显回落

伴随国际煤价上涨和国内煤价大跌,澳大利亚动力煤价格优势不再,进口商亏损严重,毁约现象较为普遍。美国煤炭进口周期约为两个月,以116-125美元/吨进口的美国煤在国内只能卖到80美元,而且仍有大量高硫的美国“飘煤”无人接货,对进口商打击很大。印尼煤炭进口周期为10-20天,到港之后才定价,同样质量的印尼煤价格低10-15元/吨电厂才愿意接货。煤炭进口风险大,多为投机性行为,国内煤炭价格的不确定性对进口商进口意愿影响很大。国内盛传的重点合同煤与市场煤价格并轨,势必影响进口商的进口意愿,预计下半年煤炭进口将明显回落。

煤炭库存:消费形势不好导致库存积压,近期天气原因致库存大幅回落上半年,中国煤炭供应维持9%增速,并未显著增加,主要是煤炭需求不足导致库存积压。除进口煤增加3000多万吨以外,内贸煤从6月份出现明显萎缩,两个月减少2000万吨下水量。近期秦皇岛煤炭库存大幅回落,8月17日库存为673万吨,较6月份高点回落近300万吨,主要原因有以下几点:1)下游需求有所好转。目前秦皇岛港待装船舶在100艘左右,比六月份82艘的低点有所回升,而电煤抢运时秦皇岛港待装船舶数在130-140艘,这意味着下游需求有所恢复。2)暴雨浇塌秦皇岛港煤垛,需人工疏港后方可继续囤煤。近期台风引发的暴雨灾害将秦皇岛港煤垛浇塌,目前正在进行人工疏港,清理完毕后方可继续囤煤,预计卸车恢复后库存将有所回升。3)大秦线发运量减少。大秦线调入量减少与发运企业发运量减少有关,此外,暴雨对大秦线路基有一定影响,近期有短期检修。

结论整体而言,预计秦皇岛山西优混(5500大卡)价格近期回暖,但幅度有限,四季度或有望回升至670-680元/吨,但回升至700元/吨以上的概率极小。

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第二个原因就是供求关系。媒的需求量受疫情影响大幅降低。导致媒大量堆积而从而导致价格的下跌。

前段时间，国内不少地方也出现了拉闸限电的情况。在浙江人的印象中，缺电，似乎是十多年之前的事情，今年为何重现电力供应紧张？作为经济大省、能源小省的浙江，今年会出现电荒吗？冬季缺电的情况会不会加剧？今天，记者采访了我省能源供应的主力军——浙能集团。

浙能集团浙能集团

煤价7个月时间涨了两倍

浙江电厂亏本运营为保供

浙能集团旗下的富兴燃料公司是集团所属煤炭板块负责电煤采购的主要力量，今年40岁出头的周坤担任富兴燃料公司资源事业部经理，主要负责煤炭采购。前几天她刚刚从北京、山西出差回来。“主要是跟几大煤炭集团洽谈发电供热的中长期合同。”周坤告诉记者。

作为采购部门负责人，周坤一般每年至少出差100来天。今年因为疫情，有的采购改在线上进行，但一些重大的采购活动，她和同事还是要去订货会现场。比如7月份她就参加了在重庆召开的夏天煤炭订货会。

周坤告诉记者，今年的煤炭价格一直在涨，基本上没有回调过。“3月初的时候，高卡的优质煤价格还在600多元一吨，之后由于经济恢复较快，包括水泥、钢铁行业对煤炭的需求增加，煤炭价格节节攀升，到8月底、9月初的时候涨到了1000元一吨。到了9月份，煤炭价格突然飙涨，一个月时间涨了700来元一吨。”

进入10月份，煤价依然没有停下来的迹象。“以前煤炭涨价是10元、15元一吨涨的，现在是以50元、100元一吨的价格跳涨。目前价格已经逼近1900元一吨。”周坤说。也就是说，7个月左右的时间，煤炭价格已经涨了两倍。

高昂的煤价让燃煤电厂早早陷入亏本运营的状态，也就是说，电发得越多，电厂亏损越厉害。

周坤（右）和同事正在商量煤炭采购事宜周坤（右）和同事正在商量煤炭采购事宜

分析人士认为，今年之所以会出现全国乃至全球性的电力供应紧张，一方面是随着经济的不断恢复，社会对电力的需求不断增长；另一方面，受到煤炭、天然气、原油价格快速上涨等多种因素影响，使电力供应面临很大压力。

浙能集团的电力供应占了浙江全省的半壁江山。对浙能集团来说，这时候要不要多发电？要不要采购高价煤？答案当然是肯定的。“保证浙江的电力供应，这是我们浙能集团的社会责任。”周坤说，“说实话，看到家家户户能够亮灯，而不用受拉闸限电之苦，我们的心里就会涌起一种幸福感：因为这里面有我们的一份付出，一份责任。”

富兴燃料公司采购的煤炭在台州二电煤码头卸装。于梦婷摄富兴燃料公司采购的煤炭在台州二电煤码头卸装。于梦婷摄

今年首次采购了新疆煤

还远渡重洋采购美煤和哈煤

对浙能集团来说，要保证电厂的正常运营，就要确保浙江的煤炭供应。浙江是能源小省，本身不产煤，那么，如何在全国乃至全球煤炭紧缺的背景下“抢”到煤呢？浙能人也是动足了脑筋。

7月份以来，浙能集团主动出击，浙能集团党委书记、董事长胡仲明亲自带队，先后拜访了国家能源集团、中煤集团、晋能控股、中石油、中石化、中海油等煤炭、天然气供应商，争取更多的上游资源分配，以支撑浙江用煤用气的需求。

8月21日，全省首趟新疆煤炭专列直达兰溪电厂。“新疆的煤炭高卡低硫，品质很好。以前，疆煤因为运输距离长（路途就要10多天）、运输费用高，相对其它地方产的煤炭来说并不划算。现在煤炭价格高，价格已能覆盖运输成本，所以我们进行了首次采购，并加大了采购力度。接下来，疆煤会先运到秦皇岛港口，我们再从秦皇岛运到浙江。在秦皇岛，我们浙能有自己的专用场地，交付比较方便。”周坤介绍说。

富兴燃料公司驻镇海港员工集中各场地煤炭准备组织发运到发电厂。刘洋提供富兴燃料公司驻镇海港员工集中各场地煤炭准备组织发运到发电厂。刘洋提供

浙能还将目光投射到国际市场，积极采购印尼煤、俄煤、哥伦比亚煤等多元煤种。7月至10月，又采购了两船总计13万吨的高热值美国煤（6000大卡）、两船总计27.2万吨的高热低硫低灰（6000大卡）哈萨克斯坦煤。这也是浙江首次远渡重洋采购美煤和哈煤。

在“多点开花”之下，整个三季度，浙能集团供应省内电煤达1623万吨，同比增长34.8%。数据显示，7月份，浙能集团所属省内电厂日耗煤连日破20万吨，创下集团成立以来省内煤机单日耗煤量最高；8月份耗煤量达到556万吨，创下集团月度耗煤量历史新高。9月份电煤耗量仍保持高位，平均日耗超18万吨，同比增长62.4%。

浙能集团这些成绩，是在全球性煤荒、国内煤炭供需缺口严重的情况下取得的。以国内为例，今年1至8月，国内原煤产量为26亿吨，同比仅增长4.4%；而同期原煤进口量同比下降10.3%，全国规模以上工业发电量同比增长了11.3%。

中国煤炭工业发展的前景展望

在今后相当长的时间内，煤炭仍然是中国的主要能源

煤炭是中国的主要能源。中国能源资源条件的特点是富煤、少油、缺气，这就决定了在未来较长时期内，煤炭在中国能源结构中仍将居主体地位。今后五年，我国明确提出要合理控制能源消费总量，明确总量控制目标和分解落实机制。通过严格控制能源消费总量达到加快转变经济发展方式的目的。随着经济结构的战略性调整以及水电、核电、风电等新能源和可再生能源的发展，非化石能源消费比例提高将从8.3％提高到11.4％，提高3.1个百分点，煤炭消费比重将下降，增幅将回落，但煤炭总量仍将保持一定幅度的增长。煤炭在中国主体能源的地位很难改变。

根据国民经济"十二五"规划，在全国GDP增长7％的条件下，预计到2015年中国煤炭生产量将达到38亿t以上，年煤炭净进口量2亿t左右，煤炭消费量将达到40亿t左右。

"十二五"（2011-2015）时期是中国煤炭工业由量的增长向质的提升转型发展的关键时期

"十二五"时期，中国仍然处在经济社会发展的重要战略机遇期，也是中国煤炭工业转型发展的关键时期。

随着中国工业化、城市化、市场化和国际化快速发展，能源需求将继续增长，对煤炭工业发展提出了新的更高的要求。中国煤炭行业高度关注和顺应世界经济和能源工业发展的大趋势，在总结以往煤炭工业发展经验的基础上，将选择适合自己国情和时代特征的科学发展道路。

中国政府高度关注和支持煤炭工业发展，确立了"煤为基础，多元发展"能源发展方针，颁布了《国务院关于促进煤炭工业健康发展的若干意见》，发布了《煤炭产业政策》，制定了《"十二五"煤炭工业发展规划（2011-2015）》，为今后一个时期煤炭工业的发展指明了方向。

展望未来，在世界经济发展的大背景下，生态环境保护、发展非化石能源和低碳经济、节能减排、资源综合开发和利用等已成为了国际社会普遍关注的焦点之一。中国煤炭工业发展依然面临着资源约束强化、环境压力加大、转变发展方式任务繁重、安全生产难度增加等挑战。坚持科学发展，转变经济发展方式，走新型工业化道路，加快推进煤炭工业由量的增长向质的提高转变，实现节约发展、清洁发展、安全发展和可持续发展，显得尤为重要。

"十二五"时期中国煤炭工业发展的总体要求是：坚持发展先进生产力，提高劳动者素质，坚持规模化、现代化，走工业化和信息化相融合的发展道路；把增强科技进步和组织创新能力，建设资源节约型、环境友好型、安全有保障、经济效益好、健康可持续发展的新型煤炭工业体系，真正摆在煤炭工业发展战略的核心位置。

中国煤炭工业总体开发布局将大规模地由中东部地区向西部地区转移

"十二五"时期中国煤炭工业发展的重点要求是：按照科学布局、集约发展、安全生产、清洁利用、保护环境的发展方针，以转变发展方式为主线，以科技进步为支撑，以改革开放为动力，发展具有国际竞争力的大型煤炭企业集团，建设大型煤炭基地，建设大型现代化煤矿（露天），保障煤炭稳定供应，改善矿区生态面貌，提高矿工生活水平，促进煤炭工业可持续发展。

"十二五"期间，中国将合理控制能源消费总量，坚持节约优先、立足国内、多元发展、保护环境、加强国际互利合作、调整优化能源发展战略，构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系。统筹规划全国能源开发布局和建设重点，建设山西。鄂尔多斯盆地、内蒙古东部地区、西南地区和新疆五大国家综合能源基地。按照"控制东部、稳定西部、开发西部"的指导思想，从今年起，煤炭开发向西部地区转移的趋势更加明显。西部陕、蒙、宁和新疆等省区煤炭资源丰富，开发潜力大，主要运煤大通道正在建设或规划建设，为西部大规模开发布局创造了条件。一大批现代化矿井（露天）将重点在西部地区动工，将加快陕北、黄陇、神东、蒙东、宁东煤炭基地建设，稳步推进晋北、晋东、云贵煤炭基地建设，启动新疆煤炭基地建设，依托以上煤炭基地建设若干个大型煤电基地。

"十二五"期间中国煤炭工业转型发展的基本路径是努力实现"五个"转变

由产量速度型向质量效益型转变。抓住结构调整、转变发展方式的有利时机，大力推进煤炭企业兼并重组和资源整合，创新发展模式、大力减少煤矿和工作面个数，提高单井产量，合理集中生产，努力实现煤炭行业由产量速度型向质量效益型转变，提高科学发展能力。

实现由粗放的煤炭开采向以高新技术为支撑的安全高效开采转变。加大煤炭行业重大安全基础理论和关键性技术研究，推动煤矿由传统的生产方式向大型化、现代化、自动化、信息化的方向转变，大型煤矿形成安全高效集约化发展模式，中小煤矿机械化水平明显提高。煤炭企业管理由经验决策转向信息化、系统化、科学化决策上来，推动煤炭生产向安全高效，集约化方向发展。

煤矿安全实现由控制伤亡事故向职业安全健康转变。坚持以安全生产为前提，把煤炭工业发展建立在煤矿安全状况不断改善、全行业职业安全健康水平不断提高的基础上，实现煤矿安全生产的明显好转并向根本好转迈进。

实现由单一煤炭生产向煤炭资源综合利用、深加工方向转变。结合我国煤炭资源开发与消费布局特点，以资源开发为龙头，发展新兴产业，推动煤炭清洁高效利用，提升煤炭价值空间，推动煤炭上下游产业一体化发展，特别是推进煤电一体化发展，推进煤炭深加工转化，促进煤炭产业升级。

实现由资源环境制约向生态环境友好型转变。坚持循环经济发展理念，推动资源综合利用和节能减排工作，加快科技创新和新技术研发，推进煤矿绿色开采，建立矿区生态环境修复与治理机制、以最少的资源和环境消耗，支撑国民经济又好又快发展。

“碳中和”叠加后疫情效应 煤炭价格高位运行

2021年以来，中国煤炭价格一直在高位运行，短期来看，“碳中和”叠加疫情后的经济复苏将对煤炭价格提供有力支撑。主要是三个方面的原因：

限价区间明确 煤炭市场价格机制进一步完善

近期，国家发展改革委先后印发了《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》(发改价格〔2022〕303号，以下称303号文)和2022年4号公告，明确于5月1日起实施。对于价格限定，相关文件明确规定哄抬价格行为。

2022年5月6日，国家发改委发布消息称，自5月1日起，煤炭中长期交易价格和现货价格均有了合理区间。根据《关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知》，近期阶段秦皇岛港下水煤(5500千卡)中长期交易价格每吨570-770元(含税)较为合理。重点地区煤炭出矿环节中长期交易价格合理区间分别为：山西(5500大卡)370-570元/吨，陕西(5500大卡)320~520元/吨，蒙西(5500大卡)260元-460元/吨，蒙东(5500大卡)200-300元/吨。

其中，秦皇岛港下水煤(5500千卡，下同)中长期、现货价格每吨分别超过770元、1155元，山西煤炭出矿环节中长期、现货价格每吨分别超过570元、855元，陕西煤炭出矿环节中长期、现货价格每吨分别超过520元、780元，蒙西煤炭出矿环节中长期、现货价格每吨分别超过460元、690元，蒙东煤炭(3500大卡)出矿环节中长期、现货价格每吨分别超过300元、450元，如无正当理由，一般可认定为哄抬价格。

全球能源危机背景下 中国能源政策的调整方向

另外，乌克兰危机等全球能源危机频发凸显了传统化石能源在基建基础、发电成本和供电稳定性上的优势，将引发各国对过快能源转型的再思考，将深刻影响中国对外煤炭能源合作和能源安全。中国国内能源市场化水平低，面对极端事件冲击，能源安全韧性不足，国际能源安全事件在中国的国内风险被放大。基于欧盟能源政策发生转变，也将间接对中国包括煤炭在内的海外能源合作及能源安全造成影响，中方需要根据欧盟能源政策调整来进行应对。

—— 以上数据来源于前瞻产业研究院《中国煤炭行业发展前景与投资战略规划分析报告》

――国际三港动力煤跌势加剧 短期仍将低位徘徊

上周国际动力煤市场需求减弱，淡季特征明显。国际三港动力煤价格全线下跌，且整体跌幅有进一步扩大的趋势。

据环球煤炭交易平台数据显示，截至10月19日，澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格指数在上期82.51美元/吨的基础上下跌1.69美元至80.82美元/吨，跌幅为2.05%；南非理查德港动力煤价格指数虽然是前期唯一上涨的指数，但本期大幅下跌3.06美元降至82.34美元/吨，跌幅为3.68%；欧洲ARA三港动力煤价格指数在上期87.02美元/吨的基础上下跌1美元至86.02美元/吨，跌幅为1.15%。

上周，市场对全球经济预期悲观、原油市场整体供应宽松导致国际油价再度大跌，纽约和伦敦两地分别下跌1.97%和3.91%。同时，欧债问题再起导致美元走强也使得全球大宗商品普遍下跌。在大环境不佳的影响下，国际动力煤价格也难逃全线走低的态势。

随着北半球夏季用煤高峰结束，国际煤市呈现淡季特征，再加上亚洲一些主要能源消费国经济降幅较大，煤炭消费减少，全球主要港口动力煤价格纷纷下跌。

从10月1日起，日本将提高原油、成品油、液化石油气、天然气和煤炭五种能源的进口税率与生产税率。作为全球第二大煤炭进口国的日本，这一政策的推出将导致其动力煤需求进一步降低，倒逼国际煤价下行压力持续加大，尤其是将严重打击澳洲动力煤市场，其主要输日的优质动力煤价格遭受严重打压。

泰国方面，全球经济走软导致该国出口缩水，工业用电量微弱增长。泰国电力局表示，今年首9个月全国用电量仅增长6.5%，全年的用电量增长率恐低于预期8.16%的目标，预计进入冬季，民众也会减少空调等电器的使用，这也造成了该国对国际动力煤的需求减弱。

综合来看，美国经济复苏依然乏力，新兴国家经济下滑仍未结束。虽然中国经济刺激等调控措施将会对国际煤市形成一定支撑，但短期内动力煤需求仍显疲软，价格仍将在低位徘徊。预计等到北半球气温降低，市场对动力煤的需求有望重新增强。

――国内动力煤市场走势向好 后期逐渐趋稳

上周国内动力煤市场整体表现向好。产地方面，受雨季减少气温走低以及前期煤矿纷纷减产限产造成供应收紧影响，动力煤成交良好，价格上涨；港口方面，南北主要港口库存小幅下行，港口煤价也延续前期涨势。

港口方面，9月份我国煤炭进口量继续减少、主要煤炭发运港口的煤炭资源出现集中化趋势以及大秦线检修对市场动力煤供求的影响使得港口煤炭库存快速减少，支撑了动力煤价格的上涨。截至10月19日，环渤海四港煤炭总库存量为1429.5万吨，环比减少35.9万吨，降幅为2.6%，其中秦皇岛港煤炭库存量为5476万吨，环比减少51万吨；19日广州港煤炭总库存量为277.5万吨，环比减少31.3万吨。同时，最新发布的环渤海地区港口平仓的发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格较前一周上涨4元/吨，报收于641元/吨。

煤炭产地方面，由于季节因素，电煤需求增大，再加上前期各地煤矿限产停产密集，煤炭供货略显紧张，导致部分地区煤价上涨。山西动力煤市场表现不一。其中，大同动力煤市场运行平稳，成交良好，大部分地区价格小幅上调5元-10元/吨不等。运城整体市场不佳，当地煤矿开工不足，多处于关停状态，导致煤炭产量低迷，资源紧缺。吕梁动力煤市场表现活跃，成交一般，价格普遍上调30-40元/吨不等；陕西动力煤市场运行平稳，成交良好。关中地区价格基本持稳，陕北地区因供应趋紧，价格小幅上扬，榆林地区动力煤价格上涨10-20元/吨，成交良好；甘肃动力煤市场整体表现稳定，销量逐渐回升；内蒙古鄂尔多斯地区动力煤整体销售情况较为良好，块煤需求较高。

下游市场方面，主要消费企业煤炭库存超高依旧压制着动力煤市场。10月以来，重工业用电负荷降低，煤炭需求量增速下降，电厂日耗量降幅明显，存煤量居高不下。目前全国重点发电企业存煤9300万吨，存煤可用天数31天，已达到历史最高水平。

随着大秦线检修即将结束，铁路运输将恢复正常，预计港口库存会因为进车恢复而快速增长，不排除港口动力煤价格暂时小幅下降的可能。而内陆方面，部分地区煤矿限产现象仍较为明显，市场供应偏紧，产地煤价短期内会稳中稍涨。整体来看，预计后期国内动力煤市场将逐渐趋于平稳。

――下游积极补充库存 国内炼焦煤市场涨势良好

上周国内炼焦煤市场整体稳中上涨。大矿继续上调煤炭出厂价格，小矿因库存低位成交顺畅价格也有所上涨。钢厂方面，受上半月大矿取消优惠政策或直接涨价影响，上周部分钢厂炼焦煤采购价格上调，幅度在20-40元/吨不等。焦煤市场乐观情绪较高，对后市继续反弹的信心较足。

产地方面，山西地区因钢材市场拉涨促使钢厂提高原料库存采购，炼焦煤市场上行明显，其中吕梁汾阳主焦煤上涨20-50元/吨，晋南地区主焦煤普涨80元/吨；山东地区大矿炼焦煤继续普涨，其中兖矿月内第二次上调精煤出厂价格40元/吨，临矿方面精煤上调40元/吨，泰安气煤上调40元/吨，地方煤矿表现也较为活跃，阳城矿精煤累计上调70元/吨，枣庄地区1/3焦煤累计上调80元/吨；青海炼焦煤整体市场持稳，各大矿区和贸易商都在消耗库存，销售量明显上升，对后市抱乐观态度；宁夏地区市场价格稳定，成交一般，价格无上调；云南地区炼焦煤市场表现良好，煤价稳中有涨，成交情况尚可。云南玉溪主焦A15-16V22S0.7G70MT9到厂含税价1000元/吨涨40元/吨。

上周钢焦企业焦煤库存以小幅下降为主，可用天数也随之减少。全国样本钢厂及独立焦化厂炼焦煤平均库存为11.3万吨，环比减少0.6万吨，环比下降8%，平均可用天数为14.5天，环比下降0.7天。虽然近期钢厂补充库存意愿较为强烈，但是焦煤市场资源相对较少，价格上涨迅速，钢厂在既要控制焦煤价格又想拉涨库存的情况下，稍显难度。

下游市场方面，上周国内焦炭市场涨势依旧，部分地区焦炭价格上涨幅度超过100元/吨，受钢厂补充库存的带动，市场成交良好，焦企库存低位运行。终端钢材市场弱势震荡，涨跌小幅交替。虽然受钢价上涨刺激，钢厂生产动力增强，盈利能力已有相当大的改善，补库情况较好，但在终端实质性需求没有明显改善的背景下，市场心态仍以犹豫观望为主。

预计后期钢材市场运行压力依旧较大，但钢焦企业仍会以补充库存为主，另外，两节之后国有大矿纷纷上调炼焦煤价格或者取消前期优惠措施，受此带动，市场也会继续跟进，因此为国内炼焦煤市场走强提供了重要的支撑条件。

2011年开始，全球煤炭消费量增速呈逐年下滑趋势，2015年和2016年世界煤炭消费量分别为37.85亿吨油当量和37.32亿吨油当量，同比增速分别为-2.7%和-1.4%，世界煤炭消费量降速放缓。

分国家来看，2016年，全球煤炭消费量为37.32亿吨油当量，同比下降1.4%；其中，中国2016年煤炭消费量18.88亿吨油当量，占世界煤炭总消费量的50.58%；印度超越美国成为全球第二大煤炭消费国，印度和美国煤炭消费量分别为4.12亿吨油当量、3.58亿吨油当量，占世界煤炭总消费量的11.04%和9.60%；俄罗斯、印度尼西亚消费量排名较上年有所上升。消费量排名前十的国家是中国、印度、美国、日本、俄罗斯、南非、韩国、印度尼西亚、德国和波兰。

中国、印度真正影响全球煤炭市场需求。随着全球煤炭消费重心逐渐由欧洲、北美东移至亚洲，2016年亚太地区煤炭消费量已接近全球总量的73.8%。在亚洲，日本、韩国作为传统的煤炭进口国需求相对稳定，越南、马来西亚等东盟国家增长虽然强劲但是基数仍然偏小，中国和印度两大新兴经济体合计消费占比全球61.6%，能够真正影响全球煤炭市场的需求。

中国、韩国、日本、台湾等主要煤炭消费国家和地区消费量（进口国以进口量增速为代表）触底回升，增速由负转正。自2015年开始，台湾省煤炭进口量止跌企稳，2013年开始韩国煤炭进口量由负转正，2017年1-5月进口量增速高达13%，日本自2012年以来进口量基本维持稳增长，2017年上半年，中国煤炭消费量增长约1%至18.3亿吨，煤炭消费量触底回暖。

1.2 全球80%左右的新建燃煤电厂位于亚洲地区

需要注意的是，目前包括日本、印度、韩国等国家正在筹备大规模的燃煤电厂项目，全球80%左右的新建燃煤电厂位于亚洲地区。英国能源和气候情报局的数据显示，全球在建燃煤发电厂中82%左右的电厂位于亚洲四大发展中经济体即中国、印度、越南和印度尼西亚。根据英国能源和气候情报局的数据，截至2016年底，全球在建燃煤电厂718座，其中，384座位于中国，149座位于印度，印尼和越南在建燃煤电厂分别为32座和24座，全球其他国家在建煤电厂129座。

此外，中国计划建造另外795座燃煤电厂，印度准备额外建造297座，印尼有87个新燃煤电厂项目，越南则准备另建56座，其他国家拟议中的煤电厂有504座。这意味着全球未来会出现至少2457座新的煤电厂，其中有1824座在亚洲这四个发展中国家，占比74%左右。

分国家和地区来看：

日本：日本计划未来10年内兴建41座燃煤发电厂，且日本政府对于进口煤炭的税率优于燃烧较洁净的天然气。日本在过去5年的时间中仅建成1950兆瓦(MW)的燃煤电厂，但是，截至2017年4月日本却有4256兆瓦(MW)燃煤电厂项目正处于建设阶段，并有17,243兆瓦(MW)已经处于开工前的规划准备阶段。

韩国：煤炭发电占韩国供电的40%左右，且韩国能源部表示，按计划到2022年韩国将建设20座新的燃煤电厂。

印度：印度燃煤发电供应60%左右的电力，目前，印度人均用电量仅相当于世界平均水平的20%，目前尚有3亿无电人口，印度总理纳伦德拉·莫迪(NarendraModi)于2014年5月就任后，一直努力推动煤电发展，致力于为成千上万还在使用煤油灯的印度人民供电，未来印度将大力发展燃煤发电，煤电占比将从目前的58%提高到2020年的68%。

越南：越南第一大电源为水电，但目前大中型水电站已经基本开发完毕，大力发展燃煤发电是保障能源安全最经济可行的措施。根据越南政府规划，越南煤电占比将由目前的40%提高到2020年的50%和2025年的55%，成为越南第一大电源。

印度尼西：印度尼西亚政府预计未来十年年均电力消费增速为8.7%，作为世界第5大煤炭生产国和第2大煤炭出口国，在全球煤炭市场不景气的形势下，扩大国内煤炭消费、发展燃煤发电成为印度尼西亚满足电力快速需求的必然手段，印尼政府计划3年内增加4300万千瓦的煤电装机。

未来以亚洲地区为首的燃煤电厂的扩建势必增加煤炭消费需求。

二、国际煤炭价格触底攀升

2.1 国际动力煤价格

国际三大港口煤价已恢复到2012年的水平。截至2017年9月7日，ARA指数同比上涨45.7%至89美元/吨；理查德RB动力煤FOB指数同比上涨37.6%至91.38美元/吨；纽卡斯尔NEWC动力煤FOB指数同比上涨38.2%至97.56美元/吨。

中国港口煤价大幅提升。截至2017年9月7日，广州港印尼煤(Q5500)库提价715元/吨，较2016年同比上涨20.2%；广州港澳洲煤(Q5500)库提价715元/吨，较2016年同比上涨220.2%

2016年中国动力煤价格触底反弹，快速攀升。截至2017年9月6日，秦皇岛海运煤炭交易市场发布的环渤海动力煤价格指数（环渤海地区发热量5500大卡动力煤的综合平均价格）报收于580元/吨，较2016年同比上涨17.4%；截至2017年9月4日，由中国煤炭市场网发布的CCTD秦皇岛煤炭价格报收于606元/吨，较2016年同比上涨20.2%。

2.2 国际炼焦煤价格

澳大利亚炼焦煤触底反弹，高位震荡。截至2017年9月8日，澳大利亚峰景煤矿硬焦煤中国到岸价220.5美元/吨，较2016年同比上涨25%；中低挥发分硬焦煤(澳大利亚产)中国到岸价185.25美元/吨，较2016年同比上涨11%。

中国港口炼焦煤：截至2017年9月7日，京唐港山西产主焦煤库提价(含税) 1600元/吨，较2016年同比上涨108%；连云港山西产主焦煤平仓价(含税) 1700元/吨，较2016年同比上涨93%。

中国产地炼焦煤：截至2017年9月1日，临汾肥精煤车板价(含税) 1580元/吨，较2016年同比上涨95%；兖州气精煤车板价1070元/吨，较2016年同比上涨62%；邢台1/3焦精煤车板价1430元/吨，较2016年同比上涨68%。

2017年初中国发改委、中国煤炭工业协会等部门联合印发《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》，通知以重点煤电煤钢企业中长期基准合同价535元/吨为基础，建立价格异常波动预警机制。绿色区间不采取调控措施；蓝色区间密切关注生产和价格变化情况，适时采取必要的引导措施；红色区间，启动平抑煤炭价格异常波动的响应机制。

纽卡斯尔港动力煤与秦皇岛港动力末煤的价格和走势吻合度较高。国内Q5500煤价在政策影响下，大概率在470-600元/吨之间波动，我们判断纽卡斯尔港动力煤（Q5700～6000）价格指数也将大概率在74～93美元/吨之间波动，不排除继续冲高的可能性。

在煤炭产能出清，经济复苏背景下，受产能周期影响煤炭价格或将维持中高位运行。

2020年全球煤炭需求下滑，产量下降，国际煤炭贸易萎缩，煤炭价格在上半年大幅下降。随着欧美发达国家绿色能源替代水平进一步提升，以及亚洲地区相对强劲的经济增长带动的煤炭消费增长，预计未来几年，煤炭出口和消费重心向亚洲转移的趋势将更加明显。

2020年全球煤炭产量有所下降

2017-2019年全球煤炭产量逐年增长，但增速呈现下降趋势，到2019年全球煤炭总产量达到79.21亿吨。2020年，中国煤炭经济研究会初步测算全球煤炭产量同比下降了4%左右，新冠疫情对全球宏观经济的巨大打击进一步导致煤炭产量有所下滑。

美国煤炭产量降幅最大

2020年，在全球16个主要产煤国中，煤炭产量增长的有3个国家(包括中国、印度、越南)，其余13国煤炭产量均呈现不同程度的下降。煤炭产量最大的中国，全年产煤量为38.4亿吨，同比增长0.9%排名第二的印度，得益于四季度产量的快速回升，全年产煤7.41亿吨，同比增长0.8%而美国的煤炭产量跌破5亿吨，仅产煤4.89亿吨，同比下降了23.7%，降幅最大。

俄罗斯煤炭出口逆势增长

从出口情况来看，IEA数据显示2017-2019年全球煤炭出口量逐年增长，2019年达到14.36亿吨。2020年新冠疫情对全球煤炭贸易造成较大影响，中国煤炭经济研究会预测2020年全球煤炭出口下降至13亿吨。

2020年，全球煤炭出口量排名第一的印尼全年出口煤炭4.07亿吨，同比下降11.3%其次是澳大利亚，预计全年出口煤炭3.61亿吨，同比下降8.9%排名第三的俄罗斯，在下半年中国强劲煤炭进口需求的拉动下，全年出口煤炭1.93亿吨，同比增长1.7%。

近几年俄罗斯煤炭向中国市场转移趋势明显。过去很长一段时间，西欧是俄罗斯主要出口市场，但随着西欧国家“去煤化”步伐加快，俄罗斯出口西欧的煤炭量快速萎缩，出口重心由西向东转移。

2020年下半年，俄罗斯出口中国的煤炭量达1460万吨，比2019年同期的1090万吨增长了33.9%。俄罗斯政府层面也将加快铁路、港口等物流设施建设，加大煤炭出口向东部转移的步伐，积极拓展亚太区域煤炭市场。

亚洲地区进口消费需求强劲

中国、印度、日本、韩国是全球主要煤炭进口国家。其中中国作为全球最大的煤炭进口国，2020年进口煤炭3.04亿吨，同比增长1.5%印度进口煤炭2.18亿吨，比2019年减少3000多万吨，同比下降了12.4%日本进口煤炭1.74亿吨，同比下降6.8%韩国进口煤炭1.23亿吨，同比下降12.7%。

2020年全球主要煤炭进口国家和地区中，中国、越南、泰国、巴基斯坦和土耳其煤炭进口量实现正增长，其他国家和地区煤炭进口量均呈现不同程度的下降，其中德国的降幅最大，为-27.3%。

整体来看，亚洲市场煤炭进口需求占据主要份额，并在全球宏观经济低迷的情况下，以中国泰国、越南等为代表的亚洲国家依旧能保持逆势增长，市场潜力较大。

煤炭市场发展趋势分析

在欧美市场，绿色可再生能源快速替代煤炭，近几年欧美国家的煤炭消费持续下降，2020年美国可再生能源发电量首次超过燃煤发电量，全年煤炭消费量下降21%欧盟国家煤炭消费量下滑幅度更大，欧盟27国2020年煤炭进口量下降32.7%。

在亚洲市场，例如越南、印尼和南亚的印度、巴基斯坦等国，煤炭消费量还有增长潜力。2020年，越南、巴基斯坦的煤炭进口量均实现正增长，印尼受新冠肺炎疫情影响，煤炭产量和消费量虽然都出现下降，但疫情稍有缓和后，马上加快了燃煤电厂的建设步伐。

从整体来看，全球范围的煤炭出口和消费重心逐渐向亚洲转移趋势明显。

—— 以上数据及分析来源参考前瞻产业研究院发布的《中国煤炭物流行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》。