敬请参阅最后一页特别声明1石油化工组分析师：许隽逸（执业S1130519040001）xujunyi＠gjzq.com.cn供需收紧致煤价回升，短期扰动不改降价主基调◼现象探讨：6M23动力煤价出现止跌回弹，主因供给放量趋缓及季节性耗煤增加，且供给侧变化的影响更大。✓回溯23年以来煤价走势，煤价中枢已从年初的1150元/吨降至6月初的780元/吨。而6月是今年煤价下行大趋势下的第一个重要拐点，港口价出现止跌回弹，月末环比上升28元/吨、涨幅3.5%，坑口价自6月中旬之后也开始出现止跌趋势。✓结合产业链多维度数据拆解结果看，此次煤价回调主要由于前期供需宽松格局于6月开始略有收紧，其中：（1）供给端——6M23煤炭产能增长放缓，且港口贸易商交易意愿降低、市场流通货源减少。我国6月煤炭日均产量1300.3万吨、增速环比5月下滑2pct，动力煤当月产量3.0亿吨、同比下滑262万吨、降幅0.9%，录得2M23以来首次负增长；产量增长趋缓一方面由于存量煤矿逐步到达增产空间上限，且经历了大幅扩产以及煤价大幅下跌后煤企对新建煤矿的积极性开始略有降温；另一方面，自6月中旬煤矿安全事故出现后，煤矿安监力度趋严下相关超能力生产开始退出,使得月末产量偏低。此外，月内港口价格变化的频率变高使得部分贸易商采购积极性降低、观望情绪较高，从而减少了市场内的煤炭流通货源，此时夏日用煤刚需及前期中标的贸易商采购共同推高了港口价。因此，虽然6月我国动力煤进口量同比、环比分别增长279.9%、5.3%，进口煤炭仍为市场贡献重要煤源补充，但国内生产端和港口贸易端的供给限制因素使得供给端整体放量趋缓。（2）需求端——季节性煤耗需求提升。6月动力煤消费总需求同比、环比分别提升15.0%、9.0%，虽然23年以来非电煤需求持续低迷，但6月电力行业动力煤消费占比65.7%、环比提升1.5pct，可见入夏以来由于火电厂的季节性耗煤需求增加，电煤消费对动力煤需求的拉动作用进一步提升。✓综合供需来看，6月此轮煤价上涨行情中供给端放量不足的影响较季节性需求增长的影响更大。虽然6月电厂季节性耗煤需求延续5月以来的提升趋势，但前期电厂库存较高且煤炭长协兑现情况好转，因而市场煤需求量并未实现明显提升；而在供应端，国内煤炭扩产进程放缓以及港口贸易意愿降低带来的供给端放量趋缓是相较于5月而言更为明显的边际变化，也是此轮煤炭价格上行的主要支撑力。◼后市展望：供给短期受挫但需求支撑力不足，此轮煤价反弹可持续性较差，预计后期煤价中枢有望持续下行。✓供给端：短期内煤炭生产仍受安监升级影响，但整体煤炭供给仍将较为宽松。7月以后我国煤矿安监范围进一步扩大，部分煤矿将面临停产整顿，后期煤炭生产供应将阶段性受到一定限制；但保供政策下23年煤炭生产能力已有了大幅提升，即便安监趋严导致部分超能力生产退出，煤炭生产能力仍将处于历史高位水平。此外，国际经济弱复苏下煤炭需求不足，使得进口煤供应预计仍将较为充足。✓需求端：虽然夏季电厂煤耗维持高水平，但电厂长协兑现情况较好使市场煤仍将作为补充煤源，且电厂前期高库存策略使得终端补库压力不大，因而煤价反弹动力较弱。此外，8月后预计台风登陆带来降雨、降温以及夏末天气逐步转凉，电厂日耗后续将有所回落，使市场煤价继续上行缺乏需求端的足够支撑、可持续性较弱。因此，我们预计这次小幅反弹行情并不改变23年煤价中枢下行的大趋势。◼煤价下行大趋势下火电业绩将迎来实质性改善，建议关注：火电资产高质量、积极拓展新能源发电的龙头企业华能国际；可发挥民企优势灵活配置煤炭来源结构、有新机组核准预期的龙头企业宝新能源；积极承担省内保供任务，资产价值有望重估的龙头企业浙能电力、江苏国信、皖能电力。◼新增装机容量不及预期；煤价下行不及预期；下游需求景气度不高、用电需求降低导致利用小时数不及预期。行业专题研究报告证券研究报告公用事业及环保产业行业研究2023年08月17日买入（维持评级）行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明2内容目录1、动力煤价回溯分析及预测核心观点..............................................................51.16月动力煤价走势变化——煤价低位止跌、小幅回弹.........................................51.2供给放量趋缓+季节性耗煤催升煤价，且供给侧影响更大......................................61.3展望后市，供给短期受挫但需求支撑力不足，此轮反弹可持续性较差...........................61.4Q3煤价跟踪的关注点——重点关注电厂日耗&库存以及进口煤价...............................72、拆解维度1：国内生产&周转——产量增幅环比收窄、现货周转放缓.................................72.1国内产量：累计产量仍同比提升，但6M23产量增幅环比收窄..................................72.2港口周转：主要长协煤港口出现库存去化，部分市场煤港口缓慢累库..........................112.3煤炭运价：各途径运价走势分化，水路运价上行、陆路运价下行..............................133、拆解维度2：煤炭进出口——进口煤炭仍为市场贡献重要煤源补充.................................133.1进出口总量：煤炭净进口大国地位稳固，进口煤源供应持续充足..............................133.2多角度看煤炭进口：1H23我国煤炭进口量大幅增长，高低卡煤进口可实现按需切换..............144、拆解维度3：下游需求——季节性耗煤需求提升，电厂库存高位维稳...............................174.1动力煤整体需求情况：电煤消费拉动作用提升，非电煤需求持续低迷..........................174.2从用电需求看发电耗煤需求：迎峰度夏进程推进，推升季节性耗煤需求........................184.3从其他电源看火电发电需求：其他电源出力承压，火电承担顶峰出力重任......................194.4终端电厂耗煤及库存情况：由沿海至内陆逐步入夏，电厂高库存战略未改......................214.5其他非电煤需求：非电动力煤需求低位维稳，对需求拉动作用较小............................235、投资建议...................................................................................246、风险提示...................................................................................24图表目录图表1：山东滕州动力煤Q5500坑口价（元/吨）...................................................5图表2：秦皇岛动力煤Q5500平仓价（元/吨）.....................................................5图表3：广州港印尼煤Q5500库提价（元/吨）.....................................................6图表4：秦皇岛动力煤Q5500年度长协价（元/吨）.................................................6图表5：原煤日均产量（万吨）..................................................................8图表6：动力煤产量当月值（万吨）..............................................................8图表7：动力煤占原煤当日均产量比重............................................................8图表8：动力煤月产量累计值及变化趋势..........................................................8图表9：晋陕蒙新原煤产量累计值及变化趋势......................................................9图表10：晋陕蒙新原煤产量当月新增贡献率.......................................................9图表11：晋陕蒙新原煤当年累计产量总占比.......................................................9图表12：各地区国有重点煤炭库存（万吨）......................................................10图表13：新疆重点煤矿煤炭铁路发运量（万吨）..................................................10图表14：山西重点煤矿煤炭铁路发运量（万吨）..................................................10图表15：陕西重点煤矿煤炭铁路发运量（万吨）..................................................11图表16：内蒙古重点煤矿煤炭铁路发运量（万吨）................................................11oPzQtRmMxOmPoQqOqPsRrO6McM6MsQrRoMmPiNoOvNlOnMwOaQrQrNwMpOoQxNnNzQ行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明3图表17：主要长协煤港口秦皇岛港、黄骅港6月吞吐量环比提升（万吨）............................11图表18：CCTD主流港口煤炭库存（万吨）........................................................12图表19：北方港、长江口煤炭库存（万吨）......................................................12图表20：长江口重点港口煤炭库存（万吨）......................................................12图表21：北方港重点港口库存（万吨）..........................................................12图表22：鄂尔多斯煤炭公路运价指数（元/吨公里）...............................................13图表23：长江煤炭运输价综合指数CCSFI.........................................................13图表24：中国沿海煤炭运价指数CBCFI...........................................................13图表25：波罗的海干散货指数(BDI).............................................................13图表26：动力煤当月进口额（万吨）............................................................14图表27：动力煤当月出口额（万吨）............................................................14图表28：动力煤当月净进口额（万吨）..........................................................14图表29：1H21-1H23我国主要煤炭进口国进口量对比...............................................15图表30：国际煤炭海运进出口贸易量及增速......................................................16图表31：印尼煤炭出口量及增速................................................................16图表32：俄罗斯煤炭出口量及增速..............................................................16图表33：澳大利亚煤炭出口量及增速............................................................16图表34：中国煤炭月度海运进口量及增速........................................................16图表35：中国煤炭周度海运进口量（千吨）......................................................17图表36：动力煤消费量及变化趋势..............................................................17图表37：电力行业动力煤消费量占比持续提升....................................................18图表38：各省会城市入夏时间表................................................................18图表39：用电TOP5大省省会月度平均气温（摄氏度）.............................................19图表40：用电TOP5大省省会月度平均气温均值同比情况（摄氏度）.................................19图表41：我国全口径发电量及变化趋势..........................................................19图表42：其他电源累计发电量及变化趋势........................................................20图表43：除火电外其他清洁能源发电当月贡献率..................................................20图表44：三峡水库流各月出量（亿立方米）......................................................20图表45：水电利用小时数（小时）..............................................................21图表46：风电利用小时数（小时）..............................................................21图表47：光伏利用小时数（小时）..............................................................21图表48：核电利用小时数（小时）..............................................................21图表49：火电累计发电量及变动趋势............................................................21图表50：火电利用小时数（小时）..............................................................21图表51：全国电厂逐周日均耗煤量（万吨）......................................................22图表52：全国平均供电煤耗率（当年累计，克/千瓦时）...........................................22图表53：各省23年1-6月发电累计耗用原煤量及同比.............................................22图表54：全国电厂当周期末煤炭场存（万吨）....................................................23图表55：全国电厂当周平均可用天数（天）......................................................23图表56：十种有色金属当月产量（万吨）........................................................23图表57：山东地炼厂开工率（%）...............................................................23行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明4图表58：我国商品房销售面积（万平方米）......................................................24行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明51.16月动力煤价走势变化——煤价低位止跌、小幅回弹◼回溯23年以来煤价，以北方港口5500大卡煤为例，煤价中枢已从年初的1150元/吨降至6月初的780元/吨，除2月份煤价先降后涨、当月低点出现在中旬外，其余各月基本都是高点在月初、低点在月末。◼6月是23年煤价下行趋势下的第一个重要拐点，坑口价、港口价一反3M23以来的下跌趋势、呈现止跌并小幅回调，进口煤价、长协价延续平稳下滑趋势、降幅收窄。✓坑口价：以山东滕州动力煤Q5500坑口价为依据，自年初开始连续5个月下跌后，6月中旬较月初继续下跌了95元/吨、跌幅11.7%，之后开始出现止跌趋势，一直到月末价格一直稳定在715元/吨。✓港口价：以秦皇岛动力煤Q5500平仓价为依据，自3月以来连续3个月下跌后，6月煤价呈现低位止跌回弹趋势，月末动力煤港口价环比5月末上升28元/吨、涨幅3.5%。其中，6月前半段动力煤港口价保持震荡下降；6月后半段开始小幅上升，平均每日涨幅4-5元/吨。✓进口煤价：以广州港印尼煤Q5500库提价为依据，6月进口煤价延续3月以来的下跌趋势，环比5月末下跌50元/吨、跌幅5.2%；6月整体进口政策偏宽松，煤炭大量进口导致价格下跌，但降幅环比收窄了7.5pct。✓年度长协价：以秦皇岛动力煤Q5500年度长协价为依据，6月年度长协价为709元/吨，环比5月下降10元/吨、降幅1.4%，维持23年以来的平稳下滑趋势。图表1：山东滕州动力煤Q5500坑口价（元/吨）来源：Wind、国金证券研究所图表2：秦皇岛动力煤Q5500平仓价（元/吨）来源：Wind、国金证券研究所02004006008001,0001,2001,4001,6001,8002,000山东滕州动力煤Q5500坑口价（元/吨）02004006008001,0001,2001,4001,6001,8002,000秦皇岛动力煤(Q5500)平仓价（元/吨）行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明6图表3：广州港印尼煤Q5500库提价（元/吨）图表4：秦皇岛动力煤Q5500年度长协价（元/吨）来源：Wind、国金证券研究所来源：Wind、国金证券研究所1.2供给放量趋缓+季节性耗煤催升煤价，且供给侧影响更大◼供给端：煤炭供给端放量趋缓主要来自生产端及港口贸易端双方面。✓23年以来煤炭生产持续放量，6月产量增幅收窄。4Q21以来煤炭增产保供政策在多方、多部门联合推动下取得明显效果，存量煤矿产能核增及露天煤矿临时用地批复使得产能不断突破；11M22起国内煤炭扩产已实现实质性进展，突破此前日产能瓶颈1200-1230万吨/天，1-5M23累计原煤产量已同比增长5.4%。而6M23以来煤炭产量增幅开始环比放缓，一方面由于存量煤矿在前期高产基础上正逐步到达增产空间上限，且经历了大幅扩产以及煤价大幅下跌后、煤企对新建煤矿的积极性开始略有降温；另一方面，自6月中旬煤矿安全事故出现后，煤矿安监力度趋严下相关超能力生产开始退出,使得月末产量偏低。✓港口贸易商交易意愿降低、观望情绪较强，使煤炭市场流通货源减少。6月动力煤港口价的两拨反弹分别出现在月初和月末，反弹原因均为价格下跌后货主报价意愿降低，而同时存在的夏日用煤刚需以及前期中标的贸易商采购共同推高了港口价。同时，月内港口价格变化的频率变高使得部分贸易商采购积极性降低、观望情绪较高，从而减少了市场内煤炭流通货源。◼需求端：非电煤需求持续低迷，6月动力煤需求量提升主要靠季节性电煤需求增加拉动。23年以来，我国房地产、基建、化工等非电煤直接终端行业发展不及预期，对煤炭需求拉动作用弱。但随着入夏进程推进，电厂耗煤提升、终端采购情况好转，电煤在入夏以来对煤炭需求的拉动作用进一步提升。◼结合供需来看，6月此轮煤价上涨行情中，供给端放量不足的影响较季节性需求增长的影响更大。✓5月起部分地区已逐步入夏、带动煤耗增加，而当月煤价仍实现大幅下跌，主要由于生产端的持续扩量以及进口煤补给提升。而6月虽然电厂耗煤需求进一步增加，但前期电厂库存较高且煤炭长协兑现情况好转，使得市场煤需求量其实并未实现显著提升。✓反观生产端，尽管进口煤仍然较为充足，但国内煤炭扩产进程放缓以及港口贸易意愿降低带来的供给端放量趋缓则是相较于5月更为明显的边际变化，也是此轮煤炭价格上行的主要支撑力。1.3展望后市，供给短期受挫但需求支撑力不足，此轮反弹可持续性较差◼供给端：短期内煤炭生产仍将受安监升级影响，但前期产能放量使得煤炭产能仍将维持高位。6月以来产地煤矿安全事故频发且存在部分事故瞒报情况，因此应急管理部门已指出要认真开展矿山事故瞒报“大起底”专项行动；7月14日国务院总理李强进一步在国务院常务会议时提出在能源保供工作中要切实加强安全生产风险隐患排查整治。因此，我国煤矿安监范围将进一步扩大，部分煤矿将面临停产整顿，煤炭生产供应将阶段性受到一定限制。但整体看，保供政策下煤炭供应大概率仍将处于历史较高位水平。◼需求端：现货煤需求难有明显提升，夏末天气变化将难以继续支撑煤价反弹。✓夏季电厂煤耗维持高水平，但高库存+长协兑现策略使市场煤仍将作为补充煤源，煤05001,0001,5002,0002,5003,000400450500550600650700750800行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明7价反弹动力弱。初伏已过，中伏、三伏紧随其后，高温天气持续使得电厂将继续保持较高的耗煤水平。但前期电厂的高库存战略使得终端补库压力不大，且主要长协煤港口库存压力明显下降体现电厂入夏后以兑现长协煤为主、现货仍将作为补充采购煤源；即短期看虽然港口现货资源不多、但现货需求也不高。此外，国际经济弱复苏下煤炭需求不足，进口煤将持续保持充足供应，使得整体煤炭供需格局较为宽松。以上需求端因素有望成为此轮煤价上涨动力不足的主要原因。✓夏末天气变化有望影响终端需求，此轮煤价反弹维持时间将较短。8月后预计台风登陆带来降雨、降温以及夏末天气逐步转凉，电厂日耗后续将有所回落，使市场煤价此轮小幅上行缺乏需求端的足够支撑、可持续性较弱，我们预计这次小幅反弹行情并不改变23年煤价中枢下行的大趋势。1.4Q3煤价跟踪的关注点——重点关注电厂日耗&库存以及进口煤价◼煤价走势判断方面，重点关注需求端日耗、库存情况及煤炭进口情况。✓市场煤价未来一段时间将保持较为敏感的震荡状态，虽然生产端的瓶颈突破以及部分超能力生产退出的影响未来将持续，但撬动煤价的主要因素预计将转变为终端对现货煤的采购量变化。因此Q3应重点关注迎峰度夏期间终端日耗及库存，若日耗快速提升、库存去化速度显著加快，则电厂长协难以覆盖的补货刚需则会对现货煤需求产生拉动，进而对煤价起到一定的拉升作用。✓6月国内煤价止跌企稳后，进口煤价格优势开始凸显，叠加国际需求低迷下进口煤量仍将较为充足，预计后续一些沿海电厂会将部分需求由内贸煤转向进口煤，若进口量和进口煤价优势未来都维持在较好水平，则会对整体市场煤价继续上行造成又一阻力。但同样需要关注8月上旬澳大利亚LNG工厂罢工事件对国际高卡煤价的阶段性推升带来的连带影响。我们接下来从国内生产&周转、煤炭进出口、下游需求三大维度拆解煤炭产业链数据，用以佐证我们对此轮煤价回调变化的分析和对未来走势预判的结论：2.1国内产量：累计产量仍同比提升，但6M23产量增幅环比收窄◼煤炭产量6月增幅环比下滑2cpt，动力煤产量6月增速录得2M23以来首次负增长。✓原煤生产：整体看2021年11月之后我国煤炭产能瓶颈有实质性突破，2023年以来煤炭日均产量保持在1240万吨以上的水平。2023年6月我国原煤产量3.9亿吨，同比2022、2021年分别提升1078.1、6690.8万吨。6月日均产量1300.3万吨、环比5月提升35.9万吨，增长逐渐趋缓，同比增速环比5月下滑2pct。✓动力煤占比：6月动力煤日均产量占原煤日均产量比重为78.3%，环比5月持平，同比2022、2021年分别下降2.9pct、5.8pct。✓动力煤产量：1-6月动力煤累计产量18.6亿吨、同比+2.9%，整体来看累计产量仍高于往年。而6月我国动力煤产量3.0亿吨，环比5月增长1.2%，并未延续4月以来的回落趋势、出现环比小幅增长，但增长幅度小于2022、2021年同期情况，且同比2022下滑了262万吨。✓综上，煤炭产量1-6月同比增长趋势延续，2021年Q4以来多方、多部门联合推动煤炭增产保供政策后，存量煤矿的产能核增、露天煤矿的临时用地批复持续推进；但6月开始增幅呈现收窄（甚至动力煤增幅转负），主要受到煤炭安全监管趋严后部分煤矿逐步开始停产整顿的影响。行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明8图表5：原煤日均产量（万吨）图表6：动力煤产量当月值（万吨）来源：Wind、国金证券研究所来源：Wind、国金证券研究所图表7：动力煤占原煤当日均产量比重图表8：动力煤月产量累计值及变化趋势来源：Wind、国金证券研究所来源：Wind、国金证券研究所◼分地区看，晋陕蒙新煤炭产能占比81.3%、产能集中趋势整体未改。✓2023年1-6月，晋陕蒙新四省区原煤产量达18.7亿吨，占全国原煤产量超81.3%，充分发挥了增产增供“主力军”作用，且占比整体高于2022年80.7%-81.0%的水平和2021年79.4%-79.9%的水平。近年来我国持续清退煤企低效无效产能，煤炭生产重心进一步向资源禀赋好、开采条件好的“晋陕蒙新”地区集中。✓其中，山西作为全国重要能源基地，产量维持领先，1-6月原煤产量6.8万吨、占全国产量的29.5%，同比增长5.8%，增量贡献率31.3%。✓内蒙古原煤产量仅次于山西，1-6月原煤产量6.1万吨、占全国产量的26.4%，同比增加4.2%，增量贡献率25.3%。✓陕西1-6月原煤产量3.7万吨、占全国产量的16.2%，同比增长1.9%，增量贡献率17.0%。✓新疆已晋升为中国第四大产煤区，2021年12月起增速显著领先于晋陕蒙三地；2023年1-6月原煤产量2.1万吨、占全国产量的9.2%，增量贡献率7.2%，同比增加16.6%，增幅分别高于晋陕蒙三地10.8、14.6、12.4pct。◼聚焦6月份煤炭产能的下行原因，我们发现新疆地区煤炭减产是重要因素之一。山西、山西、内蒙单6月的煤炭产量同比分别增长7.6%、2.8%、5.3%，增速环比5月分别增长1.3pct、2.7pct、2.2pct，而新疆虽然6月增速仍然领先晋陕蒙三地，但产量同比降低了16.9%、增速环比下行37.1pct，可见6月新疆受到安监趋严导致的煤炭减产的影响更大。02004006008001,0001,2001,4001,60020212022202305,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,00020212022202372%74%76%78%80%82%84%86%88%90%202120222023-5%0%5%10%15%0100,000200,000300,000400,000动力煤累计产量（左轴，万吨）YoY-动力煤累计产量行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明9图表9：晋陕蒙新原煤产量累计值及变化趋势来源：Wind、国金证券研究所图表10：晋陕蒙新原煤产量当月新增贡献率来源：Wind、国金证券研究所图表11：晋陕蒙新原煤当年累计产量总占比来源：Wind、国金证券研究所◼重点煤矿库存整体环比提升，但环比增幅略有收窄，体现生产端放量趋缓。✓截止至6月末，在国有重点煤矿中，除华北地区月末库存664.9万吨、环比减少25.3万吨以及华东地区月末库存287.4万吨、环比减少43.2万吨以外，其余地区库存均有不同程度的提升，其中西北地区月末库存为761.2万吨、环比增加58万吨，东北地区月末库存为351.8万吨、环比增加27.2万吨，中南地区月末库存为122.6万吨、环比月增加9.5万吨。✓虽然煤炭库存上升地区居多，且整体看增量更多，但库存总额增幅环比5月下滑10.6pct，体现出生产端放量的逐步趋缓。0%5%10%15%20%25%30%35%40%020,00040,00060,00080,000100,000120,000140,000内蒙原煤产量（万吨，左轴）新疆原煤产量（万吨，左轴）陕西原煤产量（万吨，左轴）山西原煤产量（万吨，左轴）YoY-内蒙古（右轴）YoY-新疆（右轴）YoY-陕西（右轴）YoY-山西（右轴）0%5%10%15%20%25%30%35%内蒙古:新增贡献率新疆:新增贡献率陕西:新增贡献率山西:新增贡献率79.5%79.6%79.4%79.4%79.4%79.5%79.5%79.7%79.8%79.8%79.9%80.9%80.9%80.9%80.8%80.7%80.9%80.9%80.9%80.9%81.0%81.0%81.8%81.3%81.5%81.4%81.3%78%79%79%80%80%81%81%82%82%83%行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明10图表12：各地区国有重点煤炭库存（万吨）来源：Wind、国金证券研究所◼从铁路煤炭发运量看，山西＞陕西＞内蒙古＞新疆，整体看6月发运量仍多数高于往年同期水平，但新疆发运量环比下滑较为明显。✓新疆重点煤矿6月铁路发运331.5万吨，23年发运量整体高于21-22年同期水平，但6月环比5月下滑17.3万吨，这也对应了新疆6月煤炭产量增速环比下行37.1pct的情况。✓山西重点煤矿6月铁路发运2126.9万吨，环比5月增长52.3万吨，23年发运量整体低于21-22年同期水平。✓陕西重点煤矿6月铁路发运1344.1万吨，环比5月下滑7.9万吨，23年发运量整体高于21-22年同期水平。✓内蒙古重点煤矿6月铁路发运1241.3万吨，环比5月提升90万吨，23年1-3月发运量整体高于22年同期水平、低于21年同期水平，5月发运量与22年同期水平持平且高于21年，6月发运量高于21-22年同期水平。图表13：新疆重点煤矿煤炭铁路发运量（万吨）图表14：山西重点煤矿煤炭铁路发运量（万吨）来源：Wind、国金证券研究所来源：Wind、国金证券研究所02004006008001,0001,200国有重点煤矿库存:华北地区国有重点煤矿库存:东北地区国有重点煤矿库存:华东地区国有重点煤矿库存:中南地区国有重点煤矿库存:西南地区国有重点煤矿库存:西北地区05010015020025030035040020212022202305001,0001,5002,0002,5003,000202120222023行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明11图表15：陕西重点煤矿煤炭铁路发运量（万吨）图表16：内蒙古重点煤矿煤炭铁路发运量（万吨）来源：Wind、国金证券研究所来源：Wind、国金证券研究所2.2港口周转：主要长协煤港口出现库存去化，部分市场煤港口缓慢累库◼港口吞吐情况：6月中旬开始主要长协煤港口吞吐量上行，体现长协煤贸易活跃度提升。✓以黄骅港、曹妃甸港、秦皇岛港吞吐量为依据，可以看到主打长协煤运输的秦皇岛、黄骅港口6月吞吐量环比5月明显抬升，趋势主要从6月中旬开始，6月下半月秦皇岛、黄骅港日均吞吐量分别环比6月上半月提升了7.6%、29.2%，而同期曹妃甸港则环比下滑了15.8%，可见自6月中旬起长协煤贸易活跃度明显提升。图表17：主要长协煤港口秦皇岛港、黄骅港6月吞吐量环比提升（万吨）来源：Ifind、国金证券研究所◼总体库存情况：主流港口库存水平环比下滑，但仍处于往年同期偏高位置。✓以CCTD主流港口煤炭库存为依据，6月末库存环比5月降低127.5万吨；其中，北方港库存领跌，6月末库存环比5月降低265万吨；长江口港口库存也小幅下降，6月末库存环比5月降低12万吨。✓港口库存下滑主要三方面原因导致：①到港价格仍存在一定倒挂，贸易商发运积极性较低；②港口价格波动频率较高，贸易商因此采购积极性不高、处于观望情绪；③高温天气增多后，电厂耗煤明显提高，终端采购量一定程度上有所提升。◼分港口看：长协煤港口出现较为明显的库存去化，部分华东市场煤港口缓慢累库。✓在北方港口中，秦皇岛、黄骅港（二者主打长协煤）跌幅较大，6月末库存环比5月分别降低35、16万吨；其余北方港口整体也基本呈现下跌态势，其中曹妃甸二期、京唐港老港库存分别环比降低26、15万吨。✓在长江口港口中，扬子江、太和港、镇江东港6月末库存环比5月分别降低21、5、3万吨；其余港口库存整体基本维持缓慢增长态势，其中如皋港、长宏2号港、南02004006008001,0001,2001,4001,60020212022202302004006008001,0001,2001,4001,60020212022202301020304050607080煤炭:港口吞吐量:黄骅港煤炭:港口吞吐量:曹妃甸港煤炭:港口吞吐量:秦皇岛港行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明12京西坝港口库存分别环比提升2、3、12万吨。◼总体来看，长协煤港口去库明显可见长协兑现持续向好，这也使得部分市场煤港口仍然持续累库，可见现货煤需求未有明显提升；同时，市场煤港口累库幅度也较小，且部分市场煤港口在需求较低的同时也出现了去库，体现出在煤价波动性加大的情况下贸易商进货意愿不强，观望情绪浓厚，整体看现货煤流通周转有所放缓。图表18：CCTD主流港口煤炭库存（万吨）图表19：北方港、长江口煤炭库存（万吨）来源：Wind、国金证券研究所来源：Ifind、国金证券研究所图表20：长江口重点港口煤炭库存（万吨）来源：Ifind、国金证券研究所图表21：北方港重点港口库存（万吨）来源：Ifind、国金证券研究所02,0004,0006,0008,00010,000煤炭库存:CCTD主流港口:合计05001,0001,5002,0002,5003,0003,500煤炭库存:北方港合计煤炭库存:长江口合计020406080100120140160180200如皋港长宏2号镇江东港扬子江太和港南京西坝华能太仓0100200300400500600700800900秦皇岛曹妃甸曹妃甸二期华能曹妃甸京唐港老港国投京唐港京唐专业码头黄骅港行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明132.3煤炭运价：各途径运价走势分化，水路运价上行、陆路运价下行◼运价总体情况：整体看6月运价走势分化；公路运价维持下滑，内江、沿海运价有明显的上升，体现水路运煤需求提升。✓公路运价：以鄂尔多斯煤炭公路运价指数为依据，6月公路运价维持了23年1月以来的下降趋势；其中，6月30日长途公路、中途公路、短途公路运价分别为0.22、0.47、0.84元/吨公里，环比5月末分别下降0、0.02、0.02元/吨公里。✓内江运价：以长江煤炭运输综合航运指数（CCSFI）为依据，6月长江煤炭运价有明显的上升趋势，6月30日指数报收于586.27点，环比5月末上涨78.63点、涨幅15.49%。✓海运价：以波罗的海干散货指数(BDI)以及中国沿海煤炭运输指数（CBCFI）为依据，6月海运价扭转了3月底以来的下降趋势，6月30日指数分别报收于1091点、532.73点，环比5月末分别上涨11.7%、6.1%。图表22：鄂尔多斯煤炭公路运价指数（元/吨公里）图表23：长江煤炭运输价综合指数CCSFI来源：Ifind、国金证券研究所来源：Ifind、国金证券研究所图表24：中国沿海煤炭运价指数CBCFI图表25：波罗的海干散货指数(BDI)来源：Ifind、国金证券研究所来源：Ifind、国金证券研究所3.1进出口总量：煤炭净进口大国地位稳固，进口煤源供应持续充足◼进出口概况：6月进口量持续攀升，同比、环比均录得高增长。23年以来国际市场需求低迷使得煤价承压，而中国作为煤炭消费大国、需求量维持高位，因此部分国际卖家开始以较低价格转向中国市场出售，叠加进口政策较为宽松，驱动6月进口量继续保持增长。✓6月我国煤炭进口3985.8万吨，较去年同期增加2963.0万吨、增幅289.7%；较5月增加29.5万吨、环比增幅0.8%。2023年1-6月我国共进口煤炭22179.3万吨、同比提升244.0%。✓6月我国进口动力煤1992.6万吨，较去年同期的524.5万吨增加了1468.1万吨、0.000.200.400.600.801.001.20鄂尔多斯煤炭公路运价指数:长途运输鄂尔多斯煤炭公路运价指数:中途运输鄂尔多斯煤炭公路运价指数:短途运输02004006008001,0001,2001,4001,600长江煤炭运输综合航运指数(CCSFI):当周值02004006008001,0001,2001,4001,6001,8002,000CBCFI:综合指数01,0002,0003,0004,0005,0006,000波罗的海干散货指数(BDI)行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明14增幅279.9%；较5月的1893.0万吨增加99.6万吨、增幅5.3%。2023年1-6月我国共进口动力煤9291.0万吨、同比提升141.9%。✓6月我国动力煤出口保持波动震荡态势，较5月降低2.1万吨、降幅17.1%；而较去年同期降低4.6万吨、降幅30.8%。✓从进出口净额看，6月动力煤净进口额维持2月以来的增长态势，较5月增长101.8万吨、增幅5.4%；而较去年同期增加1472.7万吨、增幅289.1%。图表26：动力煤当月进口额（万吨）图表27：动力煤当月出口额（万吨）来源：Wind、国金证券研究所来源：Wind、国金证券研究所（空值为缺失数据）图表28：动力煤当月净进口额（万吨）来源：Wind、国金证券研究所（空值为出口额缺失数据处）3.2多角度看煤炭进口：1H23我国煤炭进口量大幅增长，高低卡煤进口可实现按需切换◼分进口国看，印尼仍为我国煤炭进口来源主体。✓1H23我国煤炭进口国TOP3为印度尼西亚、俄罗斯、蒙古国，其中印尼煤进口占比约50%、为我国的最大煤炭进口国。从澳大利亚、蒙古国、哥伦比亚、俄罗斯和印度尼西亚进口煤炭数量均出现明显增加，同比分别+516%、+270%、+166%、+108%、+68%；此外，加拿大和美国进口煤炭的数量同比分别+5%、+4%，但菲律宾和南非进口煤炭数量同比分别-26%、-24%。✓从6月单月来看，中国进口动力煤的主要来源国为印尼、俄罗斯、澳大利亚、蒙古国和菲律宾；其中，印尼仍是中国最大的进口动力煤来源国，但占中国动力煤进口总量的比重环比略有降低，主要由于中国电厂增加了中高卡煤的进口采购，而对印尼低卡煤的采购需求略有减少。◼煤炭进口量增长原因分析：国际供应整体宽松，且以澳煤为代表的高卡煤进口增加。✓1H23我国煤炭进口量实现大幅增长，一方面，国际煤炭生产能力修复后供给情况同比明显好转，我国的几大煤炭进口来源国均增加了对华出口；另一方面，澳煤恢复05001,0001,5002,0002,500202120222023051015202530354020212022202305001,0001,5002,0002,500202120222023行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明15通关后我国明显增加了澳煤进口量；此外，上半年进口煤到岸价多数时间具有明显优势，叠加6月价格低廉的俄煤、南非煤和哥伦比亚煤也纷纷进入中国市场，催生终端进口煤炭采购的积极性。✓6月以来全国大部分地区高温天气延续下制冷用电需求上升，多数电厂在选择煤种时考虑到中高卡煤相较低卡煤更有价格优势，同时为了快速提高发电效率，因此增加了对进口中高卡煤的采购，使得6月进口动力煤数量同比实现翻番。图表29：1H21-1H23我国主要煤炭进口国进口量对比来源：CCTD、国金证券研究所◼从国际煤炭海运情况看我国煤炭进出口：我国进口量持续提升，驱动国际煤价承压、进口煤价下行，但后续需关注澳大利亚罢工事件对煤价的连带影响。✓6月国际煤炭海运贸易总量为1.1亿吨，同比、环比增速分别为2.9%、-8.5%，1-5M23贸易量同比增速维持在13%以上、6月增幅有所收窄，整体看各月贸易量同比均有所提升，体现出国际煤炭产量23年恢复后，国际煤炭生产国的国内需求量较为低迷、出海寻求销售渠道的意愿同比增强，使得国际煤炭价格也持续承压。✓从我国海运煤的三大进口国印尼、俄罗斯、澳大利亚的煤炭出口情况来看，6月三国煤炭出口量分别为3237.5、1412.2、3100.5万吨，同比分别-4.9%、-27.1%、-4.9%；尽管印尼、俄罗斯、澳大利亚三大出口国煤炭出口量整体有所下滑，但运往中国的煤炭持续增长，体现出中国经济率先复苏带来煤炭进口需求提升，国际煤炭生产商对中国的出口份额占比逐步提升。其中，6月中国海运进口量2962.4万吨、同比+81%，主要增长出现在6月初第一周和中旬第三周内，海运进口量的增加也对应了1.1章节中6月海运进口煤价的持续下行。✓此外，后续仍需持续关注8月上旬以来澳大利亚LNG工厂罢工对国际煤价的影响。若罢工事件得到有效处理，则对国际整体能源供需格局影响不大，并不改变我国进口煤供应宽松、价格具备竞争力的局面；若罢工事件不能妥善解决或事态升级，则会使得对澳大利亚LNG依赖度较高的国家（如日本、韩国）加大对动力煤（其主要采购高卡煤）的采购，驱动短期内高卡煤价走高，进而对我国的煤炭进口结构和进口煤价产生一定的阶段性连带影响。85052502983066882467789269112395135292316560200040006000800010000120001H21煤炭进口量（万吨）1H22煤炭进口量（万吨）1H23煤炭进口量（万吨）行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明16图表30：国际煤炭海运进出口贸易量及增速图表31：印尼煤炭出口量及增速来源：国金数字未来实验室、国金证券研究所来源：国金数字未来实验室、国金证券研究所图表32：俄罗斯煤炭出口量及增速图表33：澳大利亚煤炭出口量及增速来源：国金数字未来实验室、国金证券研究所来源：国金数字未来实验室、国金证券研究所图表34：中国煤炭月度海运进口量及增速来源：国金数字未来实验室、国金证券研究所行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明17图表35：中国煤炭周度海运进口量（千吨）来源：国金数字未来实验室、国金证券研究所（数据更新到6月底，即2023年第26周）4.1动力煤整体需求情况：电煤消费拉动作用提升，非电煤需求持续低迷◼6月动力煤消费总需求提升15.0%，其中电力消费需求占比65.7%。✓6月动力煤消费量共计3.4亿吨，同比提升15.0%、环比5月提升9.0%。✓6月电力消费需求维持动力煤消费主体地位，共消费动力煤2.2亿吨、同比增长19.6%；冶金、化工、建材、供热行业动力煤消费同比分别增长0.4%、-0.3%、-2.0%、12.4%。可见6月驱动动力煤消费增长的主要还是电力行业，其他行业需求增长持续低迷。✓6月电力行业动力煤消费量占动力煤总消费比重65.7%，占比较5月环比提升1.5pct、同比去年提升2.5pct。与行业以往规律一致，随着夏季来临、气温逐渐升高，23年电力行业动力煤消费占比从4月开始逐月提升。图表36：动力煤消费量及变化趋势来源：Wind、国金证券研究所-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,000其他行业动力煤消费量（左轴，万吨）供热行业动力煤消费量（左轴，万吨）建材行业动力煤消费量（左轴，万吨）化工行业动力煤消费量（左轴，万吨）冶金行业动力煤消费量（左轴，万吨）电力行业动力煤消费量（左轴，万吨）YoY-消费量:动力煤:合计:当月值（右轴）行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明18图表37：电力行业动力煤消费量占比持续提升来源：Wind、国金证券研究所4.2从用电需求看发电耗煤需求：迎峰度夏进程推进，推升季节性耗煤需求✓进入立夏节气之后，我国夏季版图会迅速北扩，入夏进程从华南、江淮一带等地开始北推，越过长江、江汉平原等地，最北甚至能抵达华北、黄淮地区。从常年气候数据来看，常年5月是全国入夏最集中的时间，北京、上海、成都、长沙、武汉、杭州等14个省会级城市会陆续开启入夏进程，到6月全国各省市基本完成入夏。图表38：各省会城市入夏时间表来源：新民晚报、国金证券研究所（图为1990-2020年省会级城市平均入夏日期）✓选取2022年用电TOP5省份，从省会城市平均气温看，6月气温基本为历年各月最高平均气温的90%以上；对比往年气温情况，23年1-6月气温整体水平与趋势与往年基本一致。随着入夏节奏推进，Q3迎峰度夏的用电需求将继续带来动力煤需求量的环比提升。63%58%61%60%61%63%66%65%64%59%58%60%62%63%60%61%61%63%68%69%64%60%62%62%62%62%62%63%64%66%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%其他供热建材化工冶金电力行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明19图表39：用电TOP5大省省会月度平均气温（摄氏度）来源：Ifind、国金证券研究所图表40：用电TOP5大省省会月度平均气温均值同比情况（摄氏度）来源：Ifind、国金证券研究所✓在用电需求提升趋势下，2023年1-6月我国全口径发电量41679.6亿千瓦时，同比增长5.2%；其中6月全口径发电量7463.2亿千瓦时，同比增长4.4%、环比增长21.8%。图表41：我国全口径发电量及变化趋势来源：Ifind、国金证券研究所4.3从其他电源看火电发电需求：其他电源出力承压，火电承担顶峰出力重任◼其他电源发电情况：6月清洁能源发电贡献率环比、同比均下滑。6月虽然水电发电量环比有所改善，其他清洁能源发电量环比基本持平，但针对季节性用电需求的提升，非火电电源贡献的增量占比仍有所下行，除火电以外电源发电量合计2211.8亿-505101520253035平均气温:山东:济南市:当月值平均气温:广东:广州市:当月值平均气温:江苏:南京市:当月值平均气温:浙江:杭州市:当月值平均气温:河北:石家庄市:当月值051015202530352021202220230%5%10%15%20%25%010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,00090,000YoY-全口径电量（左轴，亿千瓦时）YoY-全口径电量（右轴）行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明20千瓦时，发电贡献率（发电量占比）29.6%，贡献率环比下滑1.8pct、同比下滑6.5pct。✓分项看，23年以来水电发电量同比持续下滑，1-6月水电发电量4504.2，同比下滑22.72%；6月水电发电量980.8亿千瓦时、同比下滑14.11%、环比提升17.72%。23年来发电量同比下滑主要由于来水情况较往年偏差，6月环比提升主要由于来水情况环比略有改善；从水库流量看，三峡水库23年4-5月流出量显著低于21、22年同期水平，6月流出量与21年基本持平但仍显著低于22年同期水平，导致水电利用小时同比分别降低80、157小时；而6月水库流出量环比5月提升18.12%，得水电利用小时数环比改善、提升43小时。✓风电发电量环比下滑、太阳能发电量环比提升。1-6月风电发电量4246亿千瓦时、同比增长23.8%，太阳能发电1352.7亿千瓦时、同比增长22.2%。其中6月风电发电量583.6亿千瓦时，同比提升5.5%，环比降低22.6%；23年以来风资源有所改善，风电累计利用小时数同比提升83小时，但6月利用小时环比5月下滑59小时，体现出入夏后风电出力开始逐渐受限。6月光伏发电量275.8亿千瓦时，同比提升25.4%，环比提升19.2%，光伏利用小时数同比降低4小时、环比提升3小时。✓核电增速保持稳定，1-6月发电量2118.9亿千瓦时、同比增长6.5%，其中6月发电量371.6亿千瓦时，同比提升13.8%、环比提升0.7%，利用小时数同比降低4小时、环比降低2小时。图表42：其他电源累计发电量及变化趋势来源：Ifind、国金证券研究所图表43：除火电外其他清洁能源发电当月贡献率图表44：三峡水库流各月出量（亿立方米）来源：Ifind、国金证券研究所来源：Ifind、国金证券研究所-30%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%02,0004,0006,0008,00010,00012,00014,000水电发电量（左轴，亿千瓦时）核电发电量（左轴，亿千瓦时）风电发电量（左轴，亿千瓦时）光伏发电量（左轴，亿千瓦时）YoY-水电发电量（右轴）YoY-核电发电量（右轴）YoY-风电发电量（右轴）YoY-光伏发电量（右轴）28%28%32%31%30%0%5%10%15%20%25%30%35%40%2021202220230100200300400500600700800202120222023行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明21图表45：水电利用小时数（小时）图表46：风电利用小时数（小时）来源：Ifind、国金证券研究所来源：Ifind、国金证券研究所图表47：光伏利用小时数（小时）图表48：核电利用小时数（小时）来源：Ifind、国金证券研究所来源：Ifind、国金证券研究所◼火电发电需求：6月火电发电水平同比、环比均有所提升，在清洁能源出力承压下，火电能源保供作用随入夏进程推进而逐步凸显。✓从发电量看，1-6月火电发电量29457亿千瓦时、同比增长8.0%，其中6月发电量5251.2亿千瓦时、同比增长15.0%、环比增长10.8%。✓从利用小时看，6月火电利用小时数377小时，同比增长40小时、环比增长36小时；上半年火电累计利用小时数2142小时，同比增长85小时，在火电装机增长2602万千瓦的情况下火电利用水平仍实现显著提升，说明用电需求增速已高于装机增速，火电保供需求愈发凸显。图表49：火电累计发电量及变动趋势图表50：火电利用小时数（小时）来源：Ifind、国金证券研究所来源：Ifind、国金证券研究所4.4终端电厂耗煤及库存情况：由沿海至内陆逐步入夏，电厂高库存战略未改◼火电厂耗煤情况：在火电发电需求增长下，火电厂耗煤同比、环比整体录得增长。010020030040050020212022202305010015020025030035040045020212022202305010015020025020212022202302004006008001,0001,2001,400202120222023-5%0%5%10%15%20%25%010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,000火电发电量（左轴，亿千瓦时）YoY-火电发电量（右轴）0100200300400500600700800202120222023行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明22✓从耗煤率看，截至6月火电供电累计耗煤率299.8克/千瓦时、同比下降-0.1%、环比增长0.6%。✓从耗煤量看，6月全国电厂日均耗煤量195.9万吨、环比5月提升21.5万吨；6月耗煤前三周周度变化符合一定季节性特征，随着入夏节奏推进日耗逐周小幅稳健攀升。分省份看，1-6月内蒙古、山东、江苏、山西等发电大省耗煤量领先，云南、湖南、广西等内陆地区继5月南方地区率先入夏之后6月也逐步入夏，耗煤同比增幅领先。✓从季节性走势看，6月耗煤量先提升后降低、符合季节性特征，因为南方地区入夏后气温提升较早、带动日耗快速提升，但随后进入多雨时期、驱动日耗有所下滑；内陆地区入夏晚于南方沿海地区，日耗提升启动时间也略晚，随着入夏进程推进、7月日耗仍有上升空间。图表51：全国电厂逐周日均耗煤量（万吨）图表52：全国平均供电煤耗率（当年累计，克/千瓦时）来源：Ifind、国金证券研究所来源：Wind、国金证券研究所图表53：各省23年1-6月发电累计耗用原煤量及同比来源：Wind、国金证券研究所◼从终端电厂库存看，电厂继续保持高库存战略。✓6月末全国电厂煤炭库存4356.8万吨、环比提升219.8万吨，3月以来电厂库存保持上行趋势，但6月由于已处于历史高点，上行幅度环比下降、以维稳为主，符合迎峰度夏期间火电厂为保供而保持较高库存的战略。✓6月平均可用天数22.1天、环比5月下降0.1天。6月电厂煤炭可用天数先降低、后小幅提升，与电厂日耗周度变化呈相反趋势，符合与日耗变化相同的季节性规律。整体看4-6月在煤价下行、用电旺季来临前，电厂延续前期累库趋势，为迎峰度夏050100150200250全国电厂平均日耗当周值-1.4%-1.2%-1.0%-0.8%-0.6%-0.4%-0.2%0.0%0.2%0.4%0.6%250260270280290300310-40%-20%0%20%40%60%80%02,0004,0006,0008,00010,00012,00014,00016,000原煤发电累计耗用量（左轴，万吨）YoY-原煤发电累计耗用量（右轴）行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明23电力保供做准备。图表54：全国电厂当周期末煤炭场存（万吨）图表55：全国电厂当周平均可用天数（天）来源：Ifind、国金证券研究所来源：Ifind、国金证券研究所4.5其他非电煤需求：非电动力煤需求低位维稳，对需求拉动作用较小◼非电煤行业维持23年以来的低迷态势，整体对动力煤消费拉动起到的作用较小；但由于非电煤占比较小（约34%），并不改变电力行业对动力煤消费的整体拉动趋势。✓冶金行业动力煤消费需求可通过主要有色金属产量表现。6月我国十种有色金属产量615万吨，同比小幅提升7.9%，近年以来月度产量环比基本持平，需求较为稳定。✓炼油为化工行业耗能最高的门类，因此可用山东（地方炼油厂主要聚集地）炼油厂开工率来体现化工行业动力煤需求。6月开工率整体保持在63%-64%的稳定水平，环比5月基本持平，但较1月66%-68%的水平仍有所下滑。随着未来高耗能化工行业的整合出清、出海，化工动力煤消费需求有望持续步入下行通道。✓建材耗煤可主要通过房地产需求体现。23年以来房地产市场持续低迷，6月商品房销售面积环比提升4270.6万平方米，但同比下滑5110.0万平方米。目前房地产开发建设仍较低迷，市场恢复速度较慢，短期内难见需求的明显改善。图表56：十种有色金属当月产量（万吨）图表57：山东地炼厂开工率（%）来源：Wind、国金证券研究所来源：Wind、国金证券研究所05001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,5005,000全国电厂场存周度期末值051015202530全国电厂当周平均可用天数02004006008001,0001,2001,40020212022202301020304050607080山东地炼厂开工率行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明24图表58：我国商品房销售面积（万平方米）来源：Wind、国金证券研究所◼22年3亿吨煤炭核增产能基本释放，国际能源危机基本解除，国内煤炭供需由紧转松，煤价下行趋势将为火电业绩带来实质性改善。建议关注：火电资产高质量、积极拓展新能源发电的龙头企业华能国际；可发挥民企优势灵活配置煤炭来源结构、有新机组核准预期的龙头企业宝新能源；积极承担省内保供任务，资产价值有望重估的龙头企业浙能电力、江苏国信、皖能电力。◼新增装机容量不及预期。历史上电力行业发展始终处在“电力紧张、放松核准、大建电源、供应过剩、严控新建、电力紧张”的循环中，若再次出现电力供应过剩情况或将导致已核准火电项目面临开工难问题。◼煤价下行不及预期。若煤炭生产端的安监持续趋严则会使得煤炭供需格局由松转紧，且澳大利亚LNG工厂罢工事件若影响加大则会拉升进口煤价。火电的发电特性决定了其成本结构中燃料成本占比较高，市场煤价高位运行将挤压火电盈利。◼下游需求不及预期。宏观经济偏弱复苏、可再生能源大发挤占空间或导致火电发电量增速低于预期，使得机组利用小时数下滑并导致度电分摊的折旧成本上升。此外，电力市场化改革后电价取决于成本和供需，用电需求不及预期还将导致电价涨幅不及预期，从而影响火电盈利。05,00010,00015,00020,00025,000202120222023行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明25行业投资评级的说明：买入：预期未来3－6个月内该行业上涨幅度超过大盘在15%以上；增持：预期未来3－6个月内该行业上涨幅度超过大盘在5%－15%；中性：预期未来3－6个月内该行业变动幅度相对大盘在-5%－5%；减持：预期未来3－6个月内该行业下跌幅度超过大盘在5%以上。行业专题研究报告敬请参阅最后一页特别声明26特别声明：国金证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。本报告版权归“国金证券股份有限公司”（以下简称“国金证券”）所有，未经事先书面授权，任何机构和个人均不得以任何方式对本报告的任何部分制作任何形式的复制、转发、转载、引用、修改、仿制、刊发，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。经过书面授权的引用、刊发，需注明出处为“国金证券股份有限公司”，且不得对本报告进行任何有悖原意的删节和修改。本报告的产生基于国金证券及其研究人员认为可信的公开资料或实地调研资料，但国金证券及其研究人员对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告反映撰写研究人员的不同设想、见解及分析方法，故本报告所载观点可能与其他类似研究报告的观点及市场实际情况不一致，国金证券不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他任何损失承担任何责任。且本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次公开发布时的判断，在不作事先通知的情况下，可能会随时调整，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与国金证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。本报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可能会受汇率影响而波动。过往的业绩并不能代表未来的表现。客户应当考虑到国金证券存在可能影响本报告客观性的利益冲突，而不应视本报告为作出投资决策的唯一因素。证券研究报告是用于服务具备专业知识的投资者和投资顾问的专业产品，使用时必须经专业人士进行解读。国金证券建议获取报告人员应考虑本报告的任何意见或建议是否符合其特定状况，以及（若有必要）咨询独立投资顾问。报告本身、报告中的信息或所表达意见也不构成投资、法律、会计或税务的最终操作建议，国金证券不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。在法律允许的情况下，国金证券的关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能为这些公司正在提供或争取提供多种金融服务。本报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。国金证券并不因收件人收到本报告而视其为国金证券的客户。本报告对于收件人而言属高度机密，只有符合条件的收件人才能使用。根据《证券期货投资者适当性管理办法》，本报告仅供国金证券股份有限公司客户中风险评级高于C3级(含C3级）的投资者使用；本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断。使用国金证券研究报告进行投资，遭受任何损失，国金证券不承担相关法律责任。若国金证券以外的任何机构或个人发送本报告，则由该机构或个人为此发送行为承担全部责任。本报告不构成国金证券向发送本报告机构或个人的收件人提供投资建议，国金证券不为此承担任何责任。此报告仅限于中国境内使用。国金证券版权所有，保留一切权利。上海北京深圳电话：021-60753903传真：021-61038200邮箱：researchsh@gjzq.com.cn邮编：201204地址：上海浦东新区芳甸路1088号紫竹国际大厦7楼电话：010-85950438邮箱：researchbj@gjzq.com.cn邮编：100005地址：北京市东城区建内大街26号新闻大厦8层南侧电话：0755-83831378传真：0755-83830558邮箱：researchsz@gjzq.com.cn邮编：518000地址：深圳市福田区金田路2028号皇岗商务中心18楼1806