高温天气对沿海地区现货煤价产生支撑作用

进入夏季以来，我国高温天气超出预期，开始的早、发生范围广、持续时间长、高温强度大的特征非常明显，而且有气候专家表示，我国2022 年夏季高温天气结束的时间也将偏晚。在超强高温天气导致的降温用电负荷居高不下的背景下，全国火电机组的调峰压力不断增大，国内多个省（区、市）启动有序用电、错峰用电，甚至不得已采取限制用电措施。

在高温天气持续、电煤日耗增加等因素的作用下，近期现货动力煤的购销再度趋于活跃，各方对沿海地区动力煤市场的悲观预期有所修复，现货动力煤价格也出现止跌回升态势。其中，5500kcal/kg 和5000kcal/kg 现货动力煤的报询盘价格，分别由7 月下旬低点的1130～1145元/t和1000～1020元/t，回升至1150～1170元/t和1030～1050元/t。

影响近期沿海地区动力煤市场的部分因素主要有：

第一，夏季电煤消费高峰在8月份冲顶是历史惯例。“CCTD 沿海8 省动力煤终端用户”电煤消费的历史数据表明（见附图1），2019-2021 年的8 月份均是当年夏季电煤消费的最高时段，上述3 年8 月份的电煤平均日耗水平，分别高于当年7 月份18.9%、9.6%和4.4%，截至目前为止的超高温天气仍在演绎之中，预计2022年也不应例外。

第二，8 月份以来沿海地区电煤日耗高于2021年同期水平。进入8 月份以来，“CCTD 沿海8 省动力煤终端用户”电煤日耗量整体上延续着从2022 年7月中旬开始的高于2021 年同期水平态势（见附图2），8 月上旬的电煤平均日耗量高于2021 年同期5.7 个百分点，更是比2022 年7 月上旬高出21.6 个百分点，也显示出本轮高温对社会用电需求状况影响之大。

第三，沿海地区电煤库存可用天数进入偏低状态。来自“CCTD沿海8省动力煤终端用户”的数据显示，随着电煤日耗水平居高不下，沿海地区主要发电企业进入电煤“去库”过程，截至8 月11 日，上述口径下的沿海8 省发电企业电煤库存量为2867 万t，比6 月初的近期高点减少230 多万t；与此同时，沿海8 省发电企业的电煤库存可用天数已经从6月初的20 天以上，持续降至8 月11 日的12 天偏低水平（见附图3），明显低于电力监管机构关于电煤库存可用天数不得低于15天的基本要求。

第四，北方港口锚地待装煤炭船舶数量增加。数据表明（见附图4），进入8 月份之后，北方四港（秦皇岛港、曹妃甸港、京唐港和黄骅港，下同）锚地待装煤炭船舶数量逐渐增加，近1 周来（8 月6-12日）日均达到了141 艘，比7 月份日均增加近20艘，应该是下游消费地区动力煤采购需求有所增加的直接体现。

第五，环渤海地区动力煤市场再现“卖方市场”倾向。从近期北方四港动力煤库存相对水平的变化趋势上看（见附图5），近1周来的“货船比”指标再度进入合理估值下线之下区间，预示北方四港的动力煤供求关系再度转入“卖方市场”倾向，短期现货动力煤价格将继续得到支撑。