一、9月煤價走勢
9月份，動力煤和煉焦煤價格雙雙繼續上漲。
動力煤方面，9月坑口和港口動力煤價格均繼續大幅上漲。9月30日，大同南郊5500大卡（S0.8）動力煤和鄂爾多斯伊旗5500大卡（S0.5）動力煤坑口含稅價分別為1430元/噸和1260元/噸，與8月底相比，前者每噸上漲約520元，後者每噸上漲約385元。9月30日，環渤海5500大卡和5000大卡市場煤價格分別約為1700元/噸和1550元/噸，與8月底相比，前者每噸上漲600元左右，後者每噸上漲550元左右。
煉焦煤方面，國產和進口煉焦煤價格也均繼續大幅上漲。9月30日，柳林低硫主焦煤（S0.7）和靈石高硫肥煤（S1.8）出廠含稅價分別為4400元/噸和3300元/噸左右，與8月底相比，前者每噸上漲約900元，後者每噸上漲約850元。9月30日，蒙古5號進口煉焦煤金泉工業園出廠含稅價報3600元/噸，較8月底上漲700元/噸；北方港口進口低揮發主焦煤和中揮發主焦煤到岸價分別報586美元/噸和503美元/噸，與8月底相比，每噸分別上漲156美元和107美元。
二、煤價上漲原因分析
9月份動力煤價格之所以繼續大幅上漲，原因主要有以下幾點。
第一，煤炭增產效果遲遲不及預期，主產區動力煤產量回升緩慢。國家統計局資料顯示，8月全國完成原煤產量3.35億噸，同比增長0.8%，其中內蒙古和陝西兩大主產區分別完成8158萬噸和5884萬噸，較7月均有不同程度回升，但同比仍分別下降1.1%和3.7%。進入9月之後，相關保供政策進一步發力，但受煤礦安全事故影響，主產區原煤產量仍然受限。資料顯示，9月核心主產區鄂爾多斯煤礦日均原煤產量193.6萬噸，較8月日均產量不增反減0.9萬噸。
第二，動力煤進口增長受限，且以低卡印尼煤為主，而印尼煤炭出口價格持續上漲，導致進口煤成本不斷攀升，反過來對國內煤價形成一定支撐。海關資料顯示，8月份我國實現煤炭進口2805萬噸，較7月減少213萬噸，其中，進口動力煤2337萬噸，同比增加304萬噸。分國別看，7月自印尼進口動力煤1714萬噸，較7月減少197萬噸，印尼煤佔動力煤進口總量的比重上升至73.3%，較去年同期提高19.6個百分點。因為澳煤進口受限，同時國際市場需求整體較好，可供我國進口的增量資源不多，只能努力採購更多印尼煤，而中國採購需求增加很容易拉動印尼煤價上漲。資料顯示，9月前四周，印尼煤炭出口價格繼續大幅上漲，3800大卡和4600大卡FOB價分別上漲18.2美元和25.1美元。這導致我國進口煤成本繼續攀升，反過來也繼續對國內煤價形成一定支撐。
第三，9月發電用煤需求回落幅度較小，同比增幅再度擴大。進入9月，雖然動力煤需求季節性回落，而且多地加強了能耗雙控，部分行業用電需求被限制，但是，受氣溫整體高於往年同期、製造業用電需求較好以及清潔能源發電偏弱等多種因素影響，電煤需求回落幅度卻相對較小，電煤消耗同比增幅再度擴大。資料顯示，9月1日-23日，全國重點燃煤電廠累計消耗原煤1.0.4億噸，同比增長16.6%，同比增幅較8月份擴大近10個百分點；9月份沿海8省電煤日耗198萬噸，較8月份日耗減少約18萬噸，但較去年同期日耗增加超35萬噸，增幅達21.7%，較8月同比增幅擴大11.4個百分點；9月份內陸17省電煤日耗308萬噸，較8月份日耗減少約18萬噸，但較去年同期日耗增加超35萬噸，增幅達21.7%，較8月同比增幅擴大11.4個百分點。
第四，供需偏緊，各環節動力煤庫存回升乏力，再加上部分割槽域冬儲備煤需求啟動，市場供需愈顯緊張，市場情緒高漲，導致煤價持續上漲。資料顯示，截至9月23日，全國重點電廠電煤庫存合計4992萬噸，較8月末減少378萬噸，較去年同期偏低3908萬噸，同比減量較8月底擴大680萬噸；9月底，包括沿海、沿江主要港口以及沿海電廠在內的沿海中下游庫存合計約為5161萬噸，較8月底進一步減少約400萬噸。9月，重點電廠、沿海港口以及電廠動力煤庫存整體仍在下降，主產區坑口及站臺動力煤庫存也處於低位，而此時，東北區域已經必須要開始取暖備煤，這導致動力煤市場供需持續緊張，煤價不斷上漲。
9月煉焦煤價格繼續快速上漲主要是受以下幾方面因素影響。
首先，國內方面，焦煤、肥煤產量繼續受限。今年主產區煤礦超產管控整體較嚴，山西、內蒙部分具有代表性的生產焦煤、肥煤、1/3焦煤等強粘煤的露天礦因限制超產，其實際產量繼續受限。
其次，進口煉焦煤繼續受限。8月份我國進口煉焦煤468萬噸，同比減少249萬噸，下降34.7%，其中澳洲煉焦煤延續零進口。進入9月，澳煤繼續延續零進口；受蒙古疫情影響，甘其毛都口岸進車數仍然明顯偏低，9月全月累計進煤3135車，較8月份僅增加218車，月進口量還是30多萬噸，遠低於正常水平。即便美國、加拿大、俄羅斯煉焦煤進口量有所增加，但是，在澳大利亞和蒙古兩大主要煉焦煤尤其是主焦煤進口來源國進口均繼續受限的情況下，9月煉焦煤進口總量回升空間也會十分有限。
再次，焦炭持續保持盈利狀態，煉焦煤需求整體較好。進入9月份，因焦炭需求良好，焦炭庫存整體處於偏低狀態，焦炭價格進一步上漲後趨穩，多數焦化企業盈利情況良好。良好的盈利狀態導致多數焦企煉焦煤採購積極性較好，本來焦煤供需就仍然相對偏緊，再加上焦煤庫存整體也處於偏低狀態，下游使用者的採購需求不斷刺激焦煤價格進一步上漲。
三、10月煤市展望
供給方面：預計國內動力煤供給會進一步增加，煉焦煤供給增長空間較小。今年以來，國內煤炭整體供需持續緊張，夏季高峰過後，全社會動力煤庫存已經處於多年低位，9月份動力煤庫存整體也未見明顯回升。進入10月，東北及北方部分地區已經陸續啟動供暖，而很多電廠電煤庫存水平仍然偏低，留給發電和供熱企業補庫的時間已經不多，動力煤供需形勢非常嚴峻。9月下旬，國家發改委組織召開發電供熱用煤中長期合同全覆蓋保障專題工作會議，將保供任務下達給了山西、內蒙古、陝西等主產省區。從瞭解的情況來看，內蒙古承擔5300萬噸點對點保供任務，這些量有很大一部分最終將來自各個煤礦的超產量。因此，預計隨著保供政策落地，10月國內動力煤供給將會進一步增加。對於煉焦煤尤其是對於優質焦煤、肥煤等強粘煤來說，本身資源就相對有限，而且主要集中在山西，煤礦資源條件大多不如動力煤礦井，短期供應增長空間應該不大。
進口方面：動力煤進口增長空間不大，而且進口煤價格堅挺，煉焦煤進口增長主要看蒙古進口煤通關情況。去年四季度開始，來自澳大利亞的進口煤基本消失，印尼成為我國最主要的煤炭進口來源國，今年8月份印尼煤佔我國動力煤進口總量的比重上升至73%以上。因我國對印尼煤進口需求旺盛，而且印尼國內煤炭需求也不錯，印度對印尼低卡煤需求也不錯，可賣給中國的增量並不多，中國買家的採購很容易拉動印尼煤價格上漲。目前印尼4600大卡進口煤到岸完稅成本已經上漲至1250元/噸左右，折算5500大卡進口成本已經接近1500元/噸。如果國內煤價出現走弱跡象，國內買家減少印尼煤採購，可能導致後期動力煤進口量下降。對於煉焦煤來說，澳煤進口繼續受限，加拿大、美國等可供進口的增量資源不多，俄羅斯煤質量不好也不多，主要還是看蒙古焦煤進口情況。目前，每天甘其毛都蒙煤進車數也就200車左右，仍然處於低位。
需求方面：動力煤整體尚處於消耗淡季，但下游發電供熱使用者補庫需求強烈，煉焦煤受部分割槽域鋼廠、焦化限產影響，消耗會受到一定限制，但焦化廠煉焦煤庫存，尤其是主焦煤庫存偏低，預計焦化廠採購需求難以明顯減弱。對於動力煤來說，進入10月之後，隨著氣溫進一步下降，華東、華南地區消暑降溫用電需求或將明顯回落，全社會用電量也將進一步季節性回落，電廠電煤日耗將處於季節性低位。但是，目前各個區域電廠電煤庫存整體普遍偏低，在冬季用煤高峰到來之前，留給電廠的補庫時間也就一個多月了，電廠必須要抓住這一個多月時間努力提高電煤庫存水平。因此，雖然動力煤消耗處於淡季，以發電供熱企業為代表的下游使用者，補庫採購需求應該會比較好，這將繼續對煤價形成支撐。對於煉焦煤來說，目前焦化利潤還不錯，噸焦利潤低的也有300-400元，再加上今年化產副產品利潤貢獻相對較高，如果不是因為缺煤或者政策要求，焦化廠不會主動限產。而且焦化廠煉焦煤尤其是主焦煤、肥煤等強粘煤仍有一定補庫壓力，短期煉焦煤採購需求也看不到明顯轉弱。
價格方面：動力煤和煉焦煤價格均可能繼續維持高位。對於動力煤來說，雖然保供將帶動供應進一步增加，而需求處於季節性低點，但目前各環節庫存整體處於偏低水平，而且進口煤價格不斷上漲，不斷抬高國內煤價底部，在動力煤供需緊張局面真正緩解之前，國內煤價均可能繼續維持高位。對於煉焦煤來說，在國內煉焦煤產量增長有限，進口煤因種種原因仍然受限，如果需求不出現持續快速下滑，短期供需偏緊局面很難徹底扭轉，再加上目前全社會煉焦煤庫存也處於很低水平，尤其是焦煤等強粘煤庫存很低，預計短期煉焦煤價格也將繼續維持高位。
