核心提示：
在国内外多重因素影响下，10月我国经济持续保持恢复态势，但经济恢复基础尚需进一步稳固。党的二十大明确了未来的经济发展方向，随着各项经济政策的落实，预计经济整体将呈现向上向好态势。
10月份，生产原煤3.7亿吨，同比增长1.2%，生产增速回落，日均产量降至1200万吨以下。主产地供应、运输有所改善。内蒙古能源局下发通知，要求在确保安全的前提下，于2022年11月20日至2023年3月31日，可按照拟核增产能、拟调整建设规模组织生产，按照边生产边办手续要求释放产能。预计后续产量将有所增长。
10月份我国进口煤炭2918.2万吨，同比增长8.3%，环比减少11.7%。当前国际煤炭价格持续下跌，且人民币汇率回升，进口煤价格优势再现。不过随着国内煤炭价格回落，进口煤价差优势缩减，买家对进口煤采购趋于谨慎。今年后两月到港的进口煤数量能否达到去年同期水平，尚存不确定性。
国家发展改革委办公厅印发《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》，对2023年电煤长协合同价格、数量提出明确要求。稳定的长协价格对保障煤电企业基本用煤需求、稳定电价具有重要意义。但从实际运行来看，在用电高峰期间，电厂仍不得不外购煤炭以保证顶峰出力。中电联建议，完善煤电“基准价+上下浮动”价格机制，发挥安全保供作用；建立完善煤电基准价联动机制，在基准价中及时反映燃料成本变化。
在国家发展改革委的统一部署下，多省（区）对煤炭价格涉嫌超出合理区间线索开展核查。核查加码叠加需求疲软，近一个月环渤海港口报价持续小幅回落。另据国家气候中心预测，2022年12月至2023年1月全国大部分地区气温较常年同期偏高。煤电企业依靠长协煤和低价进口煤即可保证需求，工业企业采买动能不足，对现货市场价格形成压制。在市场需求难有改观的预期下，煤炭价格将继续承压。
10月煤炭市场运行情况：煤炭供需双疲软 煤炭市场价格回落
1、原煤生产增速回落，日均产量降至1200万吨以内
10月份，生产原煤3.7亿吨，同比增长1.2%，生产增速回落，增速比上月回落11.1个百分点，日均产量1194万吨，较上月下降95万吨。1-10月份，生产原煤36.9亿吨，同比增长10.0%。
2、煤炭进口量环比减量，国际煤炭价格下挫
10月份，我国进口煤炭2918.2万吨，较去年同期的2694.3万吨增加223.9万吨，增长8.3%。受需求的超预期低迷拖累，10月煤炭进口较9月份的3304.8万吨减少386.6万吨，减少11.7%。10月份煤炭进口额为370890万美元，同比增长2.8%，环比下降6.6%。1-10月份，全国共进口煤炭23009.8万吨，同比下降10.5%，降幅较前9月继续收窄2.2个百分点；累计进口金额3406580万美元，同比增长37.3%。
10月以来，全球动力煤市场价格全面下挫。欧洲由于气温高于往年、供暖季延迟，加之风电出力充分，煤炭与天然气库存充盈，天然气价格持续大幅下降，动力煤价格也在持续下跌。而随着欧洲煤炭市场价格的回落，南非、美国、哥伦比亚、澳大利亚煤炭价格都出现较大幅度的下降；印尼、俄罗斯动力煤价格亦有所下降。2022年11月份印尼动力煤标杆价格（HBA）为308.2美元/吨，同比上涨93.19美元/吨，增幅43.34%；环比回落22.77美元/吨，下降6.88%。今年前11个月印尼HBA平均价格为276.14美元/吨，比去年同期上涨158.15美元/吨，同比上涨1.34倍。据市场消息，11月10日，12月船期的印尼3800大卡巴拿马型动力煤离岸报价92美元/吨，部分相同品质小船煤离岸报价88～89美元/吨。此外，日本、韩国和菲律宾对今年12月至明年1月交货的印尼低卡煤购买兴趣减弱，同时由于温和的气温和充足的库存储备，欧洲的需求也受到抑制，预计印尼煤价格或将进一步下跌。
10月以来，国内煤电企业日耗回落、库存累积，对进口煤的采购保持低迷，虽仍有招标，但中标价持续走低，且需求集中在超低卡煤。另一方面，国内已开始启动煤炭中长期合同签订工作，明年长协煤签订量有望较今年进一步增加，市场观望情绪增强。当前人民币兑美元汇率回升，进口煤价格优势再现，不过随着国内煤炭价格回落，进口煤价差优势缩减，买家对进口煤采购趋于谨慎，且去年11-12月煤炭进口基数较高，今年后两月到港的进口煤数量能否达到去年同期水平，尚存不确定性。
3、电力生产增速转正，全社会用电量继续增长
10月份，电力生产增速由负转正，发电6610亿千瓦时，同比增长1.3%，上月为下降0.4%，日均发电213.2亿千瓦时。1-10月份，发电7.0万亿千瓦时，同比增长2.2%。分品种看，10月份，火电增速放缓，水电降幅收窄，核电由降转升，风电、太阳能发电保持较快增长。其中，火电同比增长3.2%，增速比上月回落2.9个百分点；水电同比下降17.7%，降幅比上月收窄12.3个百分点；核电同比增长7.4%，上月为下降2.7%；风电同比增长19.2%；太阳能发电同比增长24.7%。
10月份，全社会用电量6834亿千瓦时，同比增长2.2%。分产业看，第一产业、第二产业、城乡居民生活用电量分别同比增长6.5%、3.0%、3.3%；第三产业同比下降2.0%。1-10月，全社会用电量累计71760亿千瓦时，同比增长3.8%。分产业看，第一产业、第二产业、第三产业、城乡居民生活用电量分别同比增长9.9%、1.7%、4.2%、12.6%。
4、国铁调整大秦线运输组织方案，力保北方港库存稳定
在大秦线受疫情影响的情况下，国铁集团统筹疫情防控和运输组织，迅速研究调整大秦线运输组织方案，采取最大限度增加到秦皇岛港C80型装车、组织大秦线小列车流经京包线输送等针对性措施，努力稳定秦皇岛港库存。同时，充分发挥全国铁路集中统一调度指挥优势，举全路之力，从铁路沈阳、济南、郑州、西安局集团有限公司选调220名重载机车乘务员、调配55台大功率电力机车驰援大秦线。各铁路局集团公司全力抓好其他煤炭主产区运输组织，通过加强疆煤外运和发挥浩吉、侯月、瓦日、唐包等煤运大通道作用，努力稳定全路装车，铁路煤炭保供运输总体可控。10月份，国家铁路货物发送量32770万吨，同比增长2.6%；货运装车保持较高水平，日均装车177805车，同比增长4.6%。1-10月，国家铁路货物发送量累计32.49亿吨，同比增加1.8亿吨、增长6%。国铁集团将煤炭中长期合同列为运力优先对象全力保障兑现，充分发挥两级煤炭保供办作用，紧密对接地方政府经济运行部门和电厂企业，全路持续开展电煤保供专项行动，用好主要煤运通道，将运力资源最大限度向电煤运输倾斜，对电煤运输需求做到“充分满足、应装尽装”。截至10月底，国家铁路今年累计发运煤炭17.4亿吨，同比增长9.8%，其中发运电煤12.2亿吨，同比增长15.5%。
10月，大秦铁路进行秋季集中检修施工。据大秦铁路公告数据显示，全月大秦线完成货物运输量1869万吨，同比减少43.12%；日均运量60.29万吨。2022年1-10月，大秦线累计完成货物运输量33783万吨，同比减少1.59%。
10月下旬，受多重因素影响，秦皇岛港调入量低迷，库存持续下滑。11月以来，大秦线运力逐步恢复，北方港口调入量由10月底的120万吨增加到150万～160万吨，而近期北方各港因大风大雾天气均有较长时间封航，日均调出量降至130万吨附近，比之前减少20万吨左右。环渤海9港库存快速增加，近一周增加了超过140万吨，11月15日环渤海9港库存合计超过1900万吨，达1902.6万吨。后期港口调入量有望继续回升。
5、运力需求偏弱，沿海煤炭运价接近底部区间
10月下旬，环渤海铁路到港量维持低位运行，北方港库存也因此大幅下降。而随着冬季临近，港口市场普遍认为当前煤价易涨难跌，报价坚挺，但下游终端用户对当前煤价接受度较低，成交偏弱。建材市场煤炭需求变化不大，下游非电终端维持刚需采购。而北方港可供下水货量持续减少，运力需求偏弱，运价持续下行。11月中旬以来，大秦线运量稳定恢复，叠加各港区长时间封航影响，港口煤炭库存呈现快速回升态势，电厂低价中标货盘有所释放，部分终端用户刚需询盘增加。随着运价持续回落，成本支撑增强，沿海煤炭运价接近底部区间，叠加恶劣天气影响，船舶周转效率下降，船东挺价情绪增强，沿海煤炭运价止跌上行。11月16日，海运煤炭运价指数OCFI报收于883.84点，较11日805.18点累计上涨78.66点。
10月初波罗的海干散货运价指数创出近期高点后，一路下跌。特别是10月中旬以来，干散货航运市场所有细分市场运费均显著走弱。丹麦航运公司Norden在季度业绩报告中表示，预计世界经济将放缓，市场普遍存在不确定性，叠加装箱市场溢出效应减弱以及全球商品运输量增长放缓，预计干货航运市场需求将面临进一步下行的压力。11月中旬，受益于好望角型船需求量增加，且远程航线有所改善，11月7日至9日BDI指数连续上涨，但10日又重新回落，11月14日继续下跌至1325点。
6、多地开展核查，涉嫌哄抬煤价企业被通报
近期，在国家发展改革委统一部署下，江西、山东、福建、内蒙古、广东等省（区）对煤炭价格涉嫌超出合理区间线索开展核查，仍发现了超出价格合理区间销售或结算行为。随着核查工作的持续开展，预计后续还会有企业被通报。而这将成为推进煤炭政策落实、确保煤炭价格稳定，最终保障能源安全稳定供应的有效抓手。
7、电企高库存低日耗，港口价格持续下跌
近期南方气温相对适宜，沿海电厂耗煤需求疲软，在较高库存及高煤价背景下，市场采购基本停滞。10月份，水泥产量2.04亿吨，同比增长0.4%，粗钢日均产量257.29万吨，环比大降11.2%，钢厂减产力度超过预期。非电行业受秋冬季限产及产品利润较差影响，对高价现货的采购需求也十分有限。下游需求连日低迷，环渤海港口锚地船舶数量维持低位，市场信心转弱，港口价格持续下跌。
10月28日中国沿海电煤采购价格指数（CECI沿海指数）市场交易价5500大卡规格品报收于1603元/吨。随后，因需求疲软，且多重政策集中发力，北方港煤炭市场交易价开始下行。据市场消息，17日环渤海港口市场5500大卡、5000大卡、4500大卡分别报价为每吨1450～1470元、1240～1270元、1080～1100元。自11月初，中国电煤采购价格指数（CECI采购经理人指数）分项价格指数亦由增转降，且降幅有所扩大。
煤炭后市展望：煤炭产能加快释放 2023年煤炭中长期合同签订启动
1、政策优化助力经济修复
10月份，中国采购经理指数有所回落，其中制造业采购经理指数、非制造业商务活动指数和综合PMI产出指数分别为49.2%、48.7%和49.0%。具体分项看，生产指数和新订单指数等供需两端的指标均有所放缓，分别为49.6%和48.1%，比上月下降1.9和1.7个百分点。从进出口数据来看，欧美需求放缓导致出口同比增速转负至-0.3%，较上月回落6.0个百分点。
10月份，全国规模以上工业增加值同比实际增长5.0%，较上月回落1.3个百分点；社会消费品零售总额同比下降0.5%，已连续两个月下降。
但结构性亮点犹存，一是高技术制造业支撑工业增加值和制造业投资，二是信息技术服务、线上商品消费等增长较快，三是基建仍持续发力。
2、全力以赴保障煤炭安全稳定供应
近日国家能源局表示，今年以来，我国煤炭保供政策持续发力。一是充分发挥产煤大省作用，晋陕蒙新煤炭产量占全国的80.9%，对产量增长的贡献率达90.5%。二是加快煤矿先进产能建设，能源局已累计核准（含调整建设规模）煤矿项目14处、新增产能6200万吨/年以上，推动进入联合试运转试生产煤矿产能约9000万吨/年，进一步夯实了煤炭增产保供的产能基础。三是大幅提升电厂存煤，9月以来，全国统调电厂存煤保持在1.7亿吨以上，电煤供应形势持续向好，有效保障了发电供热用煤需求。四是保持煤炭价格总体平稳，10月秦皇岛5500大卡动力煤年度长协价格719元/吨，较年初下降6元/吨，比长协最高限价770元/吨低51元/吨，稳住了电煤供应的基本盘。电厂煤炭综合到厂价明显低于国际水平，为保障民生用能奠定了良好的基础。面对严峻复杂的国际能源形势和较大的国内能源保供压力，国家能源局坚决贯彻党中央、国务院决策部署，强化责任担当，加强调度协调，做好“六稳”“六保”工作，优化调整煤矿产能置换政策，加快实施“十四五”煤炭规划，全力以赴保障煤炭安全稳定供应。
3、2023年煤炭中长期合同签订启动
10月，国家发展改革委办公厅印发《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》（下称《方案》），2023年电煤长协合同签订工作正式启动。《方案》对2023年电煤长协合同价格、数量提出了明确要求，并要求各产煤省区于11月6日前将煤源任务分解情况进行上报。
《方案》明确，无论是以产地价格还是以港口价格计算的电煤中长期合同价格，均不能超过明确的价格合理区间。以港口价格计算的电煤中长期合同仍按照“基准价+浮动价”价格机制签订和执行。下水煤合同基准价按5500大卡动力煤675元/吨执行；浮动价实行月度调整，当月浮动价按全国煤炭交易中心综合价格指数、环渤海动力煤综合价格指数、CCTD秦皇岛动力煤综合交易价格指数综合确定，选取以上3个指数每月最后一期价格，按同等权重确定指数综合价格。
数量方面，各产煤省区暂按2022年《煤炭安全保供责任书》明确的26亿吨任务目标分解电煤中长期合同煤源任务，原则上每个煤炭企业任务量不应低于自有资源量的80%，不低于动力煤资源量的75%。其中，2021年9月份以来核增产能的保供煤矿核增部分按承诺要求全部签订电煤中长期合同。
此外，《方案》还明确，煤炭贸易企业、供热用煤代购定点企业代为衔接资源并参与签订履约的，允许合法合规加价销售，但扣除合理流通服务费用后，折算的港口价、出矿价应在有关政策明确的价格合理区间内，且不得通过其他贸易企业再次转售给发电企业。
稳定的长协价格对保障煤电企业基本用煤需求、稳定电价具有重要意义。但在用电高峰期间，为保证顶峰出力，电厂仍不得不外购市场煤以作为补充。在当前市场煤价高企的背景下，煤电企业依旧面临平衡发电成本的巨大挑战。
4、煤炭基准价需及时反映燃料成本变化
自2021年下半年以来，我国煤炭供需持续处于紧平衡状态，能源主管部门通过加快煤炭产能释放、长协合同对电煤全覆盖、合理价格区间限定、加强核查等多种方式稳定煤炭价格，取得了积极成效。但因煤矿生产缺乏弹性，叠加进口煤量减少，区域性和时段性供需结构不平衡仍然存在。2022年煤炭市场价格虽未再现2021年10月的行情，但也一直维持高位。根据中电联数据，2022年1-9月，全国煤电企业电煤采购成本同比额外增加2600亿元左右。
中电联预测，2022年全年电煤消耗将增长2.5%～4.2%，“十四五”期间电力行业用煤在煤炭消费中的占比还将进一步提高。而当前新型电力系统下，煤电功能定位发生变化，更多地参与系统调节，利用小时数呈现显著下降趋势，煤电企业原有通过基数电量和标杆电价实现发电容量成本回收的机制已发生根本变化。因此中电联建议，应完善煤电“基准价+浮动”机制，发挥安全保供作用。建立完善煤电基准价联动机制，建议在基准价中及时反映燃料成本变化，将秦皇岛港5500大卡下水煤基准价535元/吨对应全国平均煤电基准价0.38元/千瓦时设置为基点，按照标煤价格上涨或下降100元/吨对应煤电基准价上涨或下降0.03元/千瓦时的标准进行联动。按照当前政府指定的5500大卡电煤中长期交易均价675元/吨的水平，有序将全国平均煤电基准价调整到0.4335元/千瓦时的水平，在联动后的基准价水平上再实施上下浮动；科学设置煤电中长期交易价格上下浮动范围，增强可持续的容量保障能力，推进容量保障机制建设。
5、产能释放加快，需求疲软，煤炭市场价格承压下行
主产地供应、运输有所改善。近日内蒙古能源局印发关于加快保供煤矿产能释放的通知，要求在确保安全的前提下，于2022年11月20日至2023年3月31日，可按照拟核增产能、拟调整建设规模组织生产，按照边生产边办手续要求释放产能。预计后续产量将有所增长。
随着北方地区进入取暖季，部分供暖采购需求释放，带动煤炭坑口市场企稳。近期将有一股冷空气自西向东影响我国，北方大部地区将出现4～8摄氏度的降温，局地降幅超过10摄氏度。但据国家气候中心预测，2022年12月至2023年1月影响我国的冷空气强度较弱，全国大部分地区气温较常年同期偏高；2023年1月下旬至2月，冷空气强度逐渐增强，气温较常年同期偏低。
当前煤电企业库存维持高位，虽有冷空气来袭，但依靠长协煤和低价进口煤即可保证需求，市场煤炭采购需求减少。市场煤炭价格主要依赖工业企业采购支撑，而在宏观经济弱势格局下，工业企业采买动能不足，对高价煤接受程度有限，对现货市场价格形成压制。
在北方港口煤炭市场，买方观望压价态势明显，贸易商在悲观预期下降价促销。近一个月环渤海港口报价持续小幅回落，尤其5000大卡以上高卡煤价格跌幅更大，据煤炭江湖数据统计，近期累计跌幅已达到200元/吨，4500大卡跌幅也达到160元/吨。而随着港口煤价下跌至接近贸易商发运成本，短期报价有趋稳的可能，但在市场需求难有改观的预期下，煤炭价格仍将继续承压。
（本报告数据来源：国家统计局、中电联官网、中国煤炭市场网、WIND、煤炭江湖）
