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9月7日，动力煤主力合约上涨近6.23%，近五个交易日的涨幅为13.03%。

  我们认为动力煤的上涨主要在于保供增产的速度仍然无法满足需求的缺口。根据国家统计局数据，今年1-7月份，我国生产原煤22.6亿吨，同比增长4.9%，比2019年同期增长4.8%，两年平均增长2.4%；进口煤炭16974万吨，同比下降15.0%。7月份，生产原煤3.1亿吨，同比降幅收窄1.7%，但同比仍下3.3%。7月份以来，国家发改委陆续出台一系列政策进行煤炭的保供生产，但是进口煤炭3018万吨，同比增长15.6%。对比煤炭产量7月份同比下滑3.3%，7月份的全社会用电量同比增长达到12.8%，其他行业的耗煤量也有不同程度的增长，这就不难解释前两个月的煤价上涨了。

  面对煤炭的供需缺口，7月份以来，国家发改委陆续出台一系列的保供增产政策，预计增加产能逾3亿吨/年。 2020年我国原煤的产量是39.02亿吨，增加的产能占比达到7.6%，理论上这部分增加的产能能够在一定程度上缓解动力煤的供需缺口。

  但是，煤炭生产近期事故频发，各地都加强了安全生产检查的力度，这对于产量迅速提高造成了一定的困难。

  根据中国物流与采购联合会调查、发布的2021年8月份中国大宗商品指数显示，2021年8月份，煤炭供应量较上月增加1.5%，保供措施初见成效，但是同比增长仍不明显，这与煤炭产能的释放需要一定时间有关系。

  进口煤方面，根据海关总署公布的最新数据，2021年8月，我国进口煤炭2821万吨，今年前八个月进口煤1.98亿吨，减少10.3%。由于国际煤价高企，进口煤的价格优势几乎不再。我国主要进口煤炭来源地印度尼西亚受疫情和降水影响，供应量难以大幅增长，且印尼部分矿因DMO政策被限制出口，船期有所推迟，印尼煤现货资源偏紧的局面依然存在。近期印尼煤炭发运量和我国煤炭进口量下降明显，预计短期内，进口煤炭难以增长。

  国际市场上，自8月下旬以来，印度国内电厂频频陷入极度缺煤困境。大量电厂库存告急，平均可用天数不断下降，目前已降至仅7天。印度政府呼吁国内电厂增加煤炭进口，以缓和缺煤现状。叠加日韩等国的旺盛需求，国际煤价在近期一段时间内或仍将维持高位。

  下游需求方面，2021年1-7月份，发电46450亿千瓦时，同比增长13.2%，比2019年同期增长12.2%，两年平均增长5.9%。2021年7月火电同比增长12.7%，以2019年7月份为基期，两年平均增长5.8%。

  从PPI与第二产业用电量的关系图来看，当前PPI同比增长9%左右，预计下半年用电量仍将维持较为明显的增长。根据中电联的预测，2021年全年的用电量增长约为10-11%。

  夏季高温虽然有所缓解，但南方气候仍闷热，沿海八省日耗仍处于较高位置，电厂日耗虽有所降低，但在前期错峰生产的建材和化工行业的复产下，煤炭的消费量或仍将维持较高水平。

  近期，上海市经信委明确将完善机制、适度浮动。因2021年电力供应偏紧、煤电燃料成本上涨，根据国家发展改革委要求，严格执行《国家发展和改革委员会关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规[2019]1658号）文件规定，进一步完善“基准价+上下浮动” 电力市场价格形成机制，取消《2021年上海市电力用户（含售电公司）与发电企业直接交易工作方案》（沪经信运〔2020〕1036号）中 “暂不上浮”的规定。

  在煤价高居不下、全球煤炭供应紧张的行业背景下，近期火力发电企业亏损严重，中国电力企业联合会（以下简称中电联）数据显示，上半年煤电企业亏损面明显扩大，部分发电集团6月煤电企业亏损面超过70%、煤电板块整体亏损，京津唐电网燃煤电厂成本已超过盈亏平衡点，与基准电价严重倒挂，燃煤电厂亏损面达到100%。11家燃煤发电企业联名呼吁涨价，全国各地也陆续出台尖峰时段的分时电价政策，电价的上涨预期或给与动力煤上涨更多的动力。

  综合来看，动力煤的大幅上涨主要原因在于保供增产的速度仍然不及需求的增长，近期一系列的政策出台，发改委对于部分核增产能却带头涨价的煤矿进行了约谈，部分煤炭降幅达200-300元/吨，但其他煤炭价格仍然坚挺，叠加国际煤价持续走高，进口煤优势不再，印尼出口量下降等因素，动力煤短期内或仍将维持偏紧的状态，后续需要持续关注保供增产的落地情况。

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