一季度国内原煤产量同比下降4.1%，动力煤市场迎峰度夏前的供给约束强度引发市场关注。带着主产区新产能储备及投放进程、产量释放节奏及安监影响、成本通胀幅度、铁路运费下浮影响、下游需求景气度及行情展望的诸多问题，4月23-26日我们前往陕西榆林及内蒙鄂尔多斯进行了动力煤产地调研，期间走访了2家煤炭交易中心、2家集运站、8家煤矿共12家调研单位，所得结论如下。

　　一、新产能的建设和投放进程

　　根据煤炭运销协会的统计，截至2023年底我国的动力煤在建新产能共4.36亿吨，其中三西地区合计新产能2.2亿吨占比51%，另有1.1亿吨的在建新产能分布在新疆，占比达25.3%。

　　本次调研我们重点了解了陕蒙地区动力煤新产能的投放节奏，受访对象提及较多的未来有增产空间的煤矿共19处，合计产能1.56亿吨。但从投产时间来看，经历了十三五投产高峰期后，十四五期间陕蒙煤矿的新投放产能有限，2024年更是处于新产能投放的空档期，年内具备增产空间的仅有陕西榆林已出工程煤的可可盖煤矿和黄蒿界煤矿，以及2022年投产的鄂尔多斯长滩露天矿，合计可贡献产量增量1040万吨左右，新产能释放空间相对有限。榆林剩余在建矿井需等待2025年下半年才可释放增量，而鄂尔多斯下一轮产能投放周期集中在2026-2028年。此外，鄂尔多斯伊旗新庙矿区面临资源枯竭矿井产能陆续退出的问题，退出矿井多为90万吨左右的小型煤矿，剩余可采年限3-10年不等。

　　陕蒙地区调研动力煤矿井新产能投放节奏

　　数据来源：国投安信期货调研整理

　　在2021年9月第一批公布的保供煤矿产能核增文件中，曾特别提到核增批复后到2023年底前核增后新增产量全部签订电煤中长期合同，故有市场参与者较为担忧2024年是否存在首批核增产能退出的风险。从我们了解的情况看，2021年以来陕蒙地区的核增产能并无退出安排，且已按照2024年电煤中长期合同签订履约工作的要求全部签订电煤中长期合同，部分煤矿在集团统筹口径下完成，故核增产能在年内退出的可能性不大。

　　二、产量释放节奏及安监影响力度

　　1-3月全国原煤产量同比下降4.1%，主要受春节前后产量偏低的影响。从我们调研的情况来看，今年产区春节放假时间较2022、2023两年增产保供期偏长，导致2月煤矿生产普遍不正常。春节复产后，煤矿已基本恢复正常生产，下游采购需求不佳时会灵活通过价格调整、增加地销拍卖频率来保证正常生产，并未出现因需求下降而顶仓减产的显现。

　　超能力生产方面，尽管陕蒙地区的煤管票制度已全部取消，但以前煤管站工作人员已转为驻矿员，监管部门通过电子过磅数据及纸质产销量数据双重核验超产情况，月度原煤产量的超产幅度按《煤矿生产能力管理办法》控制在10%之内，产销情况已相对透明、规范。

　　安监方面，按照陕西省安全生产治本攻坚三年行动工作安排的部署，今年4月中旬至9月底全省将开展安全生产重大事故隐患整改销号“大起底”行动。从我们了解的情况看，陕蒙地区已形成常态化安检，通常仅在检查当日对产量产生暂时性影响，对全月产量释放的影响程度有限。另针对存在重大事故隐患的煤矿，国家矿山安监局陕西局会责令其停产整顿，完成整改后才可复产。

　　2024年内蒙公布的煤炭产量计划较2023年计划下调5000万吨、较2023年实际产量下调2000万吨，陕西公布的煤炭产量计划较2023年计划上调3000万吨、较2023年实际产量上调1900万吨，由此来看，陕蒙煤炭产量或稳中有降。从我们实地调研的情况来看，受访煤矿2024年产量计划与2023年基本持稳，部分煤矿因露天矿征地、洗煤厂产能制约等因素存在不达产问题。

　　表：调研煤矿最新产量计划

　　数据来源：国投安信期货调研整理

　　三、吨煤成本通胀幅度

　　今年3月我们发布了国内外煤矿成本通胀对动力煤底部启示的专题研究，本次调研进一步印证了我们对国内煤矿疫情后成本抬升幅度的判断。此前我们选取了10家动力煤上市公司样本，包含山西、陕西、内蒙3个主产地的煤企，从财报来看其平均吨煤营业成本从疫情前的140元/吨左右上涨至2022年的214元/吨，涨幅达52.8%；而边际高成本煤矿的营业成本更是从此前的200元/吨左右上涨至380元/吨。

　　从我们调研的情况来看，大部分煤矿普遍表示不含三费的吨煤开采成本已自疫情前的100-130元/吨上升为200元/吨以上，主要因开采人员增加、人工成本上升、智能化矿山等机械设备投入及矿山安全基金增加所致，部分出率较低的煤矿吨煤开采成本可达300元/吨以上。

　　四、铁路运费下浮首先让利矿方

　　年初以来铁路煤炭运量总体疲弱，一季度西煤东运的主干线大秦线及蒙冀线运量同比下降13%，4月最新运量同比降幅亦在12.6%。我们调研的鄂尔多斯集运站A一季度发运量120万吨，仅为2023年平均季度发运水平的70%左右，现有存煤3-4万吨亦较去年10-20万吨峰值有较大差距；集运站B2021年发运量最高达到1400万吨，去年已下降至1000万吨，今年一季度虽完成320万吨运量，但4月发运量仅60余万吨。

　　究其原因，一方面煤炭市场下行、到港发运倒挂抑制铁路发运需求，另一方面汽运成本下行分流铁路运量。近日中国铁路总公司已宣布4月1日至6月30日国铁线路下调铁路煤炭货运价格，量价绑定，铁路运费下调10%至20%，部分路段最高下调30%，主要涉及呼和浩特铁路局、西安铁路局、新疆铁路局等，太原局运费暂未调整。

　　从我们调研了解的情况看，运费下浮政策确已开始执行，具体下浮幅度与运量兑现情况挂钩。以鄂尔多斯境内包西线沿线某集运站为例，月运量在12列(10万吨)及以上运费下浮10%，4月15日起至5月底发运量达32列(26.9万吨)及以上运费下浮20%。且有煤矿表示4月起地铁运费下调5元/吨、防冻抑尘费用下调5元/吨，即有铁路专用线煤矿的上站成本总计下调10元/吨。

　　以鄂尔多斯汽运上站发往环渤海港口的吨煤成本为例，平均铁路运费200元/吨左右，按10%的大概率下浮比例二季度可降低铁运成本20元/吨左右，总体坑口到港口下水平仓的成本或自此前的270元/吨左右回落至250元/吨。

　　从运费下调政策的影响来看，铁运费下调让出的20元/吨利润本应在矿方、贸易商、终端用户间分配，但贸易商为兑现优惠政策所要求的运量出现了在坑口集中备货的行为，进一步刺激了4月中旬以来坑口煤价的上涨。因此短期来看运费下调更多让利至矿方，贸易商发运依旧难保盈亏平衡，但运量大概率将在政策刺激下出现恢复，后续关注坑口涨价向港口下游传导的持续性。

　　五、下游需求流向

　　从煤矿的下游流向来看，主要有上站到港、铁运直达、地销三种去向。其中陕蒙到北方港口的资源以蒙煤为主，随着2023年以来坑口到港发运的常态化倒挂，现行发运主体多为大型煤炭企业外购、煤矿、有煤矿合作背景的贸易商，到港后以兑现下游长协为主，纯贸易模式的生存空间相对有限。另一方面，受到直达煤、就地转化项目的增量挤压，到港流向对坑口价格的影响力有所弱化。

　　浩吉铁路自2019年通车后运量稳步上升，2019-2023年货运量分别为412万吨、2620万吨、5825万吨、9059万吨、9555万吨，目前正冲刺年运输量1亿吨的目标，截至4月上旬累计运量已突破3亿吨。

　　地销方面，从我们了解的情况看，下游非电用户的亏损影响了年内坑口需求，3-4月冶金、兰炭、水泥、化工等终端用户在传统旺季开工率偏低、采购需求不佳。其中煤化工厂情况相对偏好，但面临即将来临的检修季亦难有持续采购需求，因此矿方对非电需求普遍悲观，下一轮非电行情启动需等待“金九银十”旺季。

　　从销售模式来看调研煤矿的长协签订比例多在80%以上，部分煤矿的长协指标在集团统筹下统一完成。但伴随着3月以来市场价格的持续下行，坑口市场低卡煤价格实际已低于长协保供价格上限按热值折算的售价，因此年内下游长协用户兑现率不佳，原有长协份额被动转为市场煤进行销售。

　　从定价模式来看，目前煤矿的市场煤销售主要有两种方式，一种在地方煤炭交易中心或自有电商平台进行竞拍，多为一周一拍，市场行情不好时为避免顶仓会调整为3天一拍；另一种为矿方根据来车情况自主调价，一天可多次调价，灵活性更强。

　　六、后市展望

　　调研期间虽正值坑口涨价，但矿方对后市预期总体偏悲观。榆林地区煤矿反映本轮价格上涨以化工、配焦等高热值品种为主，低热值电煤涨幅有限，随着非电需求陆续进入淡季，后市行情的持续性仍取决于电力迎峰度夏的补库需求；鄂尔多斯调研单位则表示近期涨价与铁路运费下调后贸易商在坑口的集中采购有关，待发运需求短期兑现后港口下游需求的承接能力面临考验，暂不对行情过分乐观。

　　从我们的观察来看，3月港口煤价下跌主要体现出非电需求的弱势，后续需求拉动项重点关注5-6月电力用户迎峰度夏前的补库，考虑到终端库存的同比增幅正在缩窄，这一补库需求仍有一定释放空间。供应方面，产区产量总体平稳、维持刚性，难有明显增量空间、甚至存在减量扰动的可能，而进口端在贸易倒挂下已出现发运减量，同比适中的环渤海港口库存难以为后续补库形成有效缓冲，我们维持对二季度动力煤市场触底反弹的判断，短期坑口涨价对港口的成本推动仍有一定持续性，随着电厂迎峰度夏旺季的临近港口煤价总体易涨难跌。

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