自8月23日我们发布动力煤《能源评论：基差修复波动放大，中下游有效累库前难言周期拐点》之后，动力煤再次出现快速拉涨行情。近3周以来1月合约累计上涨137.8元/吨（16.2％）至988元/吨，且近日近月合约明显偏强，10月合约周一出现涨停，可见现货市场的紧俏程度。
  8月以来除煤炭、铝、煤化工等煤链品种外，黑色、有色、能化产业链的主要大宗商品均转为高位震荡或偏弱走势，可见全球制造业周期陆续见顶后工业品的需求已难续强势，位居最上游采掘行业的动力煤主要矛盾来自供给约束。那么供给矛盾何时能够有效缓解，供给增量看点在哪里？我们从内产和进口煤两个角度进行了盘点。
内产：增量预期兑现缓慢
  要想知道内产供应的矛盾何时解决，我们首先要知道国内供应的矛盾在哪里。 2 020 年在疫情影响下山西、陕西原煤产量的同比增幅仍分别达到 8 .2 ％、6 .3 ％，今年前7个月二省的增产幅度继续录得1 4.3 ％、7 .5 ％的高位； 而去年内蒙古受煤炭资源领域专项整治的影响产量下降7 .8 ％，今年1- 7 月也仅录得 0 .2 ％的微增水平。 对比之下我们不难发现国内供应的矛盾主要集中在内蒙，山西、陕西供应基本正常，后续增产幅度也有限。
　　

  年初以来，国家发改委、内蒙古自治区、鄂尔多斯市等多部门陆续出台了一系列有利于煤矿增产保供的政策，涉及产能核增、鄂尔多斯露天矿用地审批、联合试运转到期煤矿延期等多个维度。从我们梳理的情况来看，涉及到的煤矿产能总计3.36亿吨。细分来看，考虑到内蒙7处露天矿永久用地仅上报尚未获批，陕西榆神地区核增产能涉及原本已按照核增后产能出煤的问题，乐观估计年内可以释放到位的增量产能合计2.07亿吨左右，即月度产量增加1730万吨左右。
　　

  值得注意的是，这部分新增产量难以一蹴而就的在1个月内全部兑现，从周度产量数据来看截至9月第一周三西样本煤矿产能利用率仍仅为77.6％，较去年10月至今年2月消化库存保供期间84％左右的开工率仍有一定差距。考虑到露天矿1-2个月的剥离周期，鄂尔多斯获批临时用地的露天矿或在10月中下旬之后集中出煤。综合考虑地方煤管票的放松节奏，我们预估9-12月内产环比增量幅度依次为450万吨、600万吨、340万吨、340万吨。
　　

进口：制约在外部
  尽管除澳煤禁止通关外，年内并无对进口煤额度的限制，1-8月进口煤仍同比大降10.3％，可见制约进口煤增量的主要因素来自外部。 年初以来，国际煤炭市场同样火爆，澳大利亚纽卡斯尔动力煤价格已上涨一倍有余至177.48美元/吨，印尼进口Q4700到岸价格累计上涨81.6％至133.5美元/吨，进口煤几无价格优势，国内电厂倾向于采购操作周期更短的内贸煤，据悉近期大型电力集团的进口煤采购已接连因采购成本突破最高限价出现流标。 8月以来，印尼接连受到疫情反弹及暴雨天气的影响，近期多个煤矿宣不可抗力，总体供应船期亦受限。
  路透船期显示8月进口动力煤到港船期环比增26.2％，但海关口径显示8月进口煤通关环比降7.1％，外部价量双重制约之下进口煤边际增量依然有限。
　　

淡季累库幅度或有限，保民生用煤站位强化
  从内产和进口两个维度的梳理来看，年内动力煤增量空间主要来自国内，乐观估计月度增量空间在1730万吨左右，但增产节奏难以一蹴而就，大概率以9-12月陆续兑现的方式来实现。
　 行情判断上，9月以来动力煤中下游库存降376.9万吨（3.1％），较我们此前预估的供需基本平衡偏向紧俏，目前库存水平较去年同期低1882.6万吨（13.2％）。按照年内2.07亿吨增量产能陆续释放到位的偏乐观节奏来预估，淡季中下游仍难以实现有效累库，这一低库存矛盾缓解之前动力煤现货市场强势难改，目前蒙煤Q5500发运到港成本已在1160元/吨之上。
  近日发改委要求煤炭中长期合同实现对发电供热用煤的全覆盖，保民生用煤底线的站位进一步强化，动力煤期货高位震荡博弈加剧，投资者注意控制风险。
　　

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