1）去煤化对煤炭运输通道建设的影响。煤电机组、煤炭产能增加，但运输能力并未相应增加；

2）产需错配。供应端持续向晋陕蒙转移，而消费端集中在沿海经济发达地区，对铁路运输的依赖增加；

(相关资料图)

3）动力煤质量下降，加大铁路运输压力。

1）价格低，煤炭企业供应意愿不足；

2）铁路运力不匹配，坑口自提的物流成本过高；

3）质量差，近期拒收普遍为4200大卡以下。电煤保供后，发电企业对现货动力煤的需求继续存在，确保动力煤现货市场保持活跃。

库存越来越高，负面情绪持续积累。同时，市场传闻南非煤和哥伦比亚煤将进口，并且供货价格跌至800 元/吨。哥伦比亚进口煤约15 船 200+万吨，供货周期将持续到8月初。随着气温升高，曹妃甸现货煤出现自燃现象，进一步加速促销压力。

库存滞后7～15天。货权转移到发电企业后，不会马上拉走。部分长协兑现率较好的发电企业，场地存不下就先堆在北方港。

疆煤发运至川渝市场的成本可以和北方港口价格比较（川渝市场价格与北方港口价格存在一定的关联性），而发运至宁夏等市场将长期具有成本优势。

2亿吨是远期规划，大部分运能尚在调研、并未落地，该规划也不可能实现。22年疆煤外运量8000万吨，其中铁路5500万吨、公路2500万吨。1.5亿吨增量的路线、运输成本均是问题。

目前是短期过剩，长期不好说。世界各经济体低谷运行，不确定是否出现衰退。今年进口增量预计达1亿吨，增量主要为世界经济滑坡导致煤炭供应向亚洲市场转移。国内产量收缩可能部分抵消进口煤冲击，其中陕西、内蒙等地5月份调度产量为负增长；山西增速约为2～3%；新疆也会明显弱化。

短期内，5500大卡可恢复至 700+元/吨，5500大卡恢复至800+元/吨。上周5500大卡出现的760～770元/吨或将成为全年最低点。

以上两个情况确定存在。

可能是特殊煤种（水泥煤、化工煤、精煤）或特殊需求（脱硫）。通常洗出后的煤泥、矸石会再次配入动力煤。保供电煤目前没有任何入洗意愿。

仍有新建产能投运、核增产能，但增量会明显弱化。去年提出的3亿吨产能投运、4亿吨产能核增，没有在晋陕蒙新四大产区的政府报告中落实。

没有具体比例。2021-22年增量中65～70%为4500大卡以下的低热值动力煤。往年低热值动力煤在坑口转化比例就高，对外供应较少。近两年保供政策、价格高位运行后，低卡煤对外供应增加，未来占比会下降。晋北地区4500大卡以下低卡煤占比超过60%；三年前，鄂尔多斯4200大卡以下占比40%，目前超过50%；榆林地区具有后发优势，低卡煤较少；新疆地区5500大卡以上占比30%，低卡更多。

500元/吨。主管部门制定570元/吨的长协最低保护价考虑了煤炭行业的盈亏状况。

目前长协价格700+元/吨，现货价格900+元/吨，应该已实现全行业盈利。

中国是最重要的煤炭市场，1-4月份占全球海运煤炭贸易量约25%。国内煤炭价格止跌后，海外主流港口价格跌幅均出现收缩。目前哥伦比亚、澳洲煤到岸成本约840元/吨，如果国内煤价保持在约800元/吨，进口会被压制；如果反弹力度较大，进口量会保持高位。欧洲需求存在不确定性，随着高温天气到来，可运至国内的出口量可能会下降。

国内外需求均未出现好转。

国内供给收缩。消费不会差于22年，但供给可能出现收缩，只有进口煤会带来约1亿吨增量。目前鄂尔多斯日产量较2月下旬高点下降90万吨，如果产量降幅得以持续，将部分对冲进口增量的影响。

增量7000～8000万吨。加上表外转表内，约1.5～1.6亿吨。

江内需求原通过海进江解决（北方港口下水，运入长江）。浩吉铁路22年煤炭运量达9000万吨，直达海进江消费地。

违约是个案，但是被媒体放大了。目前低卡煤销售难度加大，煤炭企业更希望兑现。

同时受价格下跌、安全生产影响。5月25日后产量下降主要系价格持续下跌导致销售遇到困难（环保对库存检查较为严格，煤炭不允许露天存放，需即产即销），后续价格企稳该部分产量将恢复。

纽卡斯尔动力煤离岸价+海运费+增值税。

上半年相对悲观，不确定性来自于四季度（天然气、气候）。

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