1、产地概况      

       坑口市场运行基本延续上周态势，部分供暖采购需求释放，带动整体市场企稳，局部地区涨跌互相，方向并不明朗。

       大秦线方面，稳定改善中，本周从40万吨/日回升至60万吨/天左右运量。

       产量方面，山西疫情缓解，但内蒙仍处于高速增长阶段，管控依旧较严。从“三西”地区样本煤矿生产来看，改善有限，仍维持今年低位水平，连续三周在2700万左右的周产，同比去年已经进入负增长状态。

 

2、港口动态

       买方观望压价态势依旧明显，贸易商在悲观预期下继续降价促销。但同时也由于港口持续处于流动性紧张局面，可售货源偏紧，价格尚有一定支撑，主要以小幅阴跌状态下行。

       库存方面，本期日均调入145万吨/天，日均吞吐153万吨/天，较上周双增，但调入依旧不及调出，继续小幅去库。锚地船舶最低跌至65艘，预到船舶下持续保持在15-25艘左右，显示拉运需求极弱。

       截至11月10日，环渤海港口库存合计1771.9万吨，环比上周库存下降20.9万吨，同比往年偏低468.2万吨。

 

3、下游市场

       国内整体气温水平维持，周期内电厂负荷依旧不高。但8号国内北方地区冷空气自西向东运行，带动电厂负荷明显提升。需求的季节性变化已经开始出现，进入持续增长态势。

       截止11月8日，沿海八省电厂日耗176.7万吨，同比偏高5.18%。内陆十七省电厂日耗334.8万吨，同比偏高6.93%。库存方面，沿海库存同比去年增加16.98%，内陆库存同比去年增加32.3%。

       非电方面，淡季效应和负反馈影响仍在，但部分化工和钢材已经逐步企稳，但由于预期偏悲观，企业采买动能不足，目前处于观望等待阶段。

 

4、前沿评析

       本期动力煤基本面变化并不明显，依旧是“供需双弱”格局，价格持续下跌的走势主要还是受预期主导。一是山西疫情发展呈遏制情况，供应、运输出现边际改善，一定程度上印证了市场悲观预期；二是消费并不乐观，最新的气象预测显示11-12月气温或持续同比偏高，而疫情开始在主要消费省份快速扩散；三是多地政府对煤炭“超限价“企业的监管通报。带动市场谨慎、悲观情绪再度发酵。

       对今冬市场，目前看没有出现特别强的影响因素，一直处于多因素博弈影响中。ag此前看涨后市，也并非全面乐观。而是认为结合当下市场因素的演变来看，入冬前的市场仍有一轮走强的驱动在。

     （1）产地的疫情仍未完全结束，供应虽然出现边际好转，但今年9-11月因疫情和检修造成的生产、运输减量是较难在“气温入冬”以后补全的，那么沿海市场的即时供应体系会始终存在一定的问题。

     （2）10月中下旬以来，国内电厂负荷确实降至同比负值，这说明ag对于工业消费疲软的判断是正确的。但也可以明显地看到，一旦气温稍有下降，日耗很快又回到同比正值。这主要是因为全年保供以来，电厂的低卡库存占比明显提高，造成下游库存“虚高”状态，从绝对量的角度去思考，电厂不大可能在冬季持续去库，那么“气温入冬”以后就还是会有阶段性的市场煤采购需求。

     （3）本轮工业品集体下跌，既有国内消费负反馈影响，也有国际经济环境的悲观情绪传导，大部分下游非电力企业原料、燃料和成品库存是同步下滑状态，对需求的敏感程度在增加，一旦出现阶段性消费增加，会很快转向正反馈节奏。

     （4）2022年的供应增量基本上大部分都是向电力企业倾斜，在全年保供、加强长协执行的背景下，外溢情况并不明显。加上全国煤炭交易中心近期对2023年长协签订执行工作进行明确，其仅针对电煤、供暖用煤限价、管控的态度明确。今年冬季市场煤消费终端的供应增量或依旧有限。

       综合来说，ag认为产地、铁路疫情造成的是整个冬季的供应弹性下降，而季节性的需求增长并不完全受疫情干扰。且中间环节库存偏低、市场煤供应增量有限、高低品煤比例失衡等结构性问题依然严峻，ag认为随着季节性因素的逐步发力，下游继续观望的时间已经不多了，煤价会在11月中下旬逐步止跌回升。