5日，中國煤炭工業協會發布數據，2017年1-7月，90家大型煤炭企業原煤產量完成14.1億噸，同比增加0.91億噸，上漲6.9%。依據統計局的數據，前7月中國煤炭總產量為20.06億噸，同比增長5.4%。
其中，排名前10家企業原煤產量合計為8.4億噸，占大型企業原煤產量的60.0%。從進口方面看，最新統計至前五月的煤炭進口數據，共進口煤炭1.1億噸，同比上升16.6%，而價格則是上升了95.2%。
供給的回升并未從價格端上帶來比較明顯的反應，反而在今年的七八月份，5000大卡的動力煤價格始終保持在570元左右的高位，與去年同期相比則高出了200元之多。
“去年在執行276個煤炭企業工作日的情況下，煤炭產量確實出現了較大程度的下滑，今年修改成330個工作日后，產量出現回升是正常情況，”金銀島煤炭價格分析師韓朝賓告訴記者，“但是回升的幅度，的確不如此前的市場預期。”
依據政府工作報告，作為煤炭消耗大頭的煤電行業在“十三五”期間停建和緩建煤電產能1.5億千瓦，淘汰落后產能0.2億千瓦以上，近日又出臺了《關于推進供給側結構性改革防范化解煤電產能過剩風險的意見》，明確了這一目標具體路線圖。
在一些機構的統計數據中，煤電產能過剩甚至在20%左右，發電機組利用小時數也在逐步下降，一位國有大型煤電企業人士就向記者表示，該公司發電量從2014年至2016年連續三年出現下降。
一方面是煤炭產量的不斷回升，另一方面則是用煤大頭——發電產能的過剩，而無論是發電企業還是煤炭企業，最為關注的問題則是后續煤炭的價格將會走向什么方向。
煤價為什么漲
表面上看，在下游產能過剩和上游供應寬松的情況下，煤炭價格應該保持在合理區間才對，但今年煤炭價格的走勢相對平穩，始終保持在高位。
一月份，5000大卡動力煤價格為540元左右，三月份則漲至610元左右的高位，之后迅速回調至5月份的500元左右，此后的兩個月基本保持漲勢，七八月份煤炭價格保持在570元左右。
在276個工作日延長至330個工作日后，理論上計算煤炭產量將會提升16%左右，但因諸多因素，實際上的煤炭產量僅提升了5.4%，并沒有達到預期水平。
同時，煤電的產能過剩也沒能影響社會整體發電量的上漲。今年上半年穩步回升的宏觀經濟，七八月份全國持續的高溫天氣，讓1-7月份的發電量高達35697.6億千瓦時，同比增長6.8%。
值得注意的是，7月份全國平均日最高氣溫29.3℃，為1961年以來歷史同期最高，發電量高達6047.4億千瓦時，月度首次突破6000億千瓦時。
從發電結構中看，水電遠遠未能達到過去幾年的平均水平。依據全球標普普氏能源的數據，2011-2016年的電力需求增長了27%，水電在此期間增長77%，燃煤發電需求僅增長了5%。
前7月火電發電量同比增長近8%，同期水電發電量同比下降3.4%，“中國南方大量的雨水導致水電站必須泄洪以保安全，這造成了水力發電負荷量的大幅下降”，韓朝賓說。
政府要求在夏冬兩季的用電高峰期間，發電企業必須保持15-20天的煤炭庫存水平，以確保電力供應。但因為發電企業往往與供應方簽訂的長期合同，短期補充貨源就需要在現貨市場進行購買，在發電高峰期間則會進一步推高煤炭市場價格。
“以我們電廠為例，目前每年耗煤大概1800萬噸左右，其中有1000萬噸來自與國有大型煤炭企業的長期合同，而剩余的部分則需要購買。”上述煤電企業人士告訴記者。
于是，社會經濟的發展、五十年一遇的高溫、水電的疲軟、未能達預期的煤炭產量和用電高峰時期企業積極的購買現貨，一同將今年煤炭市場推向火熱。
還會漲多久？
從目前來看，后續市場看空和看多的因素均存在。
首要的看空因素就是水電的回升。在夏季多水的季節告一段落后，水電廠將會再次恢復運行，水力發電量也會逐步回升，“預計未來數個月，水電的回升將對煤炭需求造成壓力，也會對煤價造成負面影響”，標普全球普氏亞洲動力煤分析師DeepakKannan告訴記者。
其次，早先時候有數據顯示，中國今年將會釋放出2億噸的煤炭，這些煤炭在陸續進入市場之后也將會對煤價有一定負面影響。“在結束近期的安全檢查之后，煤炭的產量或許會有一定擴充，滿足市場上的需求。”DeepakKannan說。
如果國內價格走高的話，那它將不得不尋求向海外供應商購買煤炭，今年上半年這一趨勢已經非常明顯。作為中國最主要的動力煤進口方——印度尼西亞和澳大利亞在今年上半年對中國的煤炭出口同比增長分別為22%和20%。
而這兩個國家分別經歷著不同的產煤動蕩，從10-11月(冬季用煤前的補庫存期)開始，印尼將進入雨季，澳大利亞或則受困于持續的罷工和天氣因素，海運(進口)煤炭的價格或將持續上半年的漲勢。
“總體來看，煤價在下半年將會面臨多種正面或負面的因素，”DeepakKannan告訴記者，“在這種情況下，未來煤價的前景并不清晰。”
其中，排名前10家企業原煤產量合計為8.4億噸，占大型企業原煤產量的60.0%。從進口方面看，最新統計至前五月的煤炭進口數據，共進口煤炭1.1億噸，同比上升16.6%，而價格則是上升了95.2%。
供給的回升并未從價格端上帶來比較明顯的反應，反而在今年的七八月份，5000大卡的動力煤價格始終保持在570元左右的高位，與去年同期相比則高出了200元之多。
“去年在執行276個煤炭企業工作日的情況下，煤炭產量確實出現了較大程度的下滑，今年修改成330個工作日后，產量出現回升是正常情況，”金銀島煤炭價格分析師韓朝賓告訴記者，“但是回升的幅度，的確不如此前的市場預期。”
依據政府工作報告，作為煤炭消耗大頭的煤電行業在“十三五”期間停建和緩建煤電產能1.5億千瓦，淘汰落后產能0.2億千瓦以上，近日又出臺了《關于推進供給側結構性改革防范化解煤電產能過剩風險的意見》，明確了這一目標具體路線圖。
在一些機構的統計數據中，煤電產能過剩甚至在20%左右，發電機組利用小時數也在逐步下降，一位國有大型煤電企業人士就向記者表示，該公司發電量從2014年至2016年連續三年出現下降。
一方面是煤炭產量的不斷回升，另一方面則是用煤大頭——發電產能的過剩，而無論是發電企業還是煤炭企業，最為關注的問題則是后續煤炭的價格將會走向什么方向。
煤價為什么漲
表面上看，在下游產能過剩和上游供應寬松的情況下，煤炭價格應該保持在合理區間才對，但今年煤炭價格的走勢相對平穩，始終保持在高位。
一月份，5000大卡動力煤價格為540元左右，三月份則漲至610元左右的高位，之后迅速回調至5月份的500元左右，此后的兩個月基本保持漲勢，七八月份煤炭價格保持在570元左右。
在276個工作日延長至330個工作日后，理論上計算煤炭產量將會提升16%左右，但因諸多因素，實際上的煤炭產量僅提升了5.4%，并沒有達到預期水平。
同時，煤電的產能過剩也沒能影響社會整體發電量的上漲。今年上半年穩步回升的宏觀經濟，七八月份全國持續的高溫天氣，讓1-7月份的發電量高達35697.6億千瓦時，同比增長6.8%。
值得注意的是，7月份全國平均日最高氣溫29.3℃，為1961年以來歷史同期最高，發電量高達6047.4億千瓦時，月度首次突破6000億千瓦時。
從發電結構中看，水電遠遠未能達到過去幾年的平均水平。依據全球標普普氏能源的數據，2011-2016年的電力需求增長了27%，水電在此期間增長77%，燃煤發電需求僅增長了5%。
前7月火電發電量同比增長近8%，同期水電發電量同比下降3.4%，“中國南方大量的雨水導致水電站必須泄洪以保安全，這造成了水力發電負荷量的大幅下降”，韓朝賓說。
政府要求在夏冬兩季的用電高峰期間，發電企業必須保持15-20天的煤炭庫存水平，以確保電力供應。但因為發電企業往往與供應方簽訂的長期合同，短期補充貨源就需要在現貨市場進行購買，在發電高峰期間則會進一步推高煤炭市場價格。
“以我們電廠為例，目前每年耗煤大概1800萬噸左右，其中有1000萬噸來自與國有大型煤炭企業的長期合同，而剩余的部分則需要購買。”上述煤電企業人士告訴記者。
于是，社會經濟的發展、五十年一遇的高溫、水電的疲軟、未能達預期的煤炭產量和用電高峰時期企業積極的購買現貨，一同將今年煤炭市場推向火熱。
還會漲多久？
從目前來看，后續市場看空和看多的因素均存在。
首要的看空因素就是水電的回升。在夏季多水的季節告一段落后，水電廠將會再次恢復運行，水力發電量也會逐步回升，“預計未來數個月，水電的回升將對煤炭需求造成壓力，也會對煤價造成負面影響”，標普全球普氏亞洲動力煤分析師DeepakKannan告訴記者。
其次，早先時候有數據顯示，中國今年將會釋放出2億噸的煤炭，這些煤炭在陸續進入市場之后也將會對煤價有一定負面影響。“在結束近期的安全檢查之后，煤炭的產量或許會有一定擴充，滿足市場上的需求。”DeepakKannan說。
如果國內價格走高的話，那它將不得不尋求向海外供應商購買煤炭，今年上半年這一趨勢已經非常明顯。作為中國最主要的動力煤進口方——印度尼西亞和澳大利亞在今年上半年對中國的煤炭出口同比增長分別為22%和20%。
而這兩個國家分別經歷著不同的產煤動蕩，從10-11月(冬季用煤前的補庫存期)開始，印尼將進入雨季，澳大利亞或則受困于持續的罷工和天氣因素，海運(進口)煤炭的價格或將持續上半年的漲勢。
“總體來看，煤價在下半年將會面臨多種正面或負面的因素，”DeepakKannan告訴記者，“在這種情況下，未來煤價的前景并不清晰。”