【周报】煤市"冰与火"周记：政策托底VS成本塌陷，化工煤逆袭电厂"躺平"

一、价格中枢的“脆性平衡”与成本重构

上周煤价呈现“港口企稳、产地撕裂”的特征：
• 港口端：秦皇岛Q5500动力煤周内跌至686元/吨后企稳反弹，但较2月底仍累计下跌8元/吨，跌幅收窄至1.15%（历史同期平均跌幅3.2%）。
• 产地分化：陕西榆林Q5800指数逆势上涨11元/吨（+2.1%），而山西大同Q5500下跌5元/吨（-0.9%），内蒙古高热值煤因“绿色矿山”改造供应收缩，价格环比上涨4元/吨。
• 成本倒逼逻辑：山西焦煤完全成本突破520元/吨，90%矿井现金成本支撑位升至580元/吨，这意味着当前价格已击穿边际产能成本线，部分中小矿被动减产，但新疆低成本产能（吨煤开采成本<280元）加速填补缺口，形成“西进东退”格局。

独特视角：
市场看似企稳，实则处于“政策托底”与“成本塌陷”的拉锯战。两会期间安检高压导致晋陕蒙产能利用率下降5-8%，但新疆新增2000万吨产能对冲了供应缺口，使得价格波动率被政策人为压制。

二、需求侧的“冰火两重天”：电力退潮与化工崛起

1. 电力需求“伪旺季”：
   • 北方供暖延至3月中旬推升华北日耗，但新能源装机占比突破28%，火电调峰需求边际减弱，度电煤耗下降0.8g/kWh。
   • 电厂库存策略转向“长协+进口掺烧”（掺配比1:3），度电燃料成本压降至0.25元/kWh，现货采购量同比减少23%。

2. 化工用煤“结构性牛市”：
   • 西北煤制烯烃项目现金成本降至4500元/吨，较油头路线优势扩大至800元/吨，拉动化工煤需求占比提升至22%。
   • 高热值煤（Q6000以上）溢价达30元/吨，而低卡煤（Q4500以下）库存周转天数延长至25天，热值价差扩大至0.12元/大卡（历史均值0.08）。

数据印证：当周化工行业耗煤689.54万吨，同比增长9.2%，环比微增0.2%，与电力需求疲软（电厂日耗环比下降17.1万吨）形成鲜明对比。

三、进口市场的“非对称冲击”：印尼新政与澳煤经济性逆转

• 印尼HBA定价机制生效：低卡煤（Q3800）离岸价锁定51-53美元/吨，较国内同热值煤价低35元/吨，但高热值煤进口倒挂扩大（澳洲Q5500到岸价810元 vs 国内755元）。
• 贸易商策略转向：中低卡印尼煤失去价格优势后，部分企业转向非电煤细分市场，例如化工企业采购高硫煤（硫分>1.5%）加征环保税前的“窗口期囤货”。

博弈推演：印尼煤价格优势收窄（1-2月进口量同比仅增2.1%），叠加斋月、雨季影响，预计3月进口量环比下降8-10%，但高卡澳煤仍具经济性，可能成为电厂“长协外补库”选项。

四、产业链传导：从“被动承压”到“主动套利”

1. 火电企业策略升级：
   • 沿海电厂通过买入看涨期权锁定750元/吨封顶价格，场外衍生品对冲占比提升至15%。
   • 库存管理精细化，可用天数从20天压缩至15-18天，减少资金占用成本。

2. 物流体系重构：
   • 浩吉铁路运量突破1.5亿吨/年，“两湖一江”地区到货周期缩短至3天，削弱传统“北煤南运”定价权。
   • 曹妃甸港无人化翻车机改造后，单列车卸煤时间压缩至90分钟，周转效率提升30%。

暗线逻辑：物流效率提升加速了“价格信息扁平化”，区域价差（如华北-华南）收窄至60元/吨，跨区套利空间消失，倒逼贸易商转向期货基差交易（郑煤2305合约基差-15元/吨）。

五、后市推演：Q2震荡中枢与风险预警

• 价格区间：预计Q2秦皇岛Q5500现货震荡中枢720-780元/吨（波动率±8%），3月中下旬或测试700元/吨政策底。
• 颠覆性变量：

1. 新能源替代临界点：2025年风光装机超12亿千瓦，火电利用小时数或跌破4200小时；
2. 氢基还原炼钢技术若突破，冶金煤需求可能断崖式下跌；
3. 极端天气（如“冷夏”）或触发电厂紧急补库，需通过天气衍生品对冲（温度每偏离1℃赔付0.5元/吨）。