原标题：多省用电负荷创新高，河南省要求电煤一律不得外销！郑商所对动力煤期货部分合约实施交易限额
据证券时报e公司报道，近日一则关于河南省发改委保障省内电煤供应的调度通知文件，吸引市场关注。通知称，为确保省内电煤供应，按照省政府领导要求，要求河南能化集团、平煤集团、郑煤集团、神火集团及其他煤炭生产企业，所有煤矿生产电煤一律不得售往省外；省内所有煤矿生产煤炭可以转作电煤使用的一律不得入洗。“这个消息确实是存在的，不过此前就惯例正常生产的焦煤(1978, 1.50, 0.08%)，该入洗的还是可以入洗。”对于上述市场消息，河南一煤炭企业人士如此回应。昨日国内期市接近收盘，煤炭板块连涨四日，动力煤涨超3%，螺纹、热卷(5945, 15.00, 0.25%)均上涨逾2%。昨日郑商所发布关于对动力煤期货部分合约实施交易限额的公告。公告称，根据《郑州商品交易所期货交易风险控制管理办法》第二十九条和第三十一条规定，经研究决定，自2021年7月15日当晚夜盘交易时起，非期货公司会员或者客户在动力煤期货2109、2110、2111、2112、2201合约上单日开仓交易的最大数量为1000手。单日开仓交易数量是指非期货公司会员或者客户当日在动力煤期货单个合约上的买开仓数量与卖开仓数量之和。实际控制关系账户组单日开仓交易的最大数量按照单个客户执行。套期保值交易和做市交易的开仓数量不受交易限额限制。对于超过交易限额的非期货公司会员或者客户，郑商所要求报告相关情况。累计2个交易日超过交易限额的，郑商所将采取暂停开仓5个交易日的监管措施。累计3个交易日以上（含3个）超过交易限额的，郑商所将采取暂停开仓不低于1个月的监管措施。情节严重的，按照《郑州商品交易所违规处理办法》有关规定处理。昨日国家能源局发布6月份全社会用电量等数据。6月份，我国经济保持稳定恢复，全社会用电量持续增长，达到7033亿千瓦时，同比增长9.8%，两年平均增长8.4%。分产业看，第一产业用电量88亿千瓦时，同比增长16.3%；第二产业用电量4832亿千瓦时，同比增长8.5%，对全社会用电增长的贡献率约60%，是拉动全社会用电增长的主力；第三产业用电量1226亿千瓦时，同比增长17.5%；城乡居民生活用电量887亿千瓦时，同比增长6.8%。 进入7月后，全国陆续出现高温天气。江苏、浙江、广东、河南陆续出现用电高峰。6月18日11时14分，广东电网电力负荷达到1.28亿千瓦，创历史新高，并一路往上攀升。7月10日12时许，郑州电网省网供电最大负荷达到1126万千瓦，创郑州电网历史新高。7月12日15时30分，苏州电网最高调度用电负荷达2735.9万千瓦，创历史新高，较去年最高值增长2.03%。7月13日13时32分，浙江电网最高用电负荷首破1亿千瓦，达1.0022亿千瓦，同比增长8.1%，河南省限制电煤外销对煤炭市场影响几何？中州期货研究所所长金国强向期货日报记者表示，从5月19日国常会上提出”保障大宗商品供给，遏制其价格不合理上涨”开始，监管层对价格的监测管控增多，动力煤作为关系国计民生的品种，国家对于供应方面支持力度较强，虽增产保供需要时间，但大方向难改。禁止对外销售煤炭政策或推及其他省份可能，但范围或有限，更多可能有大型国企带头增产保供。中辉期货分析师杜鹏则认为这样的政策大概率不会推及其他省份，主要有以下几方面的原因：一是国内煤炭供给主要来自“三西”，2020年，全国原煤产量38.44亿吨，其中，山西、内蒙和陕西的原煤产量达到27.43亿吨，占全国产量的71.35%，也就是说，全国用煤大部分来自于“三西”，只要这三个地区没有相应的消息出现，煤炭市场供给还是稳定的；二是河南煤炭是净调入省份。虽然河南是煤炭生产大省，也是煤炭消耗大省。数据显示，2019年河南累计原煤产量1.09亿吨，而煤炭消耗量为2.01亿吨，供需缺口为9000多万吨，需要从外部调入补充省内需求。三是全国能源供给一盘棋。虽然局部区域发布了相关的政策，但是对全国整体煤炭供需影响较小。因此，河南这样的政策更多是对煤炭市场情绪的影响，而对实际的市场影响有限。短期动力煤基本面或维持强势全国煤炭中心数据显示，早在7月5日，全国煤炭的产量就已经恢复到6月的正常水平，前期因煤矿事故而停产的山东、河南等地的煤矿都在陆续的复工复产。谈及煤炭市场基本面，杜鹏表示，进入七月，全国各地煤矿陆续复工，其中就包括山东、河南等地。不过，虽然主产地复工复产，但对安全和环保的要求一点没有降低。近日，煤炭主产区府谷县能源局发文，从7月14日零时起，暂停区域内5户企业的一切销售行为，涉及产能450万吨，主要是因为场地环保设施，煤棚建设不符合要求，需要进行整改。因此，在目前的环境下，产能释放有限，大型煤矿主要是保长协供应，稳定经济基本面，市场煤供应有限。“短期动力煤基本面或维持强势，现货煤价易涨难跌。”金国强说，具体来看，产地方面，主产区煤矿价格稳中有涨。近期上站和附近煤化工客户增多，煤矿销售好转，拉煤车排队增多，部分性价比高的煤矿有抢煤情况，少数矿已开涨10—20元，目前坑口煤矿产能仍限制，加之雨季防汛影响，露天煤矿产量释放受限，而南方温高天气来临电厂日耗提升，短期煤价仍有支撑。且产地并未有进一步的增产政策出来，5月底到6月份第一批新批复的露天矿临时用地中，有部分矿是处于正常生产的，算不上新增产能，而前期停产获得新批复用地的，剥离土层也需要1—2个月的时间，短期增量较难。整体上，产地煤源依旧偏紧，坑口易涨难跌。港口方面，市场延续强势，贸易商报价水平小幅上探。近日下游询货量有所增多，少数对于高价被迫接受，部分仍然比较抵触，成交活跃度偏低。港口现货资源紧张叠加日耗不断攀升，供需矛盾难解下，期货盘面上涨带动市场情绪继续升温，港口去库状况延续。进口方面，下游电厂大量招标，但进口货源偏紧，6月份我国煤炭进口量为2839.2万吨，同环比均有所增加，外矿报价坚挺。国内港口贸易商手中所剩货源不多，价格较为强势。需求方面，进入伏天，下游高温加剧，终端日耗继续上行，加速去库，可用天数再次下降，迎峰度夏补库压力逐渐增大，下游电厂日耗达到200万吨后，垒库基本停滞，日供跟不上日耗，转为去库，可用天数回落至12天，库存缺乏安全支撑，下游电厂补库压力仍在。展望后市，金国强认为，短期看动力煤供需与调控矛盾还会反复，现货易涨难跌，期货振荡偏强。中长期看，在政策引导下，供应会有一定增量，随着海外整体经济逐步修复，全球宏观宽松逐步收紧预期增强，需求增速多将逐步放缓，下半年煤价宽幅振荡运行，价格重心预计会有所下移。“在碳中和的背景下，以长协用煤为基础，保障经济正常运行基本需求，同时减少市场煤供应，抬高动力煤价格，通过高煤价来杜绝能源浪费是大势所趋。市场煤供给将始终处于偏紧状态，高煤价可能是未来市场的常态。”杜鹏说。
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