动力煤专题报告：夏季已至 旺季何在？

核心观点

　　成本支撑，价格底部坚挺：陕西的大幅减量虽然有内蒙加山西两地的增产来进行弥补，但地区间的不平衡依旧加重，榆林的货少价高不仅使得大企业坑口外购减少而且也导致蒙区等地港口可发运量的减少，三西主产地坑口价均受到一定程度的支撑。从港口与坑口价差来看，矿难以来价差基本处于200元/吨以下，以蒙区为例，价差均值180元/吨左右，当前价差190元/吨，而蒙区向港口发运的物流及港务成本不低于260元/吨，即平均倒挂损失80元/吨以上。

　　新能源亮眼，火电竟得负增长：从绝对值上来看，水电与核电的增发，在4月份发电中贡献增量大约200亿千瓦时，这也与火电同比降幅大致类似，预估当月能替代火电厂煤炭消耗800万吨左右，这也能解释了4月份以来电厂日耗无论是较去年同期还是历史均值都减少的原因。

　　需求偏低，中下游被动累库：从数据上看，沿海六大电厂当前库存1639万吨，自5月初以来累积近80万吨，平均每日盈余5万吨。而从历史数据来看，日耗一般会从6月中旬之后才开始进行逐步抬升，而在此之前的水电依旧处于高发状态，电厂每日盈余依旧处于正值区间，虽不能表明电厂是否会在被动累库中增加到去年冬季的高度，但至少去库存很难出现。

　　总结：静待旺季，共振驱动仍存。进入6月底7月初，为时两个月的高日耗旺季同时需要增加市场采购以维持电厂安全常备库存，而即将到来的“70周年大庆”也可能再次使得供给端产出受限，春季以来的低供给弱需求将可能向低供给高需求转化，供需双方共振驱动下，市场可能提前企稳反弹，价格顶部可能较为可观。

　　正文

　　0 1 成本支撑，价格底部坚挺

　　2019年煤炭行业影响最重大的事件，神木“1.12”矿难发生已有4个月之久，但针对陕西煤矿尤其是榆林地区的安全检查以及相关的限制依旧没有解除，煤管票等依旧处于紧张的态势，因此陕北的煤炭产出大幅减少，供需持续处于紧张的状态，坑口价格保持坚挺。

　　从统计局数据来看，2019年4月份，全国煤炭产量2.94亿吨，同比几乎零增长；1-4月份累计产量11亿吨，同样是几乎零增长。对于同比几乎零增长“贡献率”最大的就是陕西，4月份产量4300万吨，同比减少670万吨，同比下降13.5%；1-4月累计产量1.56亿吨，同比减少2500万吨。

　　陕西的大幅减量虽然有内蒙加山西两地的增产来进行弥补，但地区间的不平衡依旧加重，榆林的货少价高不仅使得大企业坑口外购减少而且也导致蒙区等地港口可发运量的减少，三西主产地坑口价均受到一定程度的支撑。从港口与坑口价差来看，矿难以来价差基本处于200元/吨以下，以蒙区为例，价差均值180元/吨左右，当前价差大约190元/吨，而蒙区向港口发运的物流及港务成本不低于260元/吨，即平均倒挂损失80元/吨以上。

　　坑口的强势使得港口市场贸易资源相对稀缺，价格同样坚挺，目前来看，6月底陕西安全大检查到期，接下来仍然可能有“70年大庆”的相关检查，预计在6月份，由于安全检查持续时间较长，从执行力度上存在放松的可能，但大幅放量难度较大，而整个四季度之前，陕西煤炭企业难以出现明显增量，拖累全国煤炭生产同样难以出现增量。


　　0 2 新能源亮眼，火电竟得负增长

　　近年以来，水电、核电等新能源装机容量大幅增加，根据《十三五能源发展规划》，到2020年新能源发电在一次能源消费中要达到15%，当前已达到14.3%，距目标一步之遥。2019年春节以来，四川、湖北等长江中下游水电集中地区，降雨量增加、水电提前进入高发状态，加之核电运行发电增量明显，对火电的替代性作用逐步增强。

　　从统计局数据来看，2019年3月份，火力发电同比增速1%，低于全部发电同比增速4.4个百分点，初露疲软的苗头，而同期水力发电同比增速达到22%、核电同比增速近32%；4月份，火力发电同比增速-0.2%，2018年以来初次录得负增长，同期整体发电量同比增速为3.8%，较去年同期下降3个百分点，所以火电负增长有一定程度的经济拖累因素，但从水电18.2%与核电28.8%的同比增速来看，显然新能源的替代效应要更为明显一些。

　　从绝对值上来看，水电与核电的增发，在4月份发电中贡献增量大约200亿千瓦时，这也与火电同比降幅大致类似，预估当月能替代火电厂煤炭消耗800万吨左右，这也能解释了4月份以来电厂日耗无论是较去年同期还是历史均值都减少的原因。

　　因此，我们可以看到，通过供给端的的限制导致的减量，并没有在2019年春季出现类似于2017年“春节煤荒”一样的情况，很大原因就在于水电等新能源替代作用的增强。


　　0 3 需求偏低，中下游被动累库

　　从上文的分析中，我们看到了水力发电与核能发电的大幅增加对火电的替代起到了质的变化，甚至抵消了大部分供给端减少产生的影响，那么日耗的减少也就是情理之中的事。从我们比较认可的沿海六大电厂的数据来看，六大电日耗自4月中旬开始走低，到五一假期最低走到53万吨/天，而假期结束后，依旧在60万吨及以下徘徊，一度处于近五年均值以下。当然这里边有2018年5月同期因天气原因与宏观透支导致的日耗偏高，但即便剔除这个因素，日耗也就在均值附近。

　　不看同比只看绝对值，在有长协保供的当下，正常的拉运量都可以出现每日的供需盈余，这也就是库存出现了明显的被动累积的情况。从数据上看，沿海六大电厂当前库存1639万吨，自5月初以来累积近80万吨，平均每日盈余5万吨。而从历史数据来看，日耗一般会从6月中旬之后才开始进行逐步抬升，而在此之前的水电依旧处于高发状态，电厂每日盈余依旧处于正值区间，虽不能表明电厂是否会在被动累库中增加到去年冬季的高度，但至少去库存很难出现。


　　看往年的大秦线检修，环渤海港口的库存尤其是秦皇岛港口的库存基本都会出现不同程度的减少，但今年却是不降反增。检修期总共24天，日均影响15-20万吨，包括期间电路问题影响的几天，调入量较少400万吨以上；而检修前后，环渤海港口库存从2120万吨增加到了2240万吨，增加了120万吨。

　　从两边数据来看，我们得出港口发运量也就是吞吐量在这24天内减少了超过500万吨，这也同样得益于下游需求的低迷，电厂可以在淡季叠加检修期间，通过采购量的减少充分对冲价格风险。


　　0 4 总结：静待旺季，共振驱动仍存

　　通过前文的分析，我们可以看到，无论供给端还是需求端，今年以来基本都是处于偏弱的状态。供给端导致的总量减少与结构性短缺，支撑了价格的底部，更推涨了市场的乐观情绪；最大消费端的电厂，持续处于低迷状态，更是起到了明显的顶部压制作用。

　　夏季已至，但天气尚未进入大面积炎热的状态，空调等民用电增量无法出现质的突破，日耗在新能源的替代下难有起色；然而时下库存已高，自然也就不存在迎峰补库或者提前库存的市场操作，至少在6月中下旬全国进入大面积炎热、民用电大幅增量之前，去库存在一定的难度。而持续了4个月之久的产地安全检查却存在放松的可能，同时坑口存在降价的预期与空间，价格底部支撑下移，期货价格底部仍然指向550-570元/吨的区间。

　　进入6月底7月初，民用电增量大幅增加，届时即便水电高发，同样远超出水电的能力，火电旺季到来，去库存进程开始。为时两个月的高日耗旺季同时需要增加市场采购以维持电厂安全常备库存，而即将到来的“70周年大庆”也可能再次使得供给端产出受限，春季以来的低供给弱需求将可能向低供给高需求转化，供需双方共振驱动下，市场可能提前企稳反弹，价格顶部可能较为可观。