西部期货：走出年度低谷 煤价难下行

　摘要

　　2020年上半年，动力煤(560, -2.20, -0.39%)价格呈“V”型走势，主要原因是突如其来的疫情打破了国内煤炭市场上下游的复工节奏，供给端恢复速度快于需求端，动力煤市场处于供过于求的格局，使得煤价持续低迷；而后期由于煤矿减产加之进口受限，同时水电不及预期，对火电带来利好，煤价快速回调并持续上涨。动力煤期货主力合约波动区间【475，580】，现货价格波动区间【469，576】。

　　2020年下半年国内煤炭供应能力稳定，重点关注下半年的政策变化；进口煤政策趋严，沿海终端用煤企业转向国内采购，对国内煤价带来利好，但进口煤作为调节煤价的重要手段，仍有较大的不确定性；需求方面，在国内政策逆周期调节的背景下，上半年被疫情压制的煤炭需求有望将在下半年释放，耗煤需求将增加。价格方面，我们认为下半年动力煤价再次大幅下跌的可能性较小，在进口政策趋严、需求复苏的情况下，动力煤供需情况改善，动力煤价不悲观，价格维持在绿色区间500-570元/吨。

　　风险点：国内疫情二次爆发、进口政策放松。

第一部分 上半年行情回顾

　　2020年春节期间，由于新冠肺炎疫情的蔓延，受各地区疫情防控的影响，全国各行业被迫延迟复工，主产地煤矿维持在较低的开工率，煤炭汽运受限，北方港口库存持续下降，支撑市场的看涨情绪，动力煤期现货价格走势偏强。

　　2月初，在国家发改委和能源局的大力推动下，煤炭生产企业优先复工，供应紧张的局面逐渐缓解，交通运输瓶颈被打破，但一季度国内疫情仍处于爆发阶段，终端行业迟迟未能复工，且在3月份北方地区集中供暖期结束之后，居民消费减弱，煤炭行业呈供强需弱格局，煤价加速下跌至红色区间上沿。

　　4月份，全国累计原煤产量增速由负转正，而发电增速为-5%。4月下旬，为了应对不断下跌的煤价，煤炭工业协会、大型无烟煤企业，炼焦煤(1203, 3.50, 0.29%)企业都发出倡议书，倡议提出各企业在当前产量基础上减产10%，减少库存量，解决供需失衡矛盾，使行业经济运行回归稳定；停止量价优惠及各种变相促销手段，按照合理利润空间定价销售，不允许为抢占市场而互现压价的不良市场销售行为，随后神华、同煤、中煤、伊泰集团停止“价格战”，统一5500大卡销售价格不得低于485元/吨。提振了市场信心，煤价跌势放缓。

　　5月中旬，临近两会，安全检查趋严，煤矿开工率下降，高温天气提前到来，大秦线检修叠加下游需求回升，港口库存大幅下降，煤价迎来2月中旬以来的首次上涨。6月处于迎峰度夏前夕，中下游库存回升，煤价仍然维持偏强走势。

　　总体来看，2020年上半年动力煤价格呈“V”型走势，主要原因是初期受疫情影响，供给端恢复速度快于需求端，使得煤价持续低迷；而后期由于煤矿减产加之进口受限，同时水电发力减弱，煤价快速回调并持续上涨。动力煤期货主力合约波动区间【475，580】，现货价格波动区间【469，576】。

　　图1：动力煤期货主力日k线

　　数据来源：wind、西部期货

　　图2：CCI

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第二部分 下半年行情展望

　　一、供给端：产量维持稳定，进口压力较大

　　（一）产量

　　国家统计局公布数据显示，2020年1-5月份全国原煤累计产量147130万吨，同比增长0.9%，增速较去年同期持平。动力煤方面，1-4月累计产量95208万吨，同比增加2.1%。

　　分地区来看，1-5月份山西原煤产量39478.8万吨，同比增长1.6%，增速较去年同期降低6.8个百分点；陕西原煤产量24895.5万吨，同比增长22.3%，增速较去年同期提高35.5个百分点；内蒙古原煤产量39062.3万吨，同比减少8.6%，增速较去年同期降低15.8个百分点。

　　2020年春节过后，受疫情防控的影响，各地交通管制严格，主产地为控制疫情传播，严格控制人员输入，外地工作人员返程困难，煤炭企业无法按时复工复产，2月初，国有大矿优先复产，但在人员不到位的情况下在产煤矿不能满负荷生产，生产效率较低，产量下降，1-2月原煤产量同比下降6.8%。随着国家煤炭保供政策的出台以及各大中型煤矿加紧生产，煤炭供应逐渐宽松。3月起，动力煤主产地煤矿生产逐渐恢复至正常水平，4月份，原煤产量增速由负转正。内蒙古和山西原煤产量同比增速均出现下降，而陕西由于2019年初矿难事故对产量的影响较大，基数较低，今年1-5月份同比增幅较大。内蒙古今年将全面清查2000年以来煤炭资源领域的违规违法问题，以目前情况来看，整治力度较大，受此影响，内蒙地区的超产现象大幅减少，严格按照核定产能生产。

　　图3：原煤产量（万吨）

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　　图4：动力煤月度产量（万吨）

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　　（二）进口

　　根据海关总署数据显示，2020年1-5月份，累计进口煤及褐煤14871.1万吨，同比增长16.8%。动力煤方面，1-4月份动力煤进口量（含褐煤）9965万吨，同比增加30.8%。

　　由于2019年底对进口煤管控较严，造成累积在港口的大量进口煤在2020年初集中通关，导致了今年上半年的进口量同比大幅增长。随着时间的推移，今年限制进口煤异地报关以及限制配额的作用逐渐显现，南方部分电厂因为进口煤额度不足而取消订单。根据市场传闻，今年的进口额度将按照2017年的进口量来执行，也就意味着6-12月的进口额度为1.22亿吨，平均每月的额度为1746万吨。从5月份的进口数据来看，进口煤及褐煤2205.7万吨，同比下降19.7%，环比下降28.7%，同比、环比已经有大幅下降；另一方面，从累计进口煤的同比增速来看，上半年年呈逐月递减的趋势，都反映了今年下半年进口煤量的缩减是大概率的。

　　图5：煤炭进口量（万吨）

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　　图6：动力煤进口量（含褐煤）（万吨）

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　　供给小结：6月18日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》，要求2020年再退出一批煤炭落后产能，煤矿数量控制在5000处以内，大型煤炭基地产量占全国煤炭产量的96%以上。根据煤炭工业协会的统计，截至2019年末，全国煤矿数量近5300处，内蒙古、山西、陕西、新疆、贵州、山东、安徽、河南等8个省（区）原煤产量占到了全国的89.1%。山西优化煤炭产业节奏，要求在2020年底前，年产60万吨以下煤矿全部退出，全省煤矿数量减少至900座以内，大型煤矿产量占比达到76%以上。

　　综合来看，下半年国内供应端还需重点关注政策的变化，预计产量下半年将维持稳定；由于进口政策趋严，在下半年进口煤收紧的预期下，内贸煤将承担保供任务，而依赖于进口煤的南方电厂将转向国内市场采购，对国内煤价带来利好，但进口煤作为调节煤价的重要手段，仍有较大的不确定性。

　　二、需求端：复产复工加速推进，需求步入正轨

　　2020年一季度GDP同比下降6.8%，投资、消费、出口分别同比下降16.1%、19.0%、11.4%，我国经济面临较大的下行压力。受宏观经济增速下滑的影响，一季度电力供应和消费下滑均超过6%。而1-5月份，投资、消费、出口累计降幅分别为6.3%、13.5%、4.7%，降幅较一季度均有所收窄，随着复产复工的逐步推进，对电力行业的消费需求也会出现明显好转。

　　（一）各类型电源发电增速全面下降

　　根据国家统计局数据，2020年1-5月份全国累计发电27325亿千瓦时，累计降低3.1%，较去年同期回落6.4个百分点。分类型来看，1-5月份火电累计发电量20010亿千瓦时，同比降低3.1%，较去年同期回落3.3个百分点；水力发电量3558亿千瓦时，累计降低11.3%，较去年同期回落24.1个百分点；核能发电量1398亿千瓦时，累计增长5.9%，较去年同期回落18.4个百分点；风力发电量1786亿千瓦时，累计增长5%，较去年同期回落0.6个百分点；太阳能发电量573亿千瓦时，累计增长9.3%，较去年同期回落2.6个百分点。各类型发电增速全部回落，虽然风电、核电太阳能发电量的同比增速仍然为正，但相较于近几年的高增速来说，仍出现了较大的降幅。

　　由于年后国民生活基本处于停滞阶段，终端企业复工缓慢，导致了1-2月份发电量大幅降低，3月份，国内的疫情防控取得成效，居民工作以及生活逐渐恢复正常，发电量的降幅逐渐收窄。而由于云南今年出现了近10年来最严重的干旱，今年入春以来，全省平均降水量较常年同期偏少20.5%，致使河流断流，水库干涸，水电发力减弱，对火电的替代性减弱，火电恢复较快。

　　图7：发电量（亿千瓦时）

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　　图8：火电发电量（亿千瓦时）

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　　（二）用电量增速下降

　　根据国家能源局数据，2020年1-5月份，全社会累计用电量27197亿千瓦时，同比下降2.8%，较去年同期回落7.7个百分点。分产业看，1-5月份，第一产业累计用电量297亿千瓦时，同比增长7.1%，较去年同期增长1.9个百分点；第二产业用电量18098亿千瓦时，同比下降4%，较去年同期回落6.7个百分点；第三产业用电量4296亿千瓦时，同比下降6.3%，较去年同期回落15.9个百分点；城乡居民生活用电量4506亿千瓦时，同比增长5.2%，较去年同期回落5.1个百分点。疫情对第一产业产生的影响较小，第二、三产业都有较大幅度的下滑，但随着疫情得到控制已有明显好转，降幅收窄，而城乡居民用电消费有明显的上升。

　　图9：全社会用电量（亿千瓦时）

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　　图10：第二产业用电量（亿千瓦时）

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　　（三）电厂日耗情况

　　今年1-2月，终端行业复工受阻，3月份，北方地区集中供暖期结束，居民耗煤需求减弱，导致1-4月份六大电日耗远不及往年同期水平，五一过后，全国气温回升、水力发电不及预期，以及在基建、房地产等行业复苏的带动下，终端需求快速释放，日耗低位回升。

　　图11：六大电日耗（万吨）

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　　需求小结：随着疫情过后复工复产的不断推进，煤炭的需求出现较快的反弹，国内政策由疫情防控转向恢复经济，今年基建、房地产行业将支撑煤炭需求，而制造业、外贸行业相对较弱，需求总体预计将维持稳定。根据中电联的预测，受全球新冠肺炎疫情冲击，综合考虑国内外经济形势对电力的影响，预计全国电力供需总体平衡，局部地区高峰时段电力供应偏紧。预计2020年全年全社会用电量7.38—7.45万亿千瓦时，增长2-3%。

　　三、库存：储煤能力有望增加

　　（一）北方四港（秦皇岛港、曹妃甸港、京唐港、黄骅港）库存

　　年后，交通运输恢复较快，而同时下游需求持续疲弱，港口调出量维持低位运行，港口库存持续累积，5月份，终端需求快速回暖，但受两会前部分煤矿被动停产、大秦线检修以及汽运费上涨拉运不积极的影响，港口调入量偏低，环渤海港口库存大幅下降。截止6月22日，北方四港总调入量21781.8万吨，同比减少4084.6万吨，降幅15.8%；北方四港总调出量21567.1万吨，同比减少4405.3万吨，降幅16.9%。

　　图12：北方四港库存（万吨）

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　　（二）沿海六大电力集团库存

　　从沿海六大电库存情况来看，今年上半年，虽然经历了终端需求的低谷及爆发，但电厂库存始终处于相对高位。

　　图13：6大电力集团库存（万吨）

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　　库存小结：国家发展改革委和国家能源局6月18日发布的《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》中提出，要提升港口中转能力，主要调入地区燃煤电厂常态存煤水平达到15天以上的目标。明确了要持续增强煤炭储备能力，鼓励有条件的地区选择一批大型燃煤电厂，通过新建扩建储煤场地、改造现有设施等措施，进一步提高存煤能力。预计高库存将成为下半年的常态，进而缩小了煤价在淡旺季波动的区间。

　　四、动力煤供需平衡表

　　从2020年上半年动力煤的供需平衡表来看，国内煤炭供应受疫情影响较小，保持在正常水平，而终端需求还未恢复至正常水平，仍然处于负增长，动力煤表现为供需宽松。2020年下半年，预计动力煤总供给保持稳定，总需求增速由负转正，总体供需平衡。

　　表1：动力煤供需平衡表

　　数据来源：wind、西部期货

　　五、行情展望

　　综合以上分析，预计2020年下半年国内煤炭供应能力稳定，重点关注下半年的政策变化；进口煤政策继续趋严，沿海终端用煤企业转向国内采购，对煤价带来利好，但进口煤作为调节煤价的重要手段，仍有较大的不确定性；需求方面，在国内逆周期政策调节的背景下，上半年被疫情压制的煤炭需求有望将在下半年释放，耗煤需求将增加。价格方面，我们认为下半年动力煤价再次大幅下跌的可能性较小，在进口政策趋严、需求复苏的影响下，动力煤供需情况改善，动力煤价不悲观，价格维持在绿色区间500-570元/吨。

　　风险点：国内疫情二次爆发、进口政策放松。

　　西部期货 王昭璐