動力煤220年報：供需逐漸走向寬松下的煤市格局變化

2019年動力煤價格回顧

1. 2019年動力煤價格變化

今年春節(jié)前后，連續(xù)在晉陜蒙煤炭主產區(qū)發(fā)生兩次重大的礦難事故，導致主產區(qū)，尤其是陜西榆林地區(qū)，煤礦春節(jié)前提前停產，春節(jié)后復產緩慢，對煤炭供應產生了實質性的影響。再加上2月份澳煤通關時間延長，進一步加劇了高卡煤的緊缺格局。受此影響一季度主要由供給邏輯主導價格行情，走出了一波上行的走勢。在此期間各煤種之間價差也有所變化，首先是由于進口澳煤通關時間較長，增加了成本，因此大量需求轉向偏低卡的印尼煤，使得澳洲煤和印尼煤之間的價差持續(xù)縮小到歷史較低的位置（圖1.4）。其次是澳煤需求的缺失導致價格低迷，這樣加大了國內煤之間的價差（圖1.2），為貿易商做內外價差套利提供了機會，也為后半年大量的低成本澳洲煤打壓國內煤價格奠定了基礎。

春節(jié)后，陜西政府陸續(xù)發(fā)布了7批煤礦復產名單，其中4月18日第五批煤礦復產名單發(fā)布后，基本榆林地區(qū)95％以上的產能都已經批復生產了，即便加上復產前的安全檢查和準備工作，到六月份基本也能恢復產量。而從需求上看，二季度水電表現(xiàn)的較為良好，總體用電增速比較平穩(wěn)，導致火電份額被擠壓明顯，二季度火電增速基本為0，甚至一度為負值。供應增速恢復正常，需求并未增長，導致二季度成為供需轉變的節(jié)點，供應開始大于需求，價格走勢開始轉弱。并且價格變化邏輯從供應主導逐漸向需求主導轉變。

三季度的迎峰度夏，總用電量并未表現(xiàn)出良好的需求，在新能源高增長的情況下，火電份額被擠壓嚴重，同比增速仍然維持在0增速附近。并且原煤維持著較高的增速以及進口煤數(shù)量超預期的增加。導致供過于求，價格進一步維持弱勢下行。

四季度由于迎峰度夏結束，需求進一步萎縮，但原煤增速并未萎縮，中下游庫存開始被動累庫。重點電十月中下旬時即已超過去年峰值，比去年庫存峰值出現(xiàn)時間早了一個月，但這并不是今年庫存的高峰，庫存隨后也還在不斷增加。到11月中旬已接近1億噸，高企的中下游庫存對價格產生了明顯的壓制作用。同時進口澳煤成本較低，也對國內價格造成了一定的打擊。

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2. 2019年動力煤價格特點

首先，波動幅度減少。今年雖然有黑天鵝事件影響導致價格出現(xiàn)劇烈變化，但今年作為供需格局轉變的一年，整體價格先漲后跌，整體波幅大幅減少。以CCI5500大卡的價格波動為例，2017年CCI5500大卡的波幅有174元，2018年CCI5500大卡的波幅，更是達到了201元。但今年，截止到到11月26日，CCI5500大卡的波幅僅僅是94元，不足去年的一半。并且由于發(fā)運價格持續(xù)倒掛，大量的中小貿易商退出市場，港口價格失去彈性，導致現(xiàn)貨價格處于偏穩(wěn)的狀態(tài)，罕見的多次出現(xiàn)橫盤的情況。最長一次達連續(xù)12個交易日橫盤（圖1.1）。

其次，高低卡價差波動劇烈。由于年初事故主要影響的是陜西榆林地區(qū)，而榆林地區(qū)是高卡煤的主產地。2月份被限制的澳煤同時又是主要的高卡進口煤。兩相疊加導致一、二季度高卡煤緊缺，高卡煤和低卡煤價差迅速拉大。其中CCI5500大卡和CCI5000價差一度超過100元，隨著榆林地區(qū)的復產及進口澳煤的陸續(xù)通關，價差又迅速回落至70元以下。

最后就是貼水幅度變小，之前動力煤期貨屬于常態(tài)大貼水，最高貼水達到150元以上，正常情況主力合約貼水也在40元左右，是需求方買貨的天然價格洼地。但今年由于價格波動變小，價格彈性缺失，貼水幅度基本維持在20元左右。

供應情況

1. 原煤產量

10月份，原煤產量3.2億噸，同比增長4.4％，增速與上月持平；日均產量1048萬噸，環(huán)比減少32萬噸。1-10月份，原煤產量30.6億噸，同比增長4.5％。

一季度受礦難影響維持較低原煤增速，1-2月份甚至為負增長。但6月份開始，原煤產量即達到了10％以上的高增速。8月份后原煤增速恢復到正常位置，與全年增速基本相當。下半年原煤產量方面基本已沒什么變數(shù)，維持較高增長。根據目前產量數(shù)據及產量預期，2019年全年原煤產量在37.2億噸左右。

從產量集中度來看，晉陜蒙地區(qū)占比在逐年增加，目前已經超過全國合計產量的70％。同時從產量增速上來看，晉陜蒙地區(qū)的產量增速也明顯快于全國增速產能增速，因此可以預見晉陜蒙地區(qū)產量占比會進一步加大，晉陜蒙地區(qū)突發(fā)事件的對總體產能的影響進一步增強。后期需要重點關注晉陜蒙地區(qū)政策的變化。

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2. 進口煤情況

10月份，煤炭進口2078.1萬噸，同比增長8.5％，增速比上月回落2.8個百分點；1-10月份，煤炭進口2.99億噸，同比增長10.4％。目前前十一個月的進口總量已比去年全年進口數(shù)量多出1800萬噸，平控已然失效。

而從進口結構上來看，今年動力煤進口受澳煤政策影響，進口量先少后多，總體比例與去年基本持平。褐煤和焦煤占比有所增加，分別上升了1個百分點（增長的焦煤中，有部分是動力煤，但是以焦煤的品名通關）。

從未來趨勢來看，11月煤炭進口限制逐步趨嚴，12月進口量預計仍會有所減少。預計全年煤炭進口量在3.2億噸左右。而由于今年進口煤超出平控目標較多，明年進口煤政策上，或許會趨于嚴厲。主要兩個方向，一是按月或者按季度控制額度，二是提前收緊進口煤的時間。不過總的來說即便明年把進口量控制在3.2億噸以內，進口煤的絕對值也不低，足夠終端使用。

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中下游情況

1. 北方港情況

今年受進口煤較多及終端需求較弱的影響，北方港調入及調出較去年有所下滑，并且由于發(fā)運長期倒掛，貿易商發(fā)運積極性不高。從截止到11月26日的數(shù)據上看，調入調出的主要降幅來源于秦皇島港和黃驊港。作為新晉的主力港口，曹妃甸港仍然維持的這不錯的增長，京唐港也能保持在正增長的范圍。

從季節(jié)性上來看，迎峰度夏之后，由于終端庫存消耗的不理想，下游補庫積極性不高，8月之后，調入調出量出現(xiàn)明顯的下滑，其中以秦皇島港和京唐港下滑較為明顯。曹妃甸表現(xiàn)較為穩(wěn)定。但總體港口調入調出，普遍少于去年下半年。

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從北方港的庫存上來看， 今年總體保持穩(wěn)定，大部分時間庫存在往年之上，庫存走勢趨勢與往年部分相同，偶爾會發(fā)生背離。

而從庫存結構看，主要的庫存增長來自唐山港地區(qū)的增長。光從庫存數(shù)量的角度來看，曹妃甸港穩(wěn)居第一，同比增長了19.24％。京唐港也超過了秦皇島躍居第二，同比增長也達到了15.8％。秦皇島港與黃驊港變化不到，變化幅度均在2％以內。

2. 重點港口情況

今年重點港口庫存與去年趨勢基本一致，上半年持續(xù)增長，下半年保持穩(wěn)定。但全年庫存均在去年庫存之上。截止到11月27日，仍比去年同期庫存多了432萬噸。

分港口來看，江內港口庫存從迎峰度夏之后快速回來，跌落到去年同期略低的位置，保持穩(wěn)定。主要由于江內港口貿易商較多，對于后市預期較為悲觀，囤貨的積極性較低。華東港口從迎峰度夏之后基本保持穩(wěn)定，全年平均也在去年庫存水平之上。華南港口由于今年進口煤價格優(yōu)勢較大，進口積極，8月之前庫存持續(xù)堆高。8月之后出于對進口政策變化的擔憂，進口積極性有所降低，庫存略有回落。

總體來說，重點港口庫存比去年有所增加，但總量有限。不同區(qū)域庫存變化情況略有差異。

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終端電廠

1. 六大電情況

今年沿海六大電的月均日耗情況和2017年比較相似，但迎峰度夏時的情況明顯弱于2017年。與2018年比，2019年前半年明顯弱于2018年較多，而今年9月之后，日耗并未像2018年大幅下降，仍然維持較為穩(wěn)定的位置，相對比較平穩(wěn)。

從月均日供上來看，與日耗基本節(jié)奏基本類似。并沒有跟隨去年的走勢規(guī)律，而是跟2017年的淡旺季節(jié)奏相同。

從六大電庫存變化節(jié)奏來看，跟以往一樣，春節(jié)后及迎峰度夏前夕有一波累庫，但迎峰度冬并沒有表現(xiàn)出累庫的情況。主要是由于四點原因共同造成的:一是六大電絕對庫存值偏高。二是冬季偏短，暖冬預期導致需求強度不足。三是對后期煤價的悲觀預期，采購欲望不足。四是港口庫存充足，隨時可以補充。

從電廠庫存可用天數(shù)看，今年電廠對庫存把控更加精準，除了春節(jié)期間和迎峰度夏的備貨期外，庫存可用天數(shù)基本維持在25天上下的相對寬裕范圍。由于港口庫存較為充足，使得電廠庫存調節(jié)也更加靈活可控。

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2. 重點電廠情況

從重點電廠的庫存情況來看補庫和去庫時間與往年基本一致，但由于今年總體庫存基數(shù)較高，冬季補庫節(jié)奏明顯要慢于往年，但也于10月底超過了去年庫存峰值，比去年峰值出現(xiàn)時間提前了一個月。隨后庫存并未止步，仍在繼續(xù)增加。最高達到了9953萬噸，比去年峰值增加了547萬噸，比去年峰值出現(xiàn)時間早了7天。

從重點電廠日耗情況來看，春節(jié)后到8月底之前，要略弱于去年，主要由于今年水電發(fā)力較早。8月底之后，水電的迅速消退，使得火電有所企業(yè)，重點電廠日耗開始較去年為強。10月之后，火電恢復成與去年基本持平的水平。而從重點電廠日供來看，基本與去年情況持平，變化不大。

從重點電廠可用天數(shù)上來看，迎峰度夏備貨期，電廠準備較為充足，庫存可用天數(shù)達到25天以上，遠高于去年水平。后期雖然差距有所縮小，但是可用天數(shù)基本也在去年同期之上，庫存完全足以應付高日耗的消耗。

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電力供需情況

1.發(fā)電情況

從發(fā)電端的數(shù)據來看，10月份，發(fā)電5714億千瓦時，同比增長4.0％，增速比上月放緩0.7個百分點；日均發(fā)電184.3億千瓦時，環(huán)比減少12.6億千瓦時。1-10月份，發(fā)電5.9萬億千瓦時，同比增長3.1％。從總發(fā)電量累計增速來看，今年相對較為穩(wěn)定，但較去年比，增速重心有所下移。

分品種看，10月份火電生產增速略有放緩，水電降幅擴大，核電、太陽能發(fā)電回落，風電由負轉正。其中，火電同比增長5.9％，增速比上月放緩0.1個百分點；水電下降4.1％，降幅擴大3.0個百分點；核電、太陽能發(fā)電分別增長5.4％和3.0％，分別回落12.5和16.4個百分點；風電增長10.0％，上月下降7.9％。由于水電的衰竭，10月份火電延續(xù)9月份的情況仍然維持著正增長。

從全年合計發(fā)電量來看，核電與太陽能均保持著20％以上的高速增長，在總發(fā)電量中的占比也都增加了約0.5％左右的份額?；痣娨廊槐３种邪l(fā)電能源里最低增速?？偘l(fā)電量占比持續(xù)萎縮，今年1-10月份已萎縮至不足72％的份額。且隨著新能源裝機量的逐步增加，可以預見后期火電份額會進一步壓縮。

class="normal" width="500px" data-loadfunc="0" src="http://pics4.baidu.com/feed/80cb39dbb6fd5266ff607ec5e22b7a2ed5073654.jpeg?token=9ea6da3b9b37e3b6195ac9b5e4509fea&s=4010C13311D975C80E4DDCD20000C0B3" data-loaded="0" alt="" /> class="normal" width="500px" data-loadfunc="0" src="http://pics4.baidu.com/feed/8644ebf81a4c510f4a3daa01306ac828d52aa5ed.jpeg?token=7d48c57529c7edde28e1c7bfcdb639db&s=CCD0E11309DD54C85AF465DA000080B1" data-loaded="0" alt="" /> class="normal" width="500px" data-loadfunc="0" src="http://t11.baidu.com/it/u=2524734820,1055513321&fm=173&app=25&f=JPEG?w=500&h=102&s=DC0A5C324D6247200CC071D60300F0B1" data-loaded="0" alt="" /> class="normal" width="500px" data-loadfunc="0" src="http://pics6.baidu.com/feed/b812c8fcc3cec3fd7fbf9fa598bb393a86942711.jpeg?token=fa113e0910b53d42231e74289cdfeae2&s=345EC83286D8DE212E41EEFB03008036" data-loaded="0" alt="" />

2. 用電情況

2019年10月我國全社會用電5790億千瓦時，同比增長5.6％，環(huán)比下降3.8％，主要由于季節(jié)性旺季過后，用電量回落所致。2019年1-10月累計用電59232億千瓦時，同比增加了4.74％。其中第三產業(yè)增速最快，同比增長了9.51％。第二產業(yè)增速最慢，同比僅增加了3.35％，但由于基數(shù)最大，絕對數(shù)值仍然是第二產業(yè)增加最多。

從各產業(yè)也用電占比來看，第二產業(yè)仍占有最大的份額，用電占比達67.31％，但是占比卻在逐年下降，并且下降速度在逐年增加。而第三產業(yè)和居民城鄉(xiāng)用電占比上漲明顯，分別增加了1個百分點和0.5個百分點。后期第三產業(yè)和居民城鄉(xiāng)用電占比預計會進一步增加，是后期用電增量的重要關注點之一。

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明年走勢分析

1. 價格情況

今年價格有兩個特點：一是價格穩(wěn)定，價格波幅較前兩年縮減了一半左右。主要是由于市場格局發(fā)生了變化，長期倒掛導致中間貿易商的缺失，進一步導致價格失去了彈性。二是價格中樞下移較多，價格中間值下移了73.5元/噸，均值下移了57.1元/噸。較前兩年下跌幅度較大，價格轉勢跡象明顯。

從今年的供需格局看，供給側改革基本結束，先進產能持續(xù)釋放，根據能源局的統(tǒng)計數(shù)據來看，在建的煤礦合計核定產能超過8億噸，因此原煤增速在短期內降下來的概率不大。但在用電端來看，用電增速出現(xiàn)增長乏力的跡象，且新能源增速，尤其是核電增速一直保持著高速增長，對火電份額擠壓現(xiàn)象明顯。在自然條件配合的情況下（水電、風電、太陽能等新能源需要自然條件配合），出現(xiàn)總發(fā)電量增長，但火電不增長甚至負增長的情況。

下表是總結近幾年CCI5500價格的波幅區(qū)域的對比。2020年是根據今年產業(yè)格局情況及趨勢變化情況對明年整體價格波幅的預判。

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2. 市場形式的變化

今年由于進口煤成本低，因此從下半年開始有一個比較明顯的變化，即進口煤價格壓制著國內煤的價格，包括國內煤10月之后的跌幅主要都是進口煤拋售所導致國內弱平衡的價格下移。同時還導致出現(xiàn)后幾個合約里頻繁出現(xiàn)進口煤交割，在剛結束的1911合約中，進口煤的交割數(shù)量甚至能和國內煤的數(shù)量分庭抗禮。可見在進口煤數(shù)量大增的情況下，進口煤低成本的優(yōu)勢已足以撬動國內煤價格的變化及期貨定價的標的。

而今年進口煤全年總量預估會接近3.2億噸，比去年全年超出了接近4000萬噸，相差較大。因此明年進口煤控制總額以哪年作為平控參考，會較大的影響進口煤的數(shù)量，進而影響國內供給及對國內價格形成沖擊。

另一方面，中間貿易商缺失后，市場價格活躍度下降，彈性缺失。由于市場缺乏貿易商恐慌貨盤，價格難以像之前一樣出現(xiàn)急跌的行情，因此多次出現(xiàn)長期價格橫盤的情況。

3. 明年需要重點關注的變數(shù)

（1）原煤產量增速的保持情況，尤其是晉陜蒙地區(qū)生產的擾動因素影響。比如榆林地區(qū)明盤的復產和超產情況、內蒙古臨時征地的審批影響情況（預計會對一億噸原煤生產造成影響）等。

（2）下游需求的恢復情況，尤其是火電增速的情況。包括非電力企業(yè)耗煤。

（3）季節(jié)性的氣候變化：來水時間、夏季溫度、冬季溫度等。

（4）進口政策變化及導向，進口成本對國內煤的壓制情況。

（5）產業(yè)結構的變化，尤其是港口產業(yè)結構的變化。市場煤比例、貿易商比例、市場煤與長協(xié)煤價差轉換等。

（6）交割行情對于動力煤價格走勢的影響。

備注：數(shù)據僅供參考，不作為投資依據。