夏季将去旺季缺席 动力煤的底部究竟看啥？

报告摘要

内产增加，总量与结构性双优化：从煤炭生产品种来看，陕西地区生产的煤种基本上都是动力用煤，且全省生产的煤炭70％以上都在陕北的神府煤田，这一块完全属于优质低硫、高卡煤种，随着三大路局的降费保供，陕煤出陕能力增强，上半年一度出现的低硫高卡煤结构性短缺现象甚至交割煤难寻的状况得到较大的改善。

需求低迷，气候影响拖累夏季煤耗：从今年的气候情况来看，厄尔尼诺天气先是影响了二季度的水电，春季降雨量的增加，直接推升了水电的持续高发，二季度水电增量月均200亿千瓦时以上，直接影响煤炭消耗月均在600万吨以上；再是沿海雨季的延长，使得全国大范围内进入高温的时间点同比去年晚10天左右，导致高温时间较短，气候的影响拖累夏季沿海煤耗日均减少近10万吨，推导到全国火电厂就是约100万吨的量。

库存恶化，多环节累积犹如堰塞湖：纵观各环节的库存，高基数与低耗速的特点，致使库存犹如堰塞湖一般的存在，有效化解的方法只有从两极入手，一是供给端减产缩量或进口的配额大幅收紧，间接加速各环节库存层层去化；二是需求端消耗增加，直接加速库存的去化。而从目前情况来看，中短期内能够看到的有效措施主要从供给端考虑，即“70周年大庆”引起的安监限产与进口配额的收紧。

总结：远忧渐近，市场风向看长协议价。在市场价跌破长协价诸多支撑位之后，下游终端可能在利润驱动下选择市场采购以保障正常库存，由此可能对市场产生一定的支撑，价格可能会出现抵抗性的反弹。但是长协价格亦是参考现货价格动态调整，因此对于底部区间的预期还需看长协的议价。

风险提示：进口配额收紧；宏观需求超预期

正文

迎峰度夏以来，我们不断进行市场追踪，在《夏季已至，煤炭旺季何在》中对市场的结构性矛盾进行了分析，并提出煤炭价格底部区间在550-570元/吨的推断；在《继续反弹驱动不足，煤市旺季仍需等待》中进一步分析夏季煤炭市场再次出现旺季落空的可能。而随着时间进入8月中旬，立秋已过、末伏开启，三伏酷热基本结束，中下游库存却仍旧未能出现有效去化的迹象，进口收紧传闻也同样一直不绝于耳，因此本文将通过梳理市场主要矛盾，力求寻找到煤炭价格的未来走势与方向，

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内产增加，总量与结构性双优化

据国家统计局数据，2019年6月份，全国原煤产量3.33亿吨，同比增长10.4％，增速比上月扩大7个百分点，环比增加2100万吨，增长6.7％，日均产量超过1100万吨。6月份原煤产量继续超预期回升，增速回归上升通道，不仅扭转市场对原煤产量的继续收缩预期，而且体现出坑口产出弹性较大、保供能力可控性较强的特点。

而从分地区煤炭产量来看，陕西省由于矿难后的安检限产影响，5月份之前一直处于减产状态，前5个月同比减少近3000万吨，但是伴随着安全大检查的结束，原计划6月30号检查结束，7月份放量生产，现实情况却是6月份生产便大幅放量，当月生产6362万吨，同比去年都有12.5％的增幅，将同比减量迅速拉回到只有1100万吨左右的较小差值。而从晋蒙两地来看，上半年数据更加亮眼，在陕西同比减量1100万吨的同时，两地实现累积9000万吨以上的同比增量，使得全国总量同比增加6000万吨以上。

陕西地区尤其是榆林地区，煤炭行业属于支柱性行业，煤炭采掘在财政收入中占比超过30％，上半年的大幅减产使得榆林财政收入出现同比负增长的状态，在国际贸易纠纷、国内经济转型的大背景下，任何一个地区都很难容忍经济长期性的负增长状态，这也就是榆林地区在安全大检查之后，允许有条件的优质国有大矿与民营大矿按照核定产能增产10％进行生产。

而从煤炭生产品种来看，陕西地区生产的煤种基本上都是动力用煤，且全省生产的煤炭70％以上都在陕北的神府煤田，这一块完全属于优质低硫、高卡煤种，随着三大路局的降费保供，陕煤出陕能力增强，上半年一度出现的低硫高卡煤结构性短缺现象甚至交割煤难寻的状况得到较大的改善。而从近期港口调研的情况来看，适宜用来交割的Q5000与Q5500的低硫煤种相对比较充分，在ZC1905与ZC1907上发生的交割行情，在ZC1909尤其是之后的几个合约上，可能很难再现。

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进口存变，下游疑似时间差操作

自2016年供给侧改革以来，国内煤炭产量迅速减少，为弥补市场供需缺口，进口增加明显，但是由于国外煤炭到港成本优势明显，为防止低价劣质煤炭对国内市场产生较大冲击，同时从质量与通关总量上进行进口煤的管控措施。2019年以来，随着煤炭进口量的逐月攀升，进口通关配额收紧再度出现，尤其是7月份进口量达到3288万吨，1-7月份累积进口超过1.87亿吨，按照2018年额度，剩余5个月的额度不足1亿吨，再次引起市场对下半年进口量的担忧。

从稳定国内市场秩序来看，进口总量控制的措施仍旧需要继续执行，下半年几个月的进口煤补充确实存在着一定的变数，但是鉴于前几年的具体操作，我们认为可能引起的实际市场变化较小。从总量来看，2017年进口煤炭总量较2016年同比增加1500万吨左右，2018年同比2017年增加1000万吨左右，进口总量平控落实相对比较到位；而从2018年的进口操作上来看，前11个月进口大量补充，推高下游终端库存与港口备用库存，12月份虽然进口量较少，但由于1月份属于新一年度的额度，因此年终年末平均，每月进口量实际并未减少太多。

这种打时间差的操作方式使得电厂在采购中占有较大的主动权，从今年前几个月的进口量来看，我们认为继续沿用这种方式的可能性仍然较大，那么剩余5个月的前4个月月均进口量仍可在2100万吨-2350万吨之间，实际减量冲击较小。因此，我们对于三季度市场上存在的进口收紧的影响持有中性的态度，在夏季市场，进口煤对于电厂库存的补充作用仍旧突出。

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需求低迷，气候影响拖累夏季煤耗

煤炭属于大类工业品，下游需求的拉动才是煤炭行业市场繁荣的主要驱动，亦是价格上涨的主要原因。在之前的文章中，我们分析过，2016年以来的供给侧改革，之所以能够快速实现价格的反弹，其主要原因在于经济的持续韧性以及对电力的需求拉动，用电同比增速均在5％以上，2018年更是全年在8％以上。

在经济韧性持续的同时，我们也看到了通过房地产刺激经济的不可持续性，从前期政治局会议的文件来看，国家经济结构急需转型。那么在转型过渡期，经济的高速发展自然会受到一定的影响，而决策层也表示了对GDP可能下滑的容忍度，因此，电力需求的快速增长也就难以持续。2019以来，社会用电量的增速连续下滑至5％甚至以下，这也是情理之中。

宏观经济的转型与电力需求的增速下滑，是煤炭消耗减少的大背景，而在夏季市场中，我们之前也同样提到，7-8月份民用电的季节性增量在1000亿千瓦时左右，这个数字甚至略高于工业用电的增量，由此可见夏季市场的主要驱动因素其实是季节性问题，背后的主因就是气候变化。

从今年的气候情况来看，厄尔尼诺天气先是影响了二季度的水电，春季降雨量的增加，直接推升了水电的持续高发，二季度水电增量月均200亿千瓦时以上，直接影响煤炭消耗月均在600万吨以上；再是沿海雨季的延长，使得全国大范围内进入高温的时间点同比去年晚10天左右，导致高温时间较短，用电高负荷时间也较短，今年夏季沿海电煤日耗80万吨及以上仅有6天，且最高才81.7万吨，而去年同一时间内为25天，且最高达到85万吨。由此可见，气候的影响拖累夏季沿海煤耗日均减少近10万吨，推导到全国火电厂就是约100万吨的量。

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库存恶化，多环节累积犹如堰塞湖

通过前文的分析，我们可以看到供强需弱、供需宽松是当前现货市场的主要特征，其直接导致的结果就是终端库存的去化缓慢甚至不降反增以及社会库存的大量累积，鉴于坑口环保措施的要求，产地很难进行堆存，那么我们的观察点就是中转港口与终端电厂的库存。

对于各环节的库存累积，我们按照自下而上的方式进行分析：首先终端电厂在长协与进口等措施的保障下，需求的低迷降低了去库存的速度，在本就高基数的前提下，旺季去库存几近失败，当前的库存几乎接近于电厂可以容纳的最高库存；电厂去库存的失败，直接减少的是距离最近的江内港口与华南沿海港口的拉运与采购，而上游港口的疏港与进口的到港仍旧存在；与下游港口类似，中游的环渤海港口虽有疏港的执行，但调入持续大于吞吐的净盈余，将库存累积到历史同期最高位置。

纵观各环节的库存，高基数与低耗速的特点，致使库存犹如堰塞湖一般的存在，有效化解的方法只有从两极入手，一是供给端减产缩量或进口的配额大幅收紧，间接加速各环节库存层层去化；二是需求端消耗增加，直接加速库存的去化。而从目前情况来看，中短期内能够看到的有效措施主要从供给端考虑，即“70周年大庆”引起的安监限产与进口配额的收紧。

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总结：远忧渐近，市场风向看长协议价

从中短期来看，需求淡季即将到来，去库存速度再次下一个台阶，在库存高基数的前提下，市场对于后期的冬储预期也较为悲观，价格连续破位下行。在月度长协595元/吨以及590元/吨的支撑连续跌破之后，接下来的支撑就是长协综合价575元/吨附近以及年度长协550元/吨。

而在市场价跌破长协价诸多支撑位之后，下游终端可能在利润驱动下选择市场采购以保障正常库存，由此可能对市场产生一定的支撑，价格可能会出现抵抗性的反弹。但是长协价格亦是参考现货价格动态调整，因此对于底部区间的预期还需看长协的议价。