下半年动力煤需求端为稳 难有亮眼表现

　　展望今年下半年，在清洁能源占比提升的背景下，动力煤需求端以稳为主，难有亮眼表现，而在传统的用煤旺季可能相对偏强；供给端虽具备较充分的增长潜力，但面临诸多不确定性的挑战。笔者认为，如果动力煤的保供措施能得到较好的实施，那么下半年动力煤市场大概率供过于求，期货价格均值趋于下跌，但也不排除供给增长遇阻令市场阶段性供不应求的可能性。

　　动力煤消费量增速放缓

　　今年上半年，动力煤期货指数在555—615元/吨运行。年初，陕西榆林地区的矿难事故导致煤矿产能释放速度放缓，因而终结了2018年四季度的持续下跌行情。春节过后，煤矿复产进度不及预期，叠加进口煤通关受限等因素制约，动力煤期货价格向上大举突破600元/吨关口。然而，下游库存高企和需求疲弱无法支撑动力煤期货价格更上一层楼，主力多头资金获利了结直接打压期货盘面价格。此后，动力煤期货围绕600元/吨上下窄幅波动，等到5月煤矿生产基本恢复正常，产地煤价出现松动后，动力煤期货开始连续下跌，*低跌至570元/吨左右，但并未跌穿2018年四季度的底部。随着6月用电需求出现边际改善，电厂耗煤量增加令动力煤去库存速度有所加快，动力煤期货主力空头席位适时主动离场，导致期货减仓反弹，重返600元/吨上下振荡。

　　动力煤是我国*重要的基础能源，为国民经济发展提供*基本的动力支撑，所以动力煤的需求与我国宏观经济走势紧密相关。今年3月，政府工作报告前瞻性地将我国GDP增速预期调降至6%—6.5%的区间，向市场提示了今年我国经济发展可能面临诸多挑战和风险。内需不足、外患再起，令1—5月的中国宏观经济数据表现不佳，其中与动力煤市场关联*直接的全社会用电量增速呈现连续下滑态势。截至5月，我国全社会用电量当月同比增速为2.35%，1—5月累计同比增速为4.9%，均较去年同期水平明显回落。

　　*新公布的6月制造业景气指数也不乐观。不仅中国、日本和欧元区的PMI继续徘徊在50荣枯线以下，而且美国的PMI继续下行。由此可见，全球经济普遍存在下行压力，尤其是制造业领域。制造业相比服务业是单位能耗更高的行业，制造业增速下滑对能源需求来说负面影响更大。据Wind资讯统计，今年前4个月，我国动力煤总消费量增速放缓。

　　为避免经济“失速”，下半年我国有望实施更大力度的“逆周期调节”政策，包括稳健的货币政策和积极的财政政策，金融信贷和基建地产投资数据有望*改善，然后工业增加值及用电量数据止跌企稳。如果政策效果符合预期，那么今年动力煤消费预期*悲观的时刻将渐行渐远，下半年或逐步进入需求平稳波动状态。

　　然而，不悲观不代表乐观，更何况我国动力煤消费量还将面临能源消费结构调整和清洁能源替代的威胁。根据《能源发展“十三五”规划》，2020年我国煤炭消费总量应控制在41亿吨以内，煤炭消费比重应下降5.2个百分点至58%，取而代之的是非化石能源和天然气。得益于多个新建核电机组的成功并网发电以及天气的配合，今年前5个月，我国水电、核电、风电发电量累计同比增速均呈现稳步回升态势，间接导致火电发电量累计同比增速连续下滑。预计6—8月水电发电高峰期过去之后，火电发电量增速能有所改善，但核电装机的制约将持续存在。

　　高库存为旺季提供缓冲

　　下半年，动力煤消费相对值得关注的两个阶段分别是7—8月的迎峰度夏和12月启动的冬储。如果出现极端天气状况，动力煤消费也可能意外偏强。不过，根据去年的情况，当前动力煤市场中下游环节库存高企，将为旺季消费骤升提供缓冲作用，避免价格出现急涨行情。

　　国家发改委在2017年年底发布《关于建立健全煤炭*低库存和*高库存制度的指导意见（试行）》，该库存制度的实施时间是2018—2022年。经过去年的补库调整后，今年主要煤企、港口及电企的煤炭库存可用天数基本都符合制度要求。中下游企业保持合理库存是实现煤炭稳定供给、避免价格大幅波动的有力保障。

　　数据显示，截至6月10日，全国重点电厂煤炭库存高达8664万吨，库存可用天数为26天，明显高于近几年的同期水平。截至7月4日，沿海地区主要发电集团煤炭库存量为1837.44万吨，库存可用天数高达28.65天，同样高于往年同期水平。

　　从天气预报来看，今夏我国暴雨、高温天气交替出现，虽然有利于提高用电量，但水电出力较好又不利于火电发电量增加。综合来说，天气因素难以对火电厂日均耗煤量起到额外的利多支撑，预计7—8月电厂煤炭库存将季节性下降，但由于库存基数较高，此次度夏只能定义为一个去库存过程，不足以成为煤价上涨的理由。

　　先进煤炭产能继续增加

　　在“十三五”煤炭行业8亿吨煤炭去产能目标基本完成后，煤炭行业供给侧结构性改革已经进入“不断提高煤炭供给体系质量”的新阶段。根据国家能源局的公告，截至2018年12月底，全国安全生产许可证等证照齐全的生产煤矿产能为35.3亿吨/年；已核准（审批）、开工建设煤矿产能为10.3亿吨/年，其中已建成、进入联合试运转的煤矿产能为3.7亿吨/年。与2017年年底的数据相比，全国合法合规的生产及在建煤矿总产能增加了近2亿吨/年，充分体现了煤炭行业结构性优产能、扩大优质增量供给的成果。

　　中国煤炭工业协会年初时曾预测，今年我国将新增煤炭资源1亿吨左右。上半年，依据煤炭产能置换政策指导，国家发改委陆续批复了多个大型煤矿建设项目。预计未来几年，我国煤矿总数将继续减少，但煤矿生产产能将平稳增加，这正是动力煤供给稳步增长的重要基础，也是制约动力煤价格上涨的潜在利空因素。

　　不过，由于安全生产检查、环保检查以及煤管票等因素的掣肘，1—5月我国原煤产量增幅并不突出。截至5月底，我国累计生产原煤14.23亿吨，同比微增0.9%。6月底全国煤矿安全生产专项执法检查基本结束，而且近期有传言称煤管票将由按月发放改为按照全年核定产能发放，所以预计下半年原煤产量增幅有望扩大。不过，伴随着煤矿生产开工率的提高，矿难事故将始终是不确定因素，一旦安全生产检查力度重新加强，动力煤实际供给能力将受到干扰。

　　煤炭进口限制较难解除

　　进口煤是我国动力煤总供给的补充，但作为富煤国家，我国缺乏大量进口煤炭的“土壤”，尤其是资源储量更为丰富的动力煤。直到2009年，因经济高速增长、内贸煤运输通道建设缓慢、进口煤价格低廉等因素，我国才成为煤炭净进口国。

　　在2013—2015年国内煤价持续下跌时期，为帮助国内煤炭行业脱困，政府开始通过加强进口商品煤质量管理、恢复煤炭进口关税等举措控制煤炭进口，国内煤企也有意主动缩小与进口煤的价差，来削弱下游用煤企业的进口积极性。自煤炭行业实施供给侧结构性改革以来，政府对进口煤的限制变得更为紧迫和严格。2018年下半年，有关部门决定对进口煤实行总量控制，即全年煤炭进口总量不能超出去年的2.7亿吨。

　　今年以来，国内外动力煤价差显著扩大，进口煤的价格优势更加突出，但在我国实行进口煤总量控制及国际贸易关系复杂化的背景下，煤炭进口面临诸多非价格因素的限制。据统计，1—5月全国累计进口煤炭12738.8万吨，累计同比增长5.6%；分煤种来看，动力煤进口量累计同比下降7.3%，总量增长主要靠进口炼焦煤来拉动。

　　据6月披露的《海关总署综合业务司关于煤炭进口情况的函》表示，煤炭进口监督工作是国家钢铁煤炭行业化解过剩产能工作的重要内容之一，近期发改委致函海关总署，要求加强进口管理，并认真做好进口煤炭监督工作，严控劣质煤进口。

　　预计2019年全年我国煤炭进口总量仍将控制在2.7亿吨左右，尤其是电煤的进口限制将持续存在。尽管进口受限可能成为动力煤价格阶段性上涨的驱动因素，但这一因素已经被市场充分预期，谨防过度炒作。

　　动力煤长协价面临下调

　　为稳定煤炭价格，从2017年开始，国家发改委鼓励煤炭供需双方签订中长期合同，并且对煤炭中长期合同的签订数量和履约率不断提出要求，同时协调铁路、港航等运输企业参与进来，签订有运力保障的三方合同。今年，国内煤电企业中长期合同签约量至少是自有资源量或采购量的75%以上。

　　之所以国家发改委在2012年年底取消电煤价格双轨制后再次推出煤炭中长期合同机制，背后的原因主要是平衡煤电双方的利益。自2016年我国实施供给侧结构性改革以来，动力煤价格显著上涨，煤炭行业的经营状况得到改善，但降电价是降低企业经营成本、深化供给侧改革的必要措施之一，而且被频繁地写进政府工作报告中，所以2017年以来煤电联动机制几乎进入“停滞”状态，发电企业只能被动承受原料价格上涨对企业利润的吞噬。

　　据悉，在今年迎峰度夏前夕，国家发改委向煤炭企业提出两点要求，一是将年度中长期合同基准价由535元/吨降至520元/吨；二是将月度长协价格降至黄色区间，即将环渤海港口5500大卡动力煤价格降到600元/吨以下。中国煤炭工业协会和中国煤炭运销协会还在5月29日联合印发“保供给、稳市场、讲诚信、保安全”的倡议书，号召煤炭企业从国民经济持续健康发展的大局出发，维护煤炭市场平稳运行。

　　6月初，大型煤炭企业将环渤海港口5500大卡动力煤月度长协价如期下调至599元/吨，7月大型煤炭企业5500大卡动力煤月度长协价维持599元/吨不变。预计在今年11月前后签订2020年动力煤中长期合同时，动力煤年度基准价也将下调，这样电力企业才会愿意与煤企签订足够比例的中长期合同。

　　综上所述，控制煤炭消费总量增长同时扩大优质煤炭增量供给是中长期内动力煤价格下行的核心原因。就今年下半年来说，动力煤市场供需格局将由偏紧逐渐过渡至偏松的状态，这意味着均价下跌是大概率事件，但过渡阶段的扰动也会加剧市场波动，所以动力煤期货价格走势将以振荡下行为主，上半年的高点将是主力合约的重要压力位，下方不排除创年内新低的可能性，支撑位参考520—535元/吨的中长期合同基准价。