報告要點

長期來看，煤炭作為工業原料，屬于需求驅動型大宗商品，在國內危機余波仍在、海外危機持續加重的背景下，工業用電及三產服務業用電將成為社會用電增速的拖累，電煤消耗水平依舊呈現低迷的狀態，從而導致煤炭市場價格中樞繼續下移。

摘要：

總結：隨著迎峰度夏旺季到來，社會用電季節性回升，電煤日耗呈現同樣的季節性增長，而進口煤在連續兩年多的通關增量后存總量收緊的可能，旺季雖存放松預期，但也難以達到前兩年的高位水平，因此環渤海港口采購被動增加，市場支撐仍在。長期來看，煤炭作為工業原料，屬于需求驅動型大宗商品，在國內危機余波仍在、海外危機持續加重的背景下，工業用電及三產服務業用電將成為社會用電增速的拖累，電煤消耗水平依舊呈現低迷的狀態，從而導致煤炭市場價格中樞繼續下移。

供給端繼續增長：根據能源局數據推算，2020年在產產能大約在38億噸，且在四年供給側結構性改革之后，晉陜蒙生產集中度超過70%，而且規模化效應大幅提高，全國千萬噸級超大型幾乎全部位于三省主產地，技術水平與成本優化能力較2015年發生質的變化。

消費端或有下降：作為動力煤主要消費終端，電煤環比增速的大幅下滑，從市場采購上可釋放的邊際提升將受到明顯壓制，消費雖仍能繼續增加，但月均200萬噸的增量亦難以抵消國內產能繼續釋放的增量，需求端驅動將呈現中性偏低的狀態。

投資策略：短多長空，570元/噸以上逢高做空為主。

風險因素：進口通關大幅收緊，需求超預期回歸（上漲風險）；水電增發超預期，需求恢復不及預期（下行風險）

一、供給端繼續增長

（一）十三五收官年，優質產能釋放

2020年以來，由新型冠狀病毒肺炎引發的烈性公共危機席卷全國，為保障公共安全，各地區采取嚴格的防疫防控措施，但隨著疫情的發展，影響國計民生的行業需要陸續開工以保障社會的正常運轉，煤炭作為國內第一大能源品種，無論是在保障電力供應還是取暖供應上，都具有不可替代的作用，因此成為第一批重要復產行業。

在疫情仍在發展期間，國有主要大型煤礦就基本達到70%以上的開工率，且隨著國家能源部門與地方政府的協調，剩余大型國有煤礦及其他民營中大型煤礦也陸續開工復產，以保障全國能源供應。到三月中下旬，隨著全國新增拐點的到來，煤礦開工率快速回升，按照國家能源局的數據，全國煤礦產能開工率超過90%，但由于這一數據的總基數包含大量的建設中煤礦及試運轉煤礦，因此實際在產產能開工率基本達到100%，即基本實現完全復產。

2020年，是“十三五規劃”收官之年，亦是5年煤炭行業落后產能去化的最后一年，但隨著各地區的去產能任務的加快推進，原計劃的8億噸落后產能去化任務已提前完成，轉而是優質產能的釋放。同樣根據能源局數據推算，2020年在產產能大約在38億噸，且在四年供給側結構性改革之后，晉陜蒙生產集中度超過70%，而且規模化效應大幅提高，全國千萬噸級超大型幾乎全部位于三省主產地，技術水平與成本優化能力較2015年發生質的變化。

圖表1：煤炭行業固定資產投資同比（單位：%）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

圖表2：煤炭有效生產產能（單位：億噸）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

（二）成本不斷優化，生產穩中有增

整個上半年，雖然國際國內均處于公共衛生安全危機之下，但在保障民生的巨大社會責任下，煤炭企業仍舊繼續生產。據國家統計局數據，2020年1-5月份，全國原煤總產量累計14.7億噸，累計同比增長0.9%，增速與去年同期持平。其中，晉陜蒙三省生產合計大約10.3億噸，較去年同期上漲4.3%，增速大幅超過全國原煤生產增速，且占比繼續超過70%，起到了主產地的主要作用。

經過四年多供給側結構性改革，煤炭行業規模化效應與成本優化能力不斷提升，其最有利的表現就是行業產銷單位成本的大幅下降，2015年行業境況最差時最低成本都在500元/噸，但到2018年-2019年，行業資產負債表與利潤表得到明顯修復的同時，產銷單位成本下降到不足450元/噸，行業抗壓能力的提高也使得生產供應能力相對穩定。2020年4月份在需求明顯壓制、供應大幅增加的背景下，環渤海港口價格跌落紅色區間，月均價只有480元/噸，但煤炭行業平均利潤依舊在50元/噸以上，較2016年前同樣價格水平下利潤提升超過20元/噸。而隨著需求逐步釋放，采購成交增加，市場雖總量寬松但較4月份已明顯好轉，行業利潤水平亦再次回升60元/噸以上，因此我們認為2020年煤炭產量仍然可能實現正增長。

圖表3：煤炭行業平均利潤（單位：元/噸）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

圖表4：全國煤炭產量（單位：萬噸）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

（三）進口通關收緊，總量或有下降

關乎供給端的另外一個重要節點就是進口，根據海關總署公布的數據顯示，2020年1-5月，中國累計進口煤炭14871萬噸，同比大幅增長16.8%，占2019年全年進口總額度的50%。2019年總體進口量較2018年繼續增加，但基本維持在平控的狀態，尤其是2019年11月之后的大幅收緊，使得12月份進口通關量大幅縮減到277萬噸左右，不過這也導致了2020年1月份的集中通關，使得1月進口量可能超過4500萬噸之高。這一情況基本與2018年2019年初的問題類似，盡管前一年度維持了總量控制的指標要求，但下一年的年初進口平均回去后，進口量依舊較大，這種周而復始的操作也使得國內用煤企業可以借用時間差來透支進口額度，保持優勢價格煤源的供應穩定。

但隨著國內產能逐步增加，內產供應量逐步增大，原來起到補充作用的進口煤炭繼續放量通關，將對國內市場產生巨大的沖擊，尤其是在國際公共危機影響之下，不利于國內就業的穩定。因此，我們看到在5月份，進口量大幅減少，原有的通關政策均有所收緊，而且隨著旺季的到來，市場原有僅在淡季收緊、旺季即將放松的預期可能逐步落空，全年總量收緊的管控可能兌現。但旺季電煤保供應依舊是主要旋律，在內外價差明顯拉到200元/噸以上的水平時，階段性有所放松也有可能，進口沖擊的風險依舊存在。

圖表5：全國煤炭進口量（單位：萬噸）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

圖表6：沿海煤炭進口價差（單位：元/噸）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

二、消費端或有下降

（一）危機余波影響，用電增長存憂

作為煤炭消費第一大終端，電力數據在上半年的疫情之下降幅明顯，根據國家國家統計局數據，2020年1-5月份，全社會用電量約2.72萬億千瓦時，累計同比下降2.85%，較4月份累計增速收窄1.9個百分點。分項來看，由于疫情的影響，導致全國處于全民隔離狀態，而且居民生活需要正常保障，因此以農副產品生產為主的第一產業與城鄉居民生活用電受到影響較小，二者均維持正增長。其中，第一產業用電累計297億千瓦時，同比增長7.1%，城鄉居民用電累計4506億千瓦時，同比增長5.2%。

在社會用電結構中占比較大、增速貢獻度較高的第二產業與第三產業均遭到較大的沖擊，尤其是二月份，幾乎均錄得大于10%的同比負增長，由此對整個社會用電具有較強的負效應。具體來看，第二產業用電累計1.81萬億千瓦時，同比下降達到4%，對社會用電拖累最為嚴重；第三產業用電一月份尚為正增長，但在疫情影響下，三月份用電同比大幅下降近20%，5月份雖當月轉正，但累計增速同樣下滑6.3%。

另外值得注意的是，雖然5月份用電同比實現4.6%的正增長，但看2019年5月同期，同比增速只有2.35%，為2019年增速最低的一個月，因此原始基數低是同比增速表現明顯的一個重要原因。而從絕對值來看，同比增量僅有260億千瓦時，在社會用電中合計占比僅有15%的一產用電及居民用電增量卻有近130億千瓦時，占增量的降近50%。原預期的5月份在集中復工及趕工推動下，第二產業及第三產業可能會有較為明顯變化，但實際情況卻大幅低于預期，表明疫情余波對市場影響依舊存在，實體經濟依舊受到較大沖擊，后期工業用電及三產用電增量依舊有限，社會用電增量依舊存有較大的隱憂。

圖表7：全社會用電量（單位：億千瓦時）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

圖表8：城鄉居民用電量（單位：億千瓦時）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

圖表9：第二產業用電量（單位：億千瓦時）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

圖表10：第三產業用電量（單位：億千瓦時）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

（二）清潔裝機增加，替代能源發力

全社會用電的大幅下降，拖累發電量同樣進入負增長區間，1-5月份，全國發電總量合計2.73萬億千瓦時，較去年同期下降3.1%。分項來看，火力發電量累計2萬億千瓦時，同比累計下降3.1%，較總發電增速持平；水力發電由于處于淡季且來水明顯少于去年，因此發電量累計達到3558億千瓦時，同比降幅11.3%；但其他清潔能源表現較佳，其中核電同比達到5.9%的增幅，而風電錄得9.7%的正增長。

近年以來，風光水核等新能源裝機容量大幅增加，根據《十三五能源發展規劃》，到2020年新能源發電在一次能源消費中要達到15%，當前已達到14.3%，距目標一步之遙。核電受季節性影響較小，且機組容量提高后，發電量與發電增速將繼續維持；水電的增量與來水量有關，上半年水電淡季，進入收縮空間，對火電的替代有所減少，但三季度是水電旺季，增量明顯，例如2019年二季度水電增量消化掉整個發電增量的一半，對火電擠出效應尤為明顯。

圖表11：全口徑發電量（單位：億千瓦時）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

圖表12：水力發電量（單位：億千瓦時）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

（三）火電增長受限，電煤增速下滑

通過數據分析與預測我們看到，2020年全社會用電量及全口徑發電量在中性偏樂觀的趕工預期下，全年增速最高追到1.5%-2%，而從絕對量上來看，僅有1000億千瓦時，清潔能源的增量替代即可達到近50%，而火電機組的增量預計僅有不到600億千瓦時。1-5月份尤其是四五月份，在水電超異常低發的情況下，火電增量較為明顯，但由于發電增量總基數有限，且水電異常情況在6月份已有明顯好轉，甚至可能出現增發追平的可能，因此我們預估火力發電增速全年最高追平到1.2%，折算到動力煤上不到2500萬噸的增量。

作為動力煤主要消費終端，電煤環比增速的大幅下滑，從市場采購上可釋放的邊際提升將受到明顯壓制，消費雖仍能繼續增加，但月均200萬噸的增量亦難以抵消國內產能繼續釋放的增量，需求端驅動將呈現中性偏低的狀態。

圖表13：火力發電量（單位：億千瓦時）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

圖表14：動力煤消費量（單位：萬噸）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

三、庫存端累積壓力逐步增大

通過前文的分析，我們可以看到供強需弱、供需寬松依舊是未來現貨市場的主要特征，其直接導致的結果就是終端庫存的去化緩慢以及社會庫存的大量累積，鑒于坑口環保措施的要求，產地很難進行堆存，那么我們的觀察點就是中轉港口與終端電廠的庫存。

對于各環節的庫存累積，我們按照自下而上的方式進行分析：首先終端電廠在長協等措施的保障下，需求的低迷降低了去庫存的速度，在本就高基數的前提下，旺季去庫存可能難以奏效，當前電廠庫存同比往年仍然處于歷史最高位置。

電廠去庫存的失敗，直接導致的就是港口市場貿易煤的采購與拉運，在長協庫存基數提高、市場貿易銷售低迷情況下，不同結構的庫存累積隨即成為一種趨勢，進而將中下游個港口庫存再次累積到歷史同期高位。

對于沿海電廠來說，進口煤的補充在2019年-2020年起到了重要的作用，這也是北港作業量難以提升但下游庫存卻一直維持高位的主要原因，因此三季度的進口煤，關乎到電廠庫存有效補充來源的問題，再疊加旺季消耗，庫存有小幅去化的可能，同樣也會被動增加北港的采購量，導致環渤海港口庫存累積速度變緩。但如果按照前文所述，社會用電增量受限，水電超季節性增發明顯，則電煤消費速度也將變緩，庫存累積速度提升。

圖表15：國有重點煤礦庫存（單位：億千瓦時）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

圖表16：環渤海港口庫存（單位：萬噸）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

圖表17：江內煤炭庫存（單位：萬噸）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

圖表18：重點電廠庫存（單位：萬噸）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

四、總結：疫情影響仍在，市場穩中趨弱

圖表19：環渤海煤炭價格中樞（單位：元/噸）

資料來源：Wind CCTD 中信期貨研究部

中短期存支撐：隨著迎峰度夏旺季到來，社會用電季節性回升，電煤日耗呈現同樣的季節性增長，而進口煤在連續兩年多的通關增量后存總量收緊的可能，旺季雖存放松預期，但也難以達到前兩年的高位水平，因此環渤海港口采購被動增加，市場支撐仍在。

長期仍震蕩偏弱：長期來看，煤炭作為工業原料，屬于需求驅動型大宗商品，在國內危機余波仍在、海外危機持續加重的背景下，對于外貿出口依存度較高的中國工業來說，是一次較為有力的沖擊，工業用電及三產服務業用電將成為社會用電增速的拖累，電煤消耗水平依舊呈現低迷的狀態，從而導致煤炭市場價格中樞繼續下移。

風險提示：

進口量大幅減少：進口煤是沿海電廠庫存的主要補充環節，一是可能作為國內市場調節器，而實行政策性收緊，二是可能因為海外疫情快速發展，出口國貿易暫時中斷或大幅減少。

需求增速超預期提升：海外疫情的不斷惡化是導致煤炭消費下滑的主要原因，但隨著各國的努力，也可能快速得以緩解，全球經濟漸入正軌。