報告摘要

內產增加，總量與結構性雙優化：從煤炭生產品種來看，陜西地區生產的煤種基本上都是動力用煤，且全省生產的煤炭70％以上都在陜北的神府煤田，這一塊完全屬于優質低硫、高卡煤種，隨著三大路局的降費保供，陜煤出陜能力增強，上半年一度出現的低硫高卡煤結構性短缺現象甚至交割煤難尋的狀況得到較大的改善。

需求低迷，氣候影響拖累夏季煤耗：從今年的氣候情況來看，厄爾尼諾天氣先是影響了二季度的水電，春季降雨量的增加，直接推升了水電的持續高發，二季度水電增量月均200億千瓦時以上，直接影響煤炭消耗月均在600萬噸以上；再是沿海雨季的延長，使得全國大范圍內進入高溫的時間點同比去年晚10天左右，導致高溫時間較短，氣候的影響拖累夏季沿海煤耗日均減少近10萬噸，推導到全國火電廠就是約100萬噸的量。

庫存惡化，多環節累積猶如堰塞湖：縱觀各環節的庫存，高基數與低耗速的特點，致使庫存猶如堰塞湖一般的存在，有效化解的方法只有從兩極入手，一是供給端減產縮量或進口的配額大幅收緊，間接加速各環節庫存層層去化；二是需求端消耗增加，直接加速庫存的去化。而從目前情況來看，中短期內能夠看到的有效措施主要從供給端考慮，即“70周年大慶”引起的安監限產與進口配額的收緊。

總結：遠憂漸近，市場風向看長協議價。在市場價跌破長協價諸多支撐位之后，下游終端可能在利潤驅動下選擇市場采購以保障正常庫存，由此可能對市場產生一定的支撐，價格可能會出現抵抗性的反彈。但是長協價格亦是參考現貨價格動態調整，因此對于底部區間的預期還需看長協的議價。

風險提示：進口配額收緊；宏觀需求超預期

正文

迎峰度夏以來，我們不斷進行市場追蹤，在《夏季已至，煤炭旺季何在》中對市場的結構性矛盾進行了分析，并提出煤炭價格底部區間在550-570元/噸的推斷；在《繼續反彈驅動不足，煤市旺季仍需等待》中進一步分析夏季煤炭市場再次出現旺季落空的可能。而隨著時間進入8月中旬，立秋已過、末伏開啟，三伏酷熱基本結束，中下游庫存卻仍舊未能出現有效去化的跡象，進口收緊傳聞也同樣一直不絕于耳，因此本文將通過梳理市場主要矛盾，力求尋找到煤炭價格的未來走勢與方向，

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內產增加，總量與結構性雙優化

據國家統計局數據，2019年6月份，全國原煤產量3.33億噸，同比增長10.4％，增速比上月擴大7個百分點，環比增加2100萬噸，增長6.7％，日均產量超過1100萬噸。6月份原煤產量繼續超預期回升，增速回歸上升通道，不僅扭轉市場對原煤產量的繼續收縮預期，而且體現出坑口產出彈性較大、保供能力可控性較強的特點。

而從分地區煤炭產量來看，陜西省由于礦難后的安檢限產影響，5月份之前一直處于減產狀態，前5個月同比減少近3000萬噸，但是伴隨著安全大檢查的結束，原計劃6月30號檢查結束，7月份放量生產，現實情況卻是6月份生產便大幅放量，當月生產6362萬噸，同比去年都有12.5％的增幅，將同比減量迅速拉回到只有1100萬噸左右的較小差值。而從晉蒙兩地來看，上半年數據更加亮眼，在陜西同比減量1100萬噸的同時，兩地實現累積9000萬噸以上的同比增量，使得全國總量同比增加6000萬噸以上。

陜西地區尤其是榆林地區，煤炭行業屬于支柱性行業，煤炭采掘在財政收入中占比超過30％，上半年的大幅減產使得榆林財政收入出現同比負增長的狀態，在國際貿易糾紛、國內經濟轉型的大背景下，任何一個地區都很難容忍經濟長期性的負增長狀態，這也就是榆林地區在安全大檢查之后，允許有條件的優質國有大礦與民營大礦按照核定產能增產10％進行生產。

而從煤炭生產品種來看，陜西地區生產的煤種基本上都是動力用煤，且全省生產的煤炭70％以上都在陜北的神府煤田，這一塊完全屬于優質低硫、高卡煤種，隨著三大路局的降費保供，陜煤出陜能力增強，上半年一度出現的低硫高卡煤結構性短缺現象甚至交割煤難尋的狀況得到較大的改善。而從近期港口調研的情況來看，適宜用來交割的Q5000與Q5500的低硫煤種相對比較充分，在ZC1905與ZC1907上發生的交割行情，在ZC1909尤其是之后的幾個合約上，可能很難再現。

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進口存變，下游疑似時間差操作

自2016年供給側改革以來，國內煤炭產量迅速減少，為彌補市場供需缺口，進口增加明顯，但是由于國外煤炭到港成本優勢明顯，為防止低價劣質煤炭對國內市場產生較大沖擊，同時從質量與通關總量上進行進口煤的管控措施。2019年以來，隨著煤炭進口量的逐月攀升，進口通關配額收緊再度出現，尤其是7月份進口量達到3288萬噸，1-7月份累積進口超過1.87億噸，按照2018年額度，剩余5個月的額度不足1億噸，再次引起市場對下半年進口量的擔憂。

從穩定國內市場秩序來看，進口總量控制的措施仍舊需要繼續執行，下半年幾個月的進口煤補充確實存在著一定的變數，但是鑒于前幾年的具體操作，我們認為可能引起的實際市場變化較小。從總量來看，2017年進口煤炭總量較2016年同比增加1500萬噸左右，2018年同比2017年增加1000萬噸左右，進口總量平控落實相對比較到位；而從2018年的進口操作上來看，前11個月進口大量補充，推高下游終端庫存與港口備用庫存，12月份雖然進口量較少，但由于1月份屬于新一年度的額度，因此年終年末平均，每月進口量實際并未減少太多。

這種打時間差的操作方式使得電廠在采購中占有較大的主動權，從今年前幾個月的進口量來看，我們認為繼續沿用這種方式的可能性仍然較大，那么剩余5個月的前4個月月均進口量仍可在2100萬噸-2350萬噸之間，實際減量沖擊較小。因此，我們對于三季度市場上存在的進口收緊的影響持有中性的態度，在夏季市場，進口煤對于電廠庫存的補充作用仍舊突出。

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需求低迷，氣候影響拖累夏季煤耗

煤炭屬于大類工業品，下游需求的拉動才是煤炭行業市場繁榮的主要驅動，亦是價格上漲的主要原因。在之前的文章中，我們分析過，2016年以來的供給側改革，之所以能夠快速實現價格的反彈，其主要原因在于經濟的持續韌性以及對電力的需求拉動，用電同比增速均在5％以上，2018年更是全年在8％以上。

在經濟韌性持續的同時，我們也看到了通過房地產刺激經濟的不可持續性，從前期政治局會議的文件來看，國家經濟結構急需轉型。那么在轉型過渡期，經濟的高速發展自然會受到一定的影響，而決策層也表示了對GDP可能下滑的容忍度，因此，電力需求的快速增長也就難以持續。2019以來，社會用電量的增速連續下滑至5％甚至以下，這也是情理之中。

宏觀經濟的轉型與電力需求的增速下滑，是煤炭消耗減少的大背景，而在夏季市場中，我們之前也同樣提到，7-8月份民用電的季節性增量在1000億千瓦時左右，這個數字甚至略高于工業用電的增量，由此可見夏季市場的主要驅動因素其實是季節性問題，背后的主因就是氣候變化。

從今年的氣候情況來看，厄爾尼諾天氣先是影響了二季度的水電，春季降雨量的增加，直接推升了水電的持續高發，二季度水電增量月均200億千瓦時以上，直接影響煤炭消耗月均在600萬噸以上；再是沿海雨季的延長，使得全國大范圍內進入高溫的時間點同比去年晚10天左右，導致高溫時間較短，用電高負荷時間也較短，今年夏季沿海電煤日耗80萬噸及以上僅有6天，且最高才81.7萬噸，而去年同一時間內為25天，且最高達到85萬噸。由此可見，氣候的影響拖累夏季沿海煤耗日均減少近10萬噸，推導到全國火電廠就是約100萬噸的量。

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庫存惡化，多環節累積猶如堰塞湖

通過前文的分析，我們可以看到供強需弱、供需寬松是當前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甚至不降反增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與進口等措施的保障下，需求的低迷降低了去庫存的速度，在本就高基數的前提下，旺季去庫存幾近失敗，當前的庫存幾乎接近于電廠可以容納的最高庫存；電廠去庫存的失敗，直接減少的是距離最近的江內港口與華南沿海港口的拉運與采購，而上游港口的疏港與進口的到港仍舊存在；與下游港口類似，中游的環渤海港口雖有疏港的執行，但調入持續大于吞吐的凈盈余，將庫存累積到歷史同期最高位置。

縱觀各環節的庫存，高基數與低耗速的特點，致使庫存猶如堰塞湖一般的存在，有效化解的方法只有從兩極入手，一是供給端減產縮量或進口的配額大幅收緊，間接加速各環節庫存層層去化；二是需求端消耗增加，直接加速庫存的去化。而從目前情況來看，中短期內能夠看到的有效措施主要從供給端考慮，即“70周年大慶”引起的安監限產與進口配額的收緊。

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總結：遠憂漸近，市場風向看長協議價

從中短期來看，需求淡季即將到來，去庫存速度再次下一個臺階，在庫存高基數的前提下，市場對于后期的冬儲預期也較為悲觀，價格連續破位下行。在月度長協595元/噸以及590元/噸的支撐連續跌破之后，接下來的支撐就是長協綜合價575元/噸附近以及年度長協550元/噸。

而在市場價跌破長協價諸多支撐位之后，下游終端可能在利潤驅動下選擇市場采購以保障正常庫存，由此可能對市場產生一定的支撐，價格可能會出現抵抗性的反彈。但是長協價格亦是參考現貨價格動態調整，因此對于底部區間的預期還需看長協的議價。