复产压力在旺季仍可期 二季度动力煤市场展望

　　供给端存减量可能：在春节之前陕西省与榆林市相继出台的整改文件中，都提到了2019年要严格按照核定产能进行生产，如果政策执行完全按照整改文件的力度，则榆林区2019年减产量较为可观，考虑到升级改造的煤矿扩产能以及产能置换等技术性问题，2019年剩余月份仍旧可能减产超过6000万吨，对于全年供需环境将产生根本性的影响。

　　消费端季节性依旧：进入二季度，北方采暖季已经结束，全国大范围内尤其是南方仍旧尚未进入炎热天气时期，居民用电将维持在全年的底部区间运行，对于煤炭的消耗也会比旺季下降大约20%；而到二季度末，也就是6月份，全国范围内高温天气也将逐步袭来，届时空调开机出现巨大增量，煤炭消耗再次进入旺季，且夏季由于是南北方都是属于空调用电拉动，所以夏季用煤量较冬季日均用煤量要高出5%左右。

　　短期压力较大，旺季依旧可期：进入二季度，预计在坑口降价向港口传导的情况下，市场进入实际下行轨道，市场价可能回落至550-570元/吨附近，全年低价区可能在此时出现；而随着进入五六月份之后，日耗的提升与产地增量的有限性将同时产生共振作用，补库周期开始启动，尤其是到三伏暑期，快速拉起的高消耗将加速库存的去化进程，预计在此时将迎来一次更大的补库行情，市场可能会有一波较为可观的上涨，现货市场高度或在650元/吨以上。

　　风险提示：产地督察不及预期，消费需求加速下滑

　　一、供给端存减量可能

　　（一）停产督察影响，主产区减量明显

　　自神木“1.12”矿难之后，榆林区全部煤矿进入停产检查阶段，陕西发文将进行为期近半年的安全督察，与榆林区相近的内蒙古鄂尔多斯(600295)地区同样是产煤亿吨级的主产区，在矿难之后同样受到一定程度的影响。

　　据陕西煤矿安全监察局数据， 2019年1-2月，陕西省累计生产原煤5378.86万吨，同比减少2570.44万吨，下降32.34%。其中，央企在陕煤矿原煤产量1372.22万吨，同比减少66.08万吨；省属煤矿原煤产量1773.54万吨，同比减少254.68万吨；市县属煤矿原煤产量2233.10万吨，同比减少2249.68万吨，下降50.18%。

　　据鄂尔多斯能源局数据，2019年1-2月，全市销售煤炭10305万吨，同比减少641万吨，减幅5.9%。其中地方煤矿销售8128万吨，同比下跌812万吨，跌幅9.1%；神华集团销售煤炭2177万吨，同比增加171万吨， 增幅8.5%。

　　在煤矿生产过程中，国有大矿尤其是央企超大型矿，由于其自身技术先进、安全意识强，在本次停产检查中影响较小，蒙区煤矿甚至完全没有受到影响；而地方煤矿大多属于民营中小型矿井，安全措施不到位，在本次督察中影响较大。在本次安全督察过程中，陕西由于停产同比减少产量2570万吨，几乎全部是地方民营矿，鄂尔多斯由于煤管票等限制同比减少640万吨，全部是地方煤矿，两地总共减产量达到3200万吨。

　　（二）复产快于预期，超产政策存疑虑

　　春节之后，榆林市能源局于2月14日正式发布《全市第一批同意申请复工复产煤矿清单》与《全市煤矿安全生产大排查大整治第一批重大隐患挂牌督办企业清单》，第一批拟申请复产复工煤矿共计49座，涉及产能16880万吨/年；第一批挂牌督办煤矿44处，涉及产能6680万吨/年。

　　在2月24日，公布第二批拟申请复工复产煤矿共计15座，涉及产能3560万吨/年，其中陕煤集团旗下的柠条塔煤矿（合法产能1800万吨/年）本在第一批挂盘督办名单中，经过整改，得以在第二批申请中准备复产；在3月11日，公布第三批拟申请复工复产煤矿共计31座，涉及产能13170万吨/年，其中包括第一批挂牌督办煤矿13座，涉及产能2240万吨/年。

　　截至日前，榆林市能源局四批申请复产复工煤矿共计产能38185万吨，占榆林区有效利用生产产能的90%以上，挂牌督办煤矿产能仅剩余2205万吨。四批复产煤矿目前基本在复核签字过程中，蒙区二次矿难之后，市场预期榆林复产进程可能由此拖延，但两会结束之前，就已有超过3.3亿吨产能进入复核阶段实属超出市场预期，两会之后审查批复进程可能由此加快，预计四月中旬之前这3.8亿吨产能基本可以进入正常生产状态。

　　榆林区在矿难之后暴露出的问题不仅有安全隐患，而且还有众所周知的煤矿超能力生产问题，通过国家能源局产能数据与榆林市能源局产量数据对比发现，2018年榆林市全市有效利用生产产能3.6亿吨，而2018年全年产量却超过了4.5亿吨，超出核定生产能力9000万吨，超产率达到25%。

　　在春节之前陕西省与榆林市相继出台的整改文件中，都提到了2019年要严格按照核定产能进行生产，如果政策执行完全按照整改文件的力度，则榆林区2019年减产量较为可观，考虑到升级改造的煤矿扩产能以及产能置换等技术性问题，2019年剩余月份仍旧可能减产超过6000万吨，对于全年供需环境将产生根本性的影响。

　　（三）进口预期收紧，补充作用仍旧突出

　　根据海关总署公布的数据显示，2019年2月中国进口煤炭1764.1万吨，同比减少326.5万吨，下降15.6%，环比减少1586.2万吨，下降47.3%；2019年1-2月份，中国累计进口煤炭5114.5万吨，同比增长3.8%。

　　自2018年以来，我国严格执行煤炭进口调控各项政策措施，加强进口煤质量监管，规范煤炭进口秩序，具体而言，为保证电力需求，稳定市场价格，在价格可控的范围内，对于直供电厂的进口可能会有一定的放松。

　　因此2018年总体进口量较2017年略有增加，但基本维持在平控的状态，尤其是2018年11月之后的大幅收紧，使得12月份进口通关量大幅缩减到1000万吨左右，不过这也导致了2019年1月份的集中通关，使得1月进口量达到3350万吨之高，同比去年增加20%，而去年1月份由于冬季煤荒与进口集中通关，进口量历年同比本来就高。

　　进入2019年以后，相关部门继续严格执行相关质量管控政策，叠加春节效应与1月份的大量通关，2月份进口下降到1760万吨，同比下降15.6%，1-2月份累计进口总量5110万吨，同比增加3.8%，因此总体来看，春节前后2个月进口总量并未有所减少，甚至出现了增量。根据春节前相关措施预估，后期在进口质量管控上，会继续按照月度指标监管，进口贸易煤通关仍旧相对趋紧，但是对于电厂保供上仍旧会相对放松。

　　二、消费端季节性依旧

　　（一）社会用电增速放缓，天气因素作用突出

　　2019年1-2月，全社会用电量1.1万亿千瓦时，同比增长4.5%，用电增速同比放缓。第二产业用电量7059亿千瓦时，同比增长1.2%，增速比上年同期回落10.3个百分点，第二产业用电增速明显收窄；伴随着天气因素对城乡居民生活用电的影响程度逐年提高，城乡居民生活用电1899亿千瓦时，同比增长11.1%，对全社会用电量增长的贡献率也达到了28.94%。

　　2019年二季度，就第二产业来看，由于经济下滑、出口受限，第二产业用电维持低速增长；就民用电来看，二季度前期北方采暖季已过，南方也摆脱低温天气，南北方空调与热电逐步进入淡季，民用电消耗进入全年底部区间，由此拖累全社会用电量增速在5%左右。

　　（二）火力发电增速回落，清洁发电替代增强

　　根据国家发改委和国家能源局发布的《能源发展“十三五”规划》和《电力发展“十三五”规划》要求，预计2019年，全国发电装机容量即可达到19.7亿千瓦，同比2018年新增7000万千瓦左右；其中煤电装机容量下降到10.1亿千瓦，气电装机容量增加到1.1亿千瓦，非化石能源发电装机容量将超过规划的7.7亿千瓦，清洁能源发电趋势明显。

　　根据国家统计局数据来看，2019年1-2月份，全国总发电10981.9亿千瓦时，日均发电186.1亿千瓦时，增长2.9%，同比增速回落较多主要受同期基数较高、天气偏暖等因素影响，但2月份发电量同比增长6.8%，增速比1月份明显上升。

　　细分来看，2019年1-2月份，火力发电8426亿千瓦时，同比增长1.7%，增速较去年同期回落8个百分点，较12月份回落4.3个百分点，增速回落较快；水力发电1352亿千瓦时，同比增长6.6%，增速提高0.7个百分点；核电发电484亿千瓦时，同比增长23%，连续两年维持10%以上增速。

　　预计二季度，水力发电进入旺季，清洁能源装机容量继续增加，对火电替代性将更加明显，尤其是在经济基本平稳、用电量处于温和扩张期，电力装机结构的升级转换可能速度较快。

　　（三）煤炭消费季节轮换，迎峰度夏仍存亮点

　　随着居民用电在全社会用电量的占比逐渐增大，居民生活影响因素对于发电燃煤的影响尤为关键，在冬季和夏季两个用电高峰，发电用电量季节性与煤炭消耗的季节性都特别明显。

　　进入二季度，北方采暖季已经结束，全国大范围内尤其是南方仍旧尚未进入炎热天气时期，居民用电将维持在全年的底部区间运行，对于煤炭的消耗也会比旺季下降大约20%，对于沿海六大电来说，日均煤炭的消耗也会从旺季日均70万吨/天以上下降到60万吨/天，推算到全国，就是日均减少用煤量大约150万吨。

　　而到二季度末，也就是6月份，全国范围内高温天气也将逐步袭来，届时空调开机出现巨大增量，煤炭消耗再次进入旺季，且夏季由于是南北方都是属于空调用电拉动，所以夏季用煤量较冬季日均用煤量要高出5%左右。

　　三、库存端两极分化更为明显

　　（一）产地库存依旧较低，电厂库存决定市场

　　发生在2019年对市场影响较大的事件就是春节之前的“神木1.12矿难”重大安全事故，这次事故直接导致的影响分为两个阶段：一是榆林区几乎全部煤矿停产，虽然考虑到春节放假因素，但时间仍旧提前了近半个月，而且节后开工缓慢，截至两会结束，虽有三批陆续进行审批待复产，但全部进入正常生产仍然可能要到四月份影响产量同比减少超过3000万吨；二是停产与“明盘”项目煤矿的查处更加严格，榆林区涉及超能力生产产量达到9000万吨，这部分可能也包括部分“明盘”项目，陕西省与榆林区的文件都提到了要对超能力生产进行眼里查处如果政策执行到位，对于二季度的减产量也不会低于3000万吨。

　　第一阶段的影响基本对应的是今年的一季度市场，在主产区减产与安全督察的过程中，坑口站台库存下降到了历史低位，“二次矿难”之后，坑口拉运车排队等待时间更长，坑口生产难以弥补站台库存消耗，造成库存大幅降低，甚至不少站台无煤可拉。

　　坑口在供需严重错配的情况下，大幅提涨价格，这也直接导致了港口平均发运成本从节前的630元/吨上涨到670元/吨，严重倒挂下贸易商市场发运基本暂停，港口价格水涨船高。但是港口价格的大幅上涨遇到了煤炭“淡季高库存”这一压力线，电厂自身库存的蓄水池功能对于平抑市场波动起到了较大的对冲作用，而电厂的库存也在实际的缺煤情况下得到有效去化。

　　一季度的停产导致了减产3000多万吨，对于下游终端的影响结果是重点电厂库存一个月以内从8200万吨下降到6700万吨，去库存1500万吨，降幅达到18%；沿海六大电厂虽有长协进行保供，但坑口尤其是民营矿的持续停产，造成了大型煤企外购的不断流标，长协量难以持续高位供应，沿海六大电厂库存也在一个月以内从1740万吨下降到1600以下，去库存达到150万吨，降幅9%左右。

　　第二阶段的影响首先对应的就是即将到来的二季度市场，根据以上对一季度库存去化的分析，我们可以同样来推算二季度头半段如果不集中补库的库存减量情况。如果超产问题严格执行，榆林主产区减量将不低于3000万吨，而根据我们的调研，蒙区和晋北今年增量有限，那么对应的电厂库存大概率将是重点电厂低于5500万吨以下，居于历史中低位水平，沿海六大电厂库存下降到1450万吨附近，虽仍在历史高位但对于二季度后期进入旺季来说，快速增长的日耗同样会加速库存的去化，对于有过18年“煤荒”影响的电厂来说，同样是不安全的边际库存。

　　（二）北方港口调入增加，江内市场博弈加剧

　　在矿难停产以及缓慢复产阶段，贸易户发运大幅减少，环渤海港口的库存变化量却并未出现大幅减少，其原因还是港口库存的结构主要以长协直供为主，在大秦线山西煤以及合同履约率的保证下，港口到货量一直维持正常区间，而下游即将结束采暖季用煤高峰，没有大批量采购需求释放，终端拉运水平一般，因此环渤海港口基本维持2000万吨左右的正常库存，甚至这个库存数据同比往年看还是偏高的。

　　而长江口由于市场贸易占比相对较高，因此受市场影响较大。矿难前夕受市场悲观情绪影响，江内贸易商纷纷抛货套现，导致贸易煤库存大幅下降至同期较低位置；而在矿难后，市场情绪扭转，海运费又处于历史低位的同时，乐观预期与库存低位再次刺激了阶段性贸易补库，江内库存由此上升，同时也由此增加了北方港口的市场询盘，直接推动了价格上涨。

　　那么到了矿难处理的第二阶段，同样对应的是2019年的第二季度。二季度初期，在市场进入淡季、采购减少的前提下，主产区的复产会直接导致坑口煤源增加以及坑口价格的第一波大幅下降，煤源的增加使得大矿外购量增加，长协发运量增加，而坑口价格的下降使得两地价差收敛，倒挂修复到可接受空间，市场发运也会由此增加，北方港库存进入增加阶段。

　　而随着后期电厂库存的减少以及产地查超的进行，库存的上升存在一定的限制，伴随着电厂库存的下降向江内库存传导，下游港口及终端会进入一波的新的补库周期，发生时间大概率会在5月份，查超力度严格则时间早些，可能是五月初，松懈一些可能会是五月底。

　　四、短期存在压力，旺季依旧可期

　　短期压力较大：进入二季度，用煤高峰已过，民用电边际增量大幅缩减，煤电消耗淡季到来，去库存速度将再台阶；此时产区复产量增加，供给端存在显著增量，预计在坑口降价向港口传导的情况下，市场进入实际下行轨道，市场价可能回落至550-570元/吨附近，全年低价区可能在此时出现。

　　旺季依旧可期：淡季高库存在五月份之前使得主产区总产量缩减的效应难以有效体现，而随着进入五六月份之后，日耗的提升与产地增量的有限性将同时产生共振作用，补库周期开始启动。尤其是到三伏暑期，也就是在二季度末与三季度初，快速拉起的高消耗将加速库存的去化进程，预计在此时将迎来一次更大的补库行情，市场可能会有一波较为可观的上涨，现货高度或在650元/吨以上。

　　投资策略：短期存在压力，逢高做空为主；后期旺季可期，存趋势性做多可能。

　　风险提示：

　　产地督察不及预期：主产区超能力生产与“明盘”项目的督察是后期减量的主要原因，也是有效去库存的前提，但存在督察不及预期的可能。

　　消费需求加速下滑：国内外环境复杂，经济增速继续回落，消费需求有不及预期、加速下滑的风险。

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