中信期货：（动力煤）宽松态势明显 价格中枢下移

　　供给端稳步增长：随着安全大检查的不断调整，陕西榆林通过连续公布7批复产复工煤矿，榆林区释放国有及优质民营产能近4.2亿吨，带动陕西煤炭产量开始实现正增长，并带动“三西”地区煤炭产量增速提高，1-8月份晋陕蒙三地累积煤炭产量增速8.5%，较1-5月份提高4.1个百分点。对于四季度的生产，我们认为在煤矿利润仍然保持与长协合同继续维持的前提下，煤矿生产仍然可保持日均1000万吨的生产，并实现全年5%的净增长。

　　消费端或有增量：核电受季节性影响较小，且机组容量提高后，发电量与发电增速将继续维持；水电的增量可能与今年雨季较多，水电高发有关，四季度水电淡季，将进入收缩空间，对火电的替代将有所减少，预计四季度火电仍有回升空间，但回归到3%以上的增速难度较大。

　　中长期震荡偏弱：中长期来看，国内生产在仍有利润的保证下继续维持增量生产，进口量在进口利润优势明显下增量仍然存在，供给端的放量可能性较大；消费端虽有旺季消耗的加持，但是四季度能否有超预期需求是一个很大的疑问，且库存高基数背景下，华中内陆市场又有浩吉新线路的优质煤炭补充，北方下水采购存在减量可能。因此预计四季度后期市场呈现震荡偏弱的格局运行，底部区间有望突破550元/吨。

　　风险提示：进口政策收紧，消费需求超预期回升（上行风险）

　　一、供给端稳步增长

　　（一）改革进入尾声，产能结构调整

　　根据国家能源局在召开的“四个革命、一个合作”能源安全新战略五周年行业座谈会上透露，截至2019年中，我国累计退出煤炭落后产能8.1亿吨，淘汰关停落后煤电机组2000万千瓦以上，“十三五”去产能任务已经完成。煤炭消费比重历史性地下降到了60%以下，清洁能源消费比重从14.5%提高到22.1%，煤电机组供电煤耗累计下降13克标准煤，达到世界领先水平，单位GDP能耗下降20.3%。

　　全国生产煤矿产能进一步向三西地区集中，截至2018年12月底，三西地区生产煤矿合计产能22.6亿吨，占比64.1%，同比2015年的53.2%增加了10.9%。中小煤矿数量大幅减少，产能开始向大型规模矿井集中，截至2018年12月底，全国生产煤矿总计3373处，比2015年减少3033处，其中千万吨以上煤矿个数41个，比2015年增加20个，占比1.20%，比2015年增加0.92%；9万吨以下煤矿531个，比2015年减少2328个，占比15.7%，比2015年下降29.3%。

　　据国家统计局数据，2019年8月份，全国原煤产量31602万吨，同比增长5%，增速比上月缩小6.8个百分点；环比减少620万吨，降低1.9%；1-8月份，全国原煤累计产量240929万吨，累积同比增长4.5%，增速比上月扩大0.2个百分点。在安全大检查放松之后，原煤产量连续超预期回升，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。

　　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，上半年产量连续收到影响，5月份之前每月同比均处于两位数的负增长，累积同比降低13%，但“三西”之外的晋陕蒙地区却实现产量同比增长8.5%。贡献率最大的内蒙古地区5月份产量9200万吨，同比去年有1400万吨的生产增量，同比增长15%；而山西地区也有同比900万吨的增量，同比增长7.6%。

　　对于2019年初的陕西神木矿难，我们原预期全年导致该地区产量减产6000万吨-8000万吨，并导致全国总煤炭产量缩量3000万吨左右，而前5个月同比减产3000万吨，基本符合预期。但晋蒙两区的增量确实属超出预期，两地同比增量达到7000万吨，远超出陕西缩量的3000万吨，直接推动全国煤炭总产量继续实现同比净增长。

　　随着安全大检查的不断调整，陕西榆林通过连续公布7批复产复工煤矿，榆林区释放国有及优质民营产能近4.2亿吨，带动陕西煤炭产量开始实现正增长，并带动“三西”地区煤炭产量增速提高，1-8月份晋陕蒙三地累积煤炭产量增速8.5%，较1-5月份提高4.1个百分点。对于四季度的生产，我们认为在煤矿利润仍然保持与长协合同继续维持的前提下，煤矿生产仍然可保持日均1000万吨的生产，并实现全年5%的净增长。

　　根据海关总署公布的数据显示，2019年8月，中国进口煤炭3295万吨，同比增加427万吨，同比增长14.9%，环比上月基本持平，连续连个月维持3000万吨以上的进口量；2019年1-8月份，中国累计进口煤炭22028万吨，同比增长8.1%，增速较上月提高1.1个百分点。

　　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。

　　2019年，煤炭进口继续增量，除了中国煤炭需求继续维持正增长之外，与国际煤炭价格连续下滑，进口优势进一步提升有很大的关系。在全球性减少碳排放与清洁能源使用增长影响，欧美日韩等经济体煤炭需求大幅下滑，煤炭贸易景气度连续下滑，带动国际煤炭价格连续下降，2019年9月最新价格较近年最高点下降近50%，使得中国煤炭进口单吨减少10美金的成本，南方港口进口煤优势也连续保持在100元/吨以上。

　　2019年，总体上看，我国仍然将继续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；但是具体而言，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，尤其是在进口优势明显的前提下，预计2019年煤炭进口增速继续增长，总量可能达到3亿吨左右，但是仍然不排除配额继续收紧、维持总量控制的可能。

　　（一）二产用电增速回归，社会用电继续增长

　　根据国家国家统计局数据，2019年8月份，全社会用电量6770亿千瓦时，同比增长3.6%，较上月增速提高1个百分点；1-8月份，全社会用电量约4.7万亿千瓦时，累计同比增长4.5%。

　　随着城市化程度与居民生活水平的提高，城乡居民用电继续维持快速增长的态势，1-8月份居民用电4276亿千瓦时，同比增长6.8%。由此可见，居民用电的季节性因素依旧存有韧性，尤其是近几年以来，家用空调的销量一直保持较高的增速，且每百户空调保有量每年保持3%-5%的增速，民用电高需求几乎存在刚需的韧性增长。

　　在国内经济逆周期调整的刺激下，工业生产继续维持正增长，第二产业用电量三季度开始增速回归，8月份用电增速达到4.25%，超过全社会用电量0.7个百分点，对用电同比增速贡献率也大幅上升到75%的高度，显示了经济出现回升的迹象。在中米贸易终端缓和、国内经济结构调整的背景下，二产用电有望实现5%以上的增长，带动全社会用电继续达到5%左右的增幅空间。

　　近年以来，水电、核电等新能源装机容量大幅增加，根据《十三五能源发展规划》，到2020年新能源发电在一次能源消费中要达到15%，当前已达到14.3%，距目标一步之遥。2019年春节以来，四川、湖北等长江中下游水电集中地区，降雨量增加、水电提前进入高发状态，加之核电运行发电增量明显，对火电的替代性作用逐步增强。

　　从统计局上半年数据来看，2019年3月份，火力发电同比增速1%，低于全部发电同比增速4.4个百分点，初露疲软的苗头，进入4月份之后，连续5个月中有4个月在负值以下，最高也仅有0.1%增速，直接拖累火力发电8月份进入累积量的负增长。通过结构的细化分析，我们看到，水电、核电的大幅增长是今年火力发电进入负增长的额主要贡献者，尤其是夏季旺季的7-8月份，单月发电增量中，水电与核电增量均与火电增量平分秋色。

　　核电受季节性影响较小，且机组容量提高后，发电量与发电增速将继续维持；水电的增量可能与今年雨季较多，水电高发有关，四季度水电淡季，将进入收缩空间，对火电的替代将有所减少，预计四季度火电仍有回升空间，但回归到3%以上的增速难度较大。

　　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。

　　进入四季度，全国大范围炎热天气已经结束，空调制冷等装置的使用率将逐步下滑，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。

　　而到四季度中旬，也就是11月中旬，北方供暖逐步开始，南方也将进入寒冷供暖时间段，空调等耗电制热设备使用率提升，且由于冬季水电淡季，处于低迷状态，火力发电再次进入高发状态，煤炭消耗再次进入旺季。

　　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，当前电厂库存虽较旺季最高有所下降，但同比往年仍然处于历史最高位置，尤其是重点电厂库存。

　　电厂去库存的失败，直接导致的就是港口市场贸易煤的采购与拉运，在长协库存基数提高、市场贸易销售低迷情况下，不同结构的库存累积随即成为一种必然，进而将中下游个港口库存累积到历史同期高位。

　　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可能的有效措施主要就是进口政策的收紧以及冬季采暖季的超预期需求。

　　对于沿海电厂来说，进口煤的补充在2019年起到了重要的作用，这也是北港作业量难以提升但下游库存却一直维持高位的主要原因，因此四季度的进口煤，关乎到电厂库存有效补充来源的问题，再叠加旺季消耗，库存才有逐步去化的可能。但由于前期各环节库存积累严重，因此四季度即便收紧，也只能起到延缓库存累积的作用，要有效去化，还需要超预期需求的出现。

　　短期窄幅震荡：四季度初期，供给端受到大庆影响，生产难以有效增量，需求端矛盾重重，一方面沿海电厂消费淡季，日耗降低，去库存速度下降，补库节奏缓慢，另一方面北方冬储启动，地销积极，坑口销售良好。因此市场处于供需相对平衡，上下驱动皆有不足，预计震荡区间在570元/吨-600元/吨。

　　中长期震荡偏弱：中长期来看，国内生产在仍有利润的保证下继续维持增量生产，进口量在进口利润优势明显下增量仍然存在，供给端的放量可能性较大；消费端虽有旺季消耗的加持，但是四季度能否有超预期需求是一个很大的疑问，且库存高基数背景下，华中内陆市场又有浩吉新线路的优质煤炭补充，北方下水采购存在减量可能。因此预计四季度后期市场呈现震荡偏弱的格局运行，底部区间有望突破550元/吨。

　　投资策略：远期合约，逢高做空为主。

　　风险提示：

　　进口政策持续收紧：进口煤是沿海电厂库存的主要补充环节，四季度仍然存在全年总量控制的可能。

　　需求增速超预期提升：在中米贸易争端缓和、国内经济结构性调整的背景下，存在超预期回升的可能。