供应紧缺或已见顶 价格上涨动力不足

　　历史回顾：

　　上半年以来，动力煤期货价格总体走势可分为三个阶段，呈现跌涨跌走势，可谓波澜壮阔。第一阶段来看，一季度期价先涨后跌，由于上旬冷空气的来临导致需求持续释放，叠加供应偏紧的格局，供需错配导致价格延续去年的走势，一路上涨至历史新高；随后由于国家保供政策的推进，产地和进口煤的放松使得库存累积促使价格回落，且因春节假期下游需求减弱供应却强于历史，供大于求的局面使价格跌幅扩大。

　　直至3月初到了第二阶段，由于乐观预期，期货价格首先止跌回升，而后现货价格开始跟涨，主要由于内蒙煤管票制度恢复后，供给收紧的同时下游需求释放。

　　二季度5月份中旬开始了第三阶段，国家针对大宗商品尤其是黑色板块加强市场监管，一再调控市场价格，期货价格应声而跌，但由于供应端政策的矛盾性，供需错配的格局并没有得到缓解，价格重新探底回升。在商品研究框架上，宏观决定了价格的大势，产业的供需决定了价格的强弱，而季节性则把握了价格的节奏。

　　后市展望：

　　供给端有弹性，供应仍有增量：煤炭供应还是有一定的弹性的，可以参考去年冬季的保供情况，在保供期间产量快速上升，特别是内蒙古地区更是成为了主要增量。

　　能耗控制，工业需求预计环比减弱：今年七一后将实行碳控制和压减能耗，如前段时间对粗钢全年减产。且6月至8月是传统施工淡季，钢材、水泥等建材环比下滑，而由于今年用电紧张，多数水泥厂实行错峰生产，导致今工业生产带动的煤耗下半年将会明显感受到逐步收敛。

　　从季节性把握行情节奏：7月份是验证夏季需求高峰含金量的时候，日耗回升是否达到预期是关键，若价格持续跌至7月份，日耗回升超预期价格容易出现阶段底部；反之若价格在7月之前持续上涨，要看7月份前后需求和日耗是否达到预期，若不及预期7月份前后价格容易见顶。

　　一. 2021年上半年动力煤走势回顾

　　上半年以来，动力煤期货价格总体走势可分为三个阶段，呈现跌涨跌走势，可谓波澜壮阔。第一阶段来看，一季度期价先涨后跌，由于上旬冷空气的来临导致需求持续释放，叠加供应偏紧的格局，供需错配导致价格延续去年的走势，一路上涨至历史新高；随后由于国家保供政策的推进，产地和进口煤的放松使得库存累积促使价格回落，且因春节假期下游需求减弱供应却强于历史，供大于求的局面使价格跌幅扩大。直至3月初到了第二阶段，由于乐观预期，期货价格首先止跌回升，而后现货价格开始跟涨，主要由于内蒙煤管票制度恢复后，供给收紧的同时下游需求释放。二季度5月份中旬开始了第三阶段，国家针对大宗商品尤其是黑色板块加强市场监管，一再调控市场价格，期货价格应声而跌，但由于供应端政策的矛盾性，供需错配的格局并没有得到缓解，价格重新探底回升。在商品研究框架上，宏观决定了价格的大势，产业的供需决定了价格的强弱，而季节性则把握了价格的节奏。

　　二. 动力煤需求端

　　1.高通胀和出口高增奠定价格高位

　　今年随着疫苗接种的推进、疫情的好转以及美国政府持续推出的经济刺激政策使全球经济逐步共振复苏增长，经济数据持续好转，也促使通胀预期的加强。从下图可以看出，上半年美国的通胀预期持续上升，实际利率也在此影响下上涨。全球大宗商品，如：原油、铁矿石和铜的价格都随通胀有不同程度的走高。随着全球通胀的扩散，国内的通胀也温和回升，上半年PPI和CPI的同比持续上升，5月份最新数据来看，PPI同比增幅扩大至9，CPI也上涨至1.3%。在这宏观通胀的前提下，为动力煤的高价位奠定了基础。

　　同时，5月份，我国进出口总值3.14万亿元，同比增长26.9%，环比下降0.4%，比2019年同期增长20.8%。其中，出口1.72万亿元，同比增长18.1%，环比增长0.2%，比2019年同期增长19.5%。从数据上来看，出口持续高增长，说明中国强劲的产能为外需弥补了供应缺口，也代替了部分其他国家的份额。首先由于中国疫情控制较好，生产开工持续正常运行。且欧美经济逐步恢复，使得海外需求增加。而部分出口国受到疫情困扰，产能不足以恢复至正常水平，中国或代替了部分出口份额。内需与外需的同步增长，使生产端工业等相关耗煤增加，增加了动力煤的需求。

　　2.经济持续向好，用电需求提升

　　在上文提到，中国内外需求旺盛，经济持续向好，用电需求也有显著提升。根据中电联的数据，全国全社会用电量32305亿千瓦时，同比增长17.7%，分产业看，1-5月，第一产业用电量362亿千瓦时，同比增长21.6%，占全社会用电量的比重为1.1%；第二产业用电量21779亿千瓦时，同比增长18.6%，增速比上年同期提高22.6个百分点，占全社会用电量的比重为67.4%；第三产业用电量5483亿千瓦时，同比增长27.8%，增速比上年同期提高34.1个百分点，占全社会用电量的比重为17.0%；城乡居民生活用电量4681亿千瓦时，同比增长4.1%，增速比上年同期回落1.1个百分点，占全社会用电量的比重为14.5%。1-5月整体全国全社会用电量高于以往平均三年的18.45%。现在的用电量是处于一个季节性快速攀升的状态。而同比高增速也有去年由于疫情影响基数低的原因，由于去年下半年疫情恢复较快，所以今年下半年预计难以维持同等增速，但整体增速还是处在高位。

　　分产业来看，第二产业也就是工业用电量占了全社会用电量半壁江山，而第三产业产和城乡居民用电量又平分秋色，而第一产业占比较少，所以主要以二产来看，二产同比增速一直处于同期高位，对全社会用电量的增速贡献最大，说明下游工业需求持续释放。从电厂角度而言，今年整体日耗高于过去三年平均11%左右，而库存且低于过去约14%。在电厂处于一个非常重要的迎峰度夏的关节时间节点之时，高日耗低库存入夏给电力供应带来了较大的压力，后续需要关注8月用电高峰期的日耗峰值。

　　3.双碳政策下，能源结构变化

　　除了火电，新能源发电也在逐渐崛起，自2020年下半年以来碳达峰和碳中和被提及至国家战略当中后，引发了热烈讨论。通过数据来看，中国的碳排放能源结构中，煤炭占据了逾70%的大头，碳中和促使中国能源结构进行调整，从高耗能向清洁高效转型。总体来说，这是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革，也是一个长远的规划和布局，过程要持续50-60年，在这5、60年里，碳达峰和碳中和分为了3个阶段，首先2030年前要达到碳达峰，且2025年前电力率先实现达峰；2030-2050年加速脱碳，在2050年电力实现近零排放；到2050-2060年实现碳中和的目标。所以，煤炭不会一下子退出市场，由于电力不可储存都是即发即用，火电在发电领域可以说起到一个兜底的作用，美国之前德州大停电就是因为风电的停滞导致电力输送不足，所以碳中和的转型之路应该是缓慢有序的。

　　目前来看，除了火电外，最主要的发电方式就是水电了。虽然火电在整个发电量中占比达到了70%左右，但是水电对火电的挤出效应是不可忽视的，从下图中就能看出，火电与水电的发电量有非常明显的负相关性。近期由于南方进入梅雨季，雨水充沛，水电同比快速增长的同时，火电发电有小幅下降。

　　三. 动力煤供给端

　　1. 政策背景下，供应难有增量

　　从供应角度分析，一季度国内今年年初冬季保供政策开放了煤矿产区的开采和运输使煤炭供应量同期创下历史新高。春节期间，为了确保煤炭产量充足以及疫情防控原因，产地内许多大中型矿都有减少假期甚至不停工的情况促使煤炭供应量得到保证并高于历史同期。随着供应量的充足，煤价也随之回落。二季度起，由于保供政策的结束，内蒙古地区恢复了按照限定产能发放煤管票的制度。除此之外，山西、陕西地区开展了煤矿安全大排查活动也使两地产量有一定缩减。随着经济持续向好，下游工业需求的释放，供应端紧张的问题再次凸显，显现出“淡季不淡”的现象。在4 月上旬发改委已经召集大型煤电及相关企业召开会议，会议提出由于一季度煤炭价格过高，要求各煤矿生产企业按照冬季最高产量组织生产。政策传导至落地是需要时间的，产区对政策的口头反映略有钝化。但是，还没有等政策落地，4 月份连续发生的三起矿难使增产保供政策的落实蒙上了阴影，迫使煤矿安全检查升级。三大产区中，山西部分煤矿停产整顿，内蒙古部门煤矿停发煤管票一周，陕西以分局监察为主、省局抽查为辅的方式，对全省所有生产煤矿进行超能力生产监察。产区煤矿都按照核定产能生产，供应有小幅收紧。同时，环保检查也开始逐步介入，安全环保检查的常态化使供应难有增量。当价格还是难以抑制后，发改委又发布十项措施来调控煤价。

　　从图中可以看出，虽然今年原煤的产量高于过去平均三年的产量约12.5%，但在需求高速增长的前提下，供应仍然偏紧。导致紧供需格局的除了政策的矛盾以外，另一方面，碳中和的的背景下，新增产能的投资意愿有减弱的迹象，许多新建或扩建的煤矿进度放缓，像行业内较为期待的“郭家滩”、“巴拉素”等大矿需要一定时间建完投产，预计至少明年才有产量释放。

　　2. 2020年进口管控经验引导下，额度分配更合理

　　供给端另外一个重要的变量就是进口量，随着我国内产的增多，2019年下半年我国实行了进口煤通关额度，使进口煤起到了供应的补充作用，增加了供给端的弹性。经过时间和行情的考验后，我国进口限制制度有了更多经验，国家以及下游终端分配进口额度更加合理，类似于去年分配不匀导致上半年进口量大幅高于下半年的情况出现的可能性降低。海关总署的数据显示，我国2021年1-5月共进口煤及褐煤11117万吨左右，同比下降25.24%，今年进口同比有较大幅度的降低，由于去年进口量基数过大导致。此外，进口利润的降低也使部分国内买家对进口煤的兴趣下降。且近期海运费在高位徘徊，价格优势有所下降。

　　值得注意的是，澳洲煤炭的禁止进口使进口煤的煤种发生结构性变化。澳煤以高卡煤为主，而印尼煤等多数国家为低卡煤，澳煤的禁止使高卡优质煤种稀缺，现如今主要以增加哥伦比亚的煤炭来补充部分高 卡煤的需求。但是由于与澳煤、印尼煤等传统煤炭供应国家比，哥伦比亚海运时间更长，不受中国买家的喜爱。所以可直供终端电厂、水泥厂等煤碳量减少，也使可交割资源下降，只能从内产煤中采购高卡煤种，加剧了市场的矛盾。

　　四. 中转港：库存维持低位，煤炭结构性短缺

　　从之前的分析不难看出，今年动力煤的主题就是供需双增的背景下，供应端偏紧的格局，那么从库存情况是否可以反映出紧供需的特征呢。观察环渤海港的库存的走势图可以发现，北方港库存其实是处于一个历史中位水平的，但是华东港和南方港这么低的库存不能忽视，所以整体来看，库存是低位运行的。

　　环渤海港口库存的低位运行的原因其实有很多，首先由于供给侧改革，贸易商有所减少，后来又有长协的保供兑现比例的改革和提高，贸易商又有下降，直供长协的比例上升也使港口的周转率上升。第二是浩吉铁路的运行，也使部分煤炭不经过港口，通过铁路直接发运。今年进口煤的数量较少也是一个原因，还有就是港口的倒挂现象普遍，从图中可以看出，从19年起港口就多数时间处在倒挂，使得发运意愿降低。另一方面，期货交割的是有热值和硫份要求的，而目前港口库存高卡低硫煤的优质煤种偏少，导致了港口库存煤炭的结构性短缺。

　　五. 后市展望

　　1. 供给端有弹性，供应仍有增量

　　煤炭供应还是有一定的弹性的，可以参考去年冬季的保供情况，在保供期间产量快速上升，特别是内蒙古地区更是成为了主要增量。通过对产地的调研，我们发现内蒙古地区由于露天矿较多，而露天矿相较于井工矿开采更为安全高效，所以供应增长速度非常快，那么近期内蒙的临时用地得到批复使内产得到增量。还有一个增量就是陕西地区，近期的生态恢复综合治理工程以及核定产能的增加也是内产有另一个增量。从进口煤来看，之前有江苏、浙江、福建等地开放了除澳煤外的进口额度但对市场影响不大。主要是近期有澳煤到港还未通关，后期或对场地澳煤放松通关，使供应增加。

　　2. 能耗控制，工业需求预计环比减弱

　　今年七一后将实行碳控制和压减能耗，如前段时间对粗钢全年减产。且6月至8月是传统施工淡季，钢材、水泥等建材环比下滑，而由于今年用电紧张，多数水泥厂实行错峰生产，导致今工业生产带动的煤耗下半年将会明显感受到逐步收敛。虽然判断供应紧缺见顶，但是供应的传输是需要一定时间的，且迎峰度夏之时，价格什么时候能够回落，还需时间证明，但是对待高价市场以及过高的库存更需要提高谨慎。

　　2. 从季节性把握行情节奏

　　动力煤季节性因素之所以对价格的节奏起着主导性作用，是因为我国的用电需求有着非常强的季节性规律，每年2月份春节期间是我国用电需求的最低谷，3月集中复工形成用电量一个小高峰，4月份小幅回落，5至8月份用电量持续攀升，7、8月份出现全年重要的夏季用电高峰，9至10月回落，11—1月用电量再度回升12、1月出现冬季用电高峰。

　　由于电厂库存和日耗是动力煤价格季节性转折的核心动力，价格趋势的强弱和转折取决于供需在时间和空间上的错配，电厂发电用煤是动力煤的刚性需求，日耗是需求的决定性指标，但需求不确定性是最大的。电厂的库存高低决定了电厂在市场上采购的力度。动力煤市场的预期差主要来自电厂的日耗和库存，历史上的大行情也均由电厂的日耗和库存的预期差推动。7月份是验证夏季需求高峰含金量的时候，日耗回升是否达到预期是关键，若价格持续跌至7月份，日耗回升超预期价格容易出现阶段底部；反之若价格在7月之前持续上涨，要看7月份前后需求和日耗是否达到预期，若不及预期7月份前后价格容易见顶。 

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