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文：黑色建材组
转自于中信期货黑色建材组 10月31日专题报告
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报告摘要
进口增量，沿海冲击较强：2019年1-9月份，沿海港口内产贸易煤下水发运量5.7亿吨，这2.5亿吨的进口煤贸易占比达到沿海贸易量的30%以上，替代能力也就代表了对内产煤的冲击能力，这也就出现了连续三个月沿海港口吞吐量同比负增长的现象，而且还是在7-9月份的煤炭消耗旺季时期。
产能扩张，内产持续增量：对于内产，我们通过对历史规律的分析以及电话调研，对2019年冬季生产量做不同情形下的预估，并对不同情形下的预估赋以权重进行计算，认为今年11-12月份，月均产量为不低于3.22亿吨，同比去年均值增加400万吨，累计增加预计不低于800万吨。
需求减少，火电增速难有亮点：对于电煤消费需求，我们通过对历史规律以及市场的分析，对2019年冬季消费量做不同情形下的预估，并对不同情形下的预估赋以权重进行计算，认为今年11-12月份，月均发电同比增速在3.2%左右，即同比月均发电增量在190亿千瓦时左右，则火电同比月均增速在110亿千瓦时以上，同比增加煤炭消耗480-500万吨，11-12月份累积新增1000万吨左右。
总结：我们对于即将到来的冬季燃煤消费旺季持较为悲观的态度，认为消费需求虽然仍有增长的空间，但需求增量不及供给增量，难以形成有效的去库存驱动能力，库存高位“堰塞湖”依旧是常态。而在供需总量宽松的情形下，长协价格难以成为有效托底工具，但依旧可能迟滞市场价格下跌的速度，类似于2015年的市场情况可能不会出现。
风险提示：进口配额大幅收紧；产地复产不及预期
正文
一、进口增量，沿海冲击较强
1、进口煤对沿海的冲击
自2016年供给侧改革以来，国内煤炭产量迅速减少，为弥补市场供需缺口，进口增加明显，但是由于国外煤炭到港成本优势明显，为防止低价劣质煤炭对国内市场产生较大冲击，同时从质量与通关总量上进行进口煤的管控措施。
2019年以来，随着煤炭进口量的逐月攀升，市场上不断出现对进口通关配额收紧的担忧，但是从实际操作来看，进口通关量不仅没有减少，甚至在7-9月份的旺季接连出现月均3000万吨以上通关量，直接推动累计进口量达到2.5亿吨的高度，而2018年同期也不过2.28亿吨，同比出现近一个月的增幅。
这2.5亿吨进口煤，基本分布于沿海港口地区，进而向其他地区扩散，那么这2.5亿吨在沿海市场具有多大的地位呢？我们从统计局数据来看，2019年1-9月份，沿海港口内产贸易煤下水发运量5.7亿吨，这2.5亿吨的进口煤贸易占比达到沿海贸易量的30%以上，替代能力也就代表了对内产煤的冲击能力，这也就出现了连续三个月沿海港口吞吐量同比负增长的现象，而且还是在7-9月份的煤炭消耗旺季时期。
2、煤炭进口增加源于成本优化
2019年的进口量一度超出市场对政策的预期，但是如果从市场化的角度来看，我们却能找到原因。2016年以来，在中国煤炭行业供给侧改革的刺激推动下，国际煤炭市场进入了周期性的复苏，国际煤炭价格出现大幅增长，进而推动了煤炭行业的一轮投资。从2017年开始，国际主流煤炭出口国产量与出口量大幅增加，但实际需求却并未出现同样的增长，多个经济体通过节能减排与减少燃煤机组的方式，减少了煤炭的消费量，国际煤炭贸易再次悄然进入供需宽松的环境，价格上涨动力不足，从2018年开始，煤价再次进入下行轨道，并一度达到2016年初期的价格水平。
国际煤炭价格的下行，对国内需求方来讲，自然是节省了大量的成本，从进口平均单价来看，2019年进口煤炭累计平均单价是79美金/吨，同比2018年正好降低10美金/吨；从进口总金额来看，1-9月份累计总金额为198亿美金，同比去年减少4亿美金，但是同比却增加了近2200万吨的煤炭。
3、冬季煤炭进口预估
从进口国别来看，主要来源国依旧是澳大利亚与印尼，澳大利亚的优质动力煤与冶金煤对国内来说是较大的结构性补充，而印尼的动力煤与褐煤是电厂需求消费较大的煤源，质量都较为稳定。从稳定国内市场秩序来看，在前几个月大幅进口下，国内市场受到较大的冲击，因此进口总量控制的措施仍可能继续执行，但是“一刀切”的可能性较小。
我们通过对历史规律与进口市场的分析，对2019年冬季进口量做不同情形下的预估，通关对不同情形下的预估赋以权重进行计算，认为今年11-12月份，月均进口量为2000万吨左右，同比去年均值增加500万吨，累计同比增加预计1000万吨，2019年进口总量可达到3.1-3.2亿吨左右。
二、产能扩张，内产持续增量
1、经济驱动下煤炭生产继续增加
陕西地区尤其是榆林地区，煤炭行业属于支柱性行业，煤炭采掘在财政收入中占比超过30%，上半年的大幅减产使得榆林财政收入出现同比负增长的状态，在国际贸易纠纷、国内经济转型的大背景下，任何一个地区都很难容忍经济长期性的负增长状态，这也就是榆林地区在安全大检查之后，允许有条件的优质国有大矿与民营大矿按照核定产能增产10%进行生产。
而对于集中度达到70%以上的晋陕蒙地区，与榆林地区情形类似，煤炭作为最大支柱性产业，且国有所属大矿比例较高，规模化程度的提高也降低了开采销售的综合成本，尽管国内煤炭价格大幅下行，但拥有较大比例国有大矿的“三西地区”仍旧具有较强的生产积极性。
从上半年煤炭产量来看，陕西省由于矿难后的安检限产影响，5月份之前一直处于减产状态，前5个月同比减少近3000万吨，但是伴随着安全大检查的结束，原计划6月30号检查结束，7月份放量生产，现实情况却是6月份生产便大幅放量，当月生产6362万吨，同比去年都有12.5%的增幅，将同比减量迅速拉回到只有1100万吨左右的较小差值。而从晋蒙两地来看，上半年数据更加亮眼，在陕西同比减量1100万吨的同时，两地实现累积9000万吨以上的同比增量，使得全国总量同比增加6000万吨以上。
2、冬季煤炭生产预估
2019年煤炭行业影响最重大的事件，就是神木“1.12”矿难，针对陕西煤矿尤其是榆林地区的安全检查持续了将近半年，对当地经济产生了较大影响。随着安全检查与限制的逐步解除，榆林地区优质产能大量释放，仅上半年通过连续7批的复产复工文件，就释放了生产产能4.2亿吨，且可以按照全年产能计划进行生产，这就意味着今年前几个月减产的5000万吨以上的煤炭可能会增量释放出来。
对于内产，我们同样通过对历史规律的分析以及电话调研，对2019年冬季生产量做不同情形下的预估，并对不同情形下的预估赋以权重进行计算，认为今年11-12月份，月均产量为不低于3.22亿吨，同比去年均值增加400万吨，累计增加预计不低于800万吨。
三、需求减少，火电增速难有亮点
1、清洁能源发电替代到底有多少
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2019年前期数据来看，由于水力发电与核电的增量替代，火力发电3月份同比1%的增速初显疲软端倪，4月份到8月份，连续5个月时间，基本都在负增长状态，而反观水电与核电，却基本都在5%甚至10%以上的高速增长状态。
如果从绝对数量值来看，我们看到2019年前9个月，同比去年累计增加发电2600亿千瓦时，而火力发电只有同比增加1100亿千瓦时，占比仅42%，下降近28个百分点；清洁能源发电达到1500亿千瓦时，占比达到58%，新增占比超过了火力发电，而往年同期只有30%左右，也就是净替代火力发电超过700亿千瓦时。
我们知道每度电平均消耗标准煤300克左右，那么700亿千瓦时就可以减少标煤使用2100万吨，而电厂入炉热值一般都是低于5000大卡的煤，因此实际减少煤炭使用不低于3000万吨，月均不低于350万吨电煤。因此，我们可以看到，在矿难之后通过供给端的的限制导致的阶段性减量，并没有在2019年春季出现类似于2017年“春节煤荒”一样的情况，很大原因就在于水电等清洁能源替代作用的增强。
2、火电仍是供应主力
我们在看到上半年清洁能源替代的同时，也要看到水力发电的季节性规律与天气的影响，2019年前期之所以水力发电持续增量，主要还是“厄尔尼诺现象”在春夏之际导致的降雨量增加，水电进入持续性的高发状态。进入冬季，水电进入淡季低发状态，同比增速大幅下降甚至可能出现负增长，对新增发电替代性几乎无影响。
而放眼核电，季节性规律并不明显，且近几年新增核电机组基本都处于5%以上的高增长，因此核电新增发电量具有可持续性，但是新增核电机组占比不过10%，因此月均新增发电贡献量难以超过60亿千瓦时，其他的风、光等发电替代更难以有明显亮眼表现，预计清洁能源同比月均增加80亿千瓦时以下。
3、冬季电煤需求预估
对于电煤消费需求，我们同样通过对历史规律以及市场的分析，对2019年冬季消费量做不同情形下的预估，并对不同情形下的预估赋以权重进行计算，认为今年11-12月份，月均发电同比增速在3.2%左右，即同比月均发电增量在190亿千瓦时左右，则火电同比月均增速就在110亿千瓦时以上，同比增加煤炭消耗480-500万吨，冬季11-12月份累积新增1000万吨左右。
四、总结：需求旺季虽至，去库驱动难成
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，数据显示，重点电厂煤炭库存已再次累积到9400万吨的历史高位，沿海六大电厂库存也从1600万吨开始继续攀升。
我们同样在前文中对即将到来的旺季供需情况进行了定量的分析，认为在正常情况下，2019年11-12月份同比新增供给量超过同比新增需求量500-800万吨。在供需同比增量仍旧处于正值的情况下，如果不考虑供给端或需求端的异常发生，将无法对终端库存有效去化到去年同期期末库存的水平之下，即重点电厂库存在进入2020年初期，仍旧处于7600万吨以上的高位，而对于即将到来的进口新年度通关配额与春节的临近，可能面临的是跟去年同期类似的年底抛货套现事件。
综上所述，我们对于即将到来的冬季燃煤消费旺季持较为悲观的态度，认为消费需求虽然仍有增长的空间，但需求增量不及供给增量，难以形成有效的去库存驱动能力，库存高位“堰塞湖”依旧是常态。而在供需总量宽松的情形下，长协价格难以成为有效托底工具，但依旧可能迟滞市场价格下跌的速度，类似于2015年的市场情况可能不会出现。
首发自中信期货报告20191031
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