下半年煤价仍有震荡回落空间

2020年上半年，受新冠疫情和供需错配影响，国内动力煤市场价格经历了缓慢上行、急剧下跌、持续上涨等三轮价格走势。在宏观经济恢复和产业政策导向相对利好、以及进口煤严控政策之下，国内煤炭供需缺口仍需修复，近期煤价易涨难跌，但从中长期来看，高位煤价将有下行调整空间。

一、上半年动力煤市场行情回顾

回顾2020年上半年，国内动力煤市场价格经历了缓慢上行、急剧下跌、持续上涨等三轮价格走势，价格区间469元/吨-577元/吨。

第一阶段：1月初-2月中下旬，供需双弱导致的缓慢上行阶段。前期由于岁末年关产地煤矿提前停产放假，加之12月产地煤矿事故影响，较多市场户发运提前停止，导致沿海市场港口库存大幅下降，在优质货源尤为紧缺之下，市场煤价整体偏强运行;后期由于国内新冠疫情爆发，各地实行严格的防疫防控措施，春节后上游煤矿生产和供应不足，产地煤价急剧涨至高位，同时煤炭运输受限颇大，进一步加剧环渤海港口资源紧张局面，煤价从556元/吨缓慢上行至577元/吨。

第二阶段： 2月下旬-4月底，疫情影响需求不足导致的持续下跌阶段。随着上游产运陆续恢复，叠加高速公路免费政策，各环节发运成本降低，但疫情影响下游企业复工缓慢，电厂煤耗和非电需求持续低迷，加之中下游港口库存快速累库至历史高位，各大煤企实行量价优惠，外加进口煤价格持续下挫，环渤海港口平仓价格接连跌破年长协、535基准价、随着煤价跌至历年低位，终端陆续释放部分需求，加之安全事故、煤企政策性减产保价等利多因素的释放，煤价跌幅止步于469元/吨。

第三阶段：5月份至今，终端需求集中释放叠加结构性缺货主导的持续上涨阶段。由于入夏前夕“南涝北热”天气之下水电乏力和居民用电上升，且部分外来电和特高压进入检修阶段，加之下游复工超预期加快，尤其高耗能产业需求强劲，导致各终端刚性需求大规模且集中释放，再有大秦线等主要运煤专线进入春检状态，使得环渤海日均运量下降10-15万吨，港口库存急降至历史低位。另外2005和2007期货合约交割背景下结构性缺货，1-4月国内煤炭进口量较大程度提前透支今年后期额度，以及市场交易双方情绪性因素等，促使市场煤价触底反弹至549元/吨，而后基于迎峰度夏电厂备货需求及产地安全生产、停限产要求和煤管票不足等因素，以及下游需求持续向好之下，煤价涨至572元/吨。

1、产地供应和价格方面

据国家统计局数据，2020年1-5月我国原煤产量14.7亿吨，同比增长0.9%。其中山西省累计产量3.95亿吨，同比增长1.6%;内蒙古累计产量3.91亿吨，同比下降8.6%;陕西省累计产量2.49亿吨，同比增长22.3%;1-5月晋陕蒙三省区原煤产量累计10.34亿吨，占全国原煤产量的70.3%，同比增长4.31%。

从产地价格来看，“三西”地区煤价呈现小“N”型走势，下面以山西5500大卡、榆林5800大卡和鄂尔多斯5500大卡三个主流坑口价格走势反映上半年产地市场煤价运行情况。内蒙地区从2月底开始“倒查20年涉煤反腐”、4月底严查煤矿超产并同时控制煤管票供应;陕西地区受煤管票紧张、严查黑煤、韩城煤矿安全事故导致安全生产高压;山西地区市场则受同煤塔山煤矿安全事故、两会期间煤矿停限产以及年产60万吨产能煤矿退出等，以上可以看出上游供应偏紧且增量放缓大致贯穿上半年产地煤市，在下游需求持续回暖之下，目前产地煤价逐渐回归年初水平。

2、港口调度和价格方面

从我网调研统计的全国55港口库存来看，上半年动力煤库存总量在5000-7000万吨震荡，其中环渤海港口库存呈现“W”型走势，江内港口库存呈先增后降至偏低位震荡走势，华南港口库存基本维持1600-1900万吨震荡走势。

从环渤海港口库存和调度来看，一季度环渤海港口煤市基本呈现中高位回落，港口调入调出量和锚地船只一度跌至近年最低水平，而后随着大秦线检修结束，铁路调入快速恢复高位状态，其中呼局批车次从20车涨至38车，大秦线保持130-135万吨满负荷发运;二季度环渤海港口煤市中高位水平，供需双旺局面，但由于港口结构性缺货行情显著，而下游市场需求颇强，因此煤价偏强运行。

从价格来看，受新冠疫情和供需错配影响，上半年煤价高低落差巨大(469～572元/吨，均价540元/吨)，供需两端不确定性明显加大，但469元/吨底部已然确立，下半年动力煤价格可能呈现“强-弱-强”局面，主要依据为：7-8月份中旬前，产地供应收缩叠加进口煤严控，而旺季需求颇强;后续随着煤价持续高位，入秋之后电煤需求回落，且进口煤或有放松预期;10月前后冬储用煤提升，外加年末进口煤额度严控收尾;因此，笔者预计下半年煤价波动区间530-600元/吨。

3、进口煤方面

进口煤是我国动力煤市场的外部补充，也是沿海电厂煤炭库存的来源之一。因此，政策性弹性调节(国内外价差决定)，一直是国内煤价的重要制衡手段。今年以来，鉴于全球范围疫情危机和外部市场变化影响，尤其我国进口煤严控政策，进一步加剧国际煤价下挫通道。即使其内外贸200元/吨左右的价差优势，但是目前国内多数沿海港口配额告罄，进口煤通关维持一船一议、异地报关已然禁止，除少部分电厂兑现固定采购进口煤外，多数电厂由于前期透支额度，预计7月中旬额度即将用尽，其余市场煤贸易活动基本难有操作空间，使得较多招标采购需求转向内贸煤。

据海关数据显示，2020年1-5月我国累计进口煤及褐煤14871.1万吨，同比增长16.8%，占2019年全年进口总额度的50%。若参照近两年进口量和后期情况预预估，剩余7个月的额度为1.4-1.5亿吨，平均每月进口量2100-2500万吨之间。另外据Mysteel空间数据显示，上半年澳洲动力煤累计发运量约0.99亿吨，同比下降13.74%，其中发往中国累计发货量约1990万吨，同比下降16.07%。

4、下游消费和存耗方面

2020年1-5月，全国全社会用电量27197亿千瓦时，同比下降2.8%。其中第一产业用电量297亿千瓦时，同比增长7.1%;第二产业用电量18098亿千瓦时，同比下降4.0%;第三产业用电量4296亿千瓦时，同比下降6.3%;城乡居民生活用电量4506亿千瓦时，同比增长5.2%。

2020年1-5月全国规模以上电厂发电量27325亿千瓦时，同比下降3.1%。其中火电累计发电量20010亿千瓦时，同比下降3.1%，水电发电量3558亿千瓦时，同比下降11.3%，其他清洁能源累计发电量3757亿千瓦时，同比增长10.6%。由此可以看出，二季度全国发电量较上季度加快恢复，在水电负增长、清洁能源平缓增长之下，有力推动火电发电量大幅正增长。

从电厂数据来看，沿海六大电厂和全国重点电厂煤炭库存和日耗大体遵循传统季节性走势，值得关注的是由于今年我国南方高温天气偏强和入夏前夕雨热同季略有提前，加之国内疫情基本得到控制后，社会企业复工复产超预期加快，主要产业经济回暖，下游煤耗需求加速增长，使得二季度社会用电负荷明显上升，而水电稍弱于往年水平，有效推动火电发电量大幅正增长。展望后期电厂库存和日耗走势，笔者认为在进口煤补充受限以及夏季安全库存考量下，电厂大概率继续维持高库存策略(预计23天以上)，市场煤补库需求呈少量且阶段性释放。

二、下半年动力煤市场走势展望

近期来看，首先，在宏观经济恢复和产业政策导向相对利好之下，疫情后市体现“六稳六保”要求，后续进口煤平控政策依然严峻。其次，港口市场煤种结构性紧缺局面难有缓解，叠加迎峰度夏传统旺季期间电厂煤耗需求可期，使得现阶段供需缺口仍将维持。再者，煤电长协迟迟不落实既放大了市场供需的波动振幅，也促使较多电厂提高了对市场煤采购需求，使得港口可售资源更显匮乏。最后，主产地煤价在供应偏紧和需求良好的情况下接连上涨，导致贸易发运成本增加。因此，鉴于近期市场供需面颇为乐观，现货煤价易涨难跌。

中长期来看，煤炭行业属于传统的重资产行业，具有投资较大、投资周期较长等特点，其供给端滞后与需求端的效应更加明显。第一、在国内危机余波犹存、全球疫情后市经济不确定性的背景下，部分外向型工业和制造业等社会电量消费水平难以持续维持高位水平，持续居高不下煤价不利于煤电行业长远的运行发展。第二、我国煤炭市场上下游边际供需偏宽松，以及当前价格高位运行于绿色空间上方压力，煤价难以获取持续性需求端驱动和稳定支撑。第三，夏季南方水电发力充沛和旺季电厂库存走高、以及环渤海港口累库预期，将一定程度制约终端采购需求，传统淡季下行近乎是必然事件。第四、虽然当前进口煤政策仍为收紧，但是旺季中后期或存放松可能性，从而降低对北方港口下水煤的需求放量。

综上所述，预计下半年动力煤市场走势前期偏强运行，中后期或有下行调整空间，价格区间540-600元/吨。