报告摘要

年度市场观点：2019年紧平衡格局得到基本缓和，宽松态势逐步显现，全年煤价中枢预计在580-600元/吨。到2020年，供给端维持增长，需求增速回落甚至负增长，供需缺口得以大幅修复，供需状况继续宽松，预计现货价格波动区间下移到500-600元/吨，价格中枢将下移到550元/吨以内。

供给能力稳步增长：随着煤炭产量的继续增长以及供需宽松态势的改变，煤炭行业利润可能继续压缩，而由于目前各大煤炭企业净利润水平依旧较高，2020年产量压缩的积极性可能并不明显，甚至继续处于扩张区间。但考虑到利润水平的压缩与近两年的基数较高，产出增速可能会下降到3%以下，国内煤炭总产量可达到38亿吨左右。

消费需求增速回落：出于对未来宏观形势的预期，高耗煤行业增速乏善可陈，增量难有亮点，预计2019年全年商品煤消费量在39.5亿吨左右，增速在0.5%左右，动力煤消费33亿吨，基本持平于2018年消费量。2020年，预计消费水平将持平于2019年，煤炭消费总量依旧在40亿吨左右。

库存去化仍是难点：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，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消费旺季的超预期需求。

操作建议：区间操作与逢高做空相结合。

风险提示：进口政策大幅收紧，消费需求超预期回升（上行风险）

正文

一、供给能力稳步增长

（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，其中千万吨以上在产煤矿个数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%。

（二）优质产能释放，规模化效应明显

根据能源局公告，截至2018年12月底，安全生产许可证等证照齐全的生产煤矿3373处，产能35.3亿吨/年；已核准（审批）、开工建设煤矿1010处（含生产煤矿同步改建、改造项目64处）、产能10.3亿吨/年，其中已建成、进入联合试运转的煤矿203处，产能3.7亿吨/年。

具体细分来看，煤矿产能分布方面，产能大多集中在100-500万吨，合计产能规模近19亿吨，占比达到41.26%；1000万吨以上超大型煤矿产能规模合计9亿吨，占比达到19.74%；30万吨及以下小型煤矿产能规模合计3.33亿吨，占比为7.27%。煤矿矿井数量方面，30万吨及以下矿井仍旧数量最多，总共1942座，占比达到44.31%；而1000万吨及以上生产及建设矿井总数量增加到59座，比2017年底增加11座。

从产能的地域分布来看，三西地区产能集中度进一步提升，晋陕蒙三省区总产能占比达到65%，其中千万吨级超大型矿井数量达到52座，占全国千万吨级以上超大型煤矿数量的88%，合计产能8.3亿吨，占全国超大型矿井总产能的比例超过92%，单井规模达到1600万吨，远超其他地区。

（三）产出弹性增大，保供能力依旧

据国家统计局数据，2019年10月份，全国原煤产量32487万吨，同比增长4.4%；1-10月份，全国原煤累计产量306309万吨，累积同比增长4.5%，增速与上月持平。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，上半年产量连续受到影响，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，1-10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，并可实现全年4%的净增长，带动全国产量达到37亿吨左右。

随着煤炭产量的继续增长以及供需宽松态势的改变，煤炭行业利润可能继续压缩，而由于目前各大煤炭企业净利润水平依旧较高，2020年产量压缩的积极性可能并不明显，甚至继续处于扩张区间。但考虑到利润水平的压缩与近两年的基数较高，产出增速可能会下降到3%以下，总产出达到38亿吨左右。

（四）进口增量明显，总量或有突破

根据海关总署公布的数据显示，2019年10月，中国进口煤炭2568万吨，同比增加260万吨，同比增长11.3%，连续四个月达到10%以上的同比增长；2019年1-10月份，中国累计进口煤炭27624万吨，同比增长9.6%，增速较上月提高0.1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。

而到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11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常年保持在平均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3.1亿吨左右，但是仍然不排除配额继续收紧、维持总量控制的可能。而考虑到市场因素，2020年煤炭价格中枢大幅下滑，进口优势可能大幅压缩到往年同期水平，进口增量积极性可能受到影响，总量将下滑到2018年同期水平。

二、运输格局继续优化

（一）交通运输行业的供给侧—货运向铁路倾斜

自2013年之后，伴随着全国大规模的基建，高速公路建设速度不断提升，货运逐渐向公路运输转移，我国铁路货运量已连续三年负增长，截至2016年底，我国累计实现铁路货运量33.3亿吨，较2013年的高点39.67亿吨下降6.35亿吨，同比下降幅度达到16%。而进入2017年后，受到宏观经济触底企稳、公路治超和油价上涨等因素带来的铁路运量回流，我国铁路货运量开始大幅回升，截至2019年9月份，我国累计实现铁路货运量31.55亿吨，大幅扭转铁路货运下滑趋势，同比增长6.1%，预计2019年全年将达到42亿吨。

在全部铁路货运量中，煤炭货运量占比始终保持相对稳定的状态，煤炭铁路货运量在全部铁路货运量的占比维持在60%左右。因此，与全部铁路货运量的趋势类似，我国煤炭铁路运量也经过了连续三年的负增长后，在2017年迎来了货运量的大幅回升。截至2017年底，全国煤炭铁路发运量21.55亿吨，同比增长达到13.42%；而2019年1-9月，累积发运量达到18.2亿吨，同比增幅达到2.8%。伴随着“公转铁”政策的进一步升级以及“浩吉”铁路煤运大通道的开通，预计2019年乃至2020年煤炭铁路运量超过24亿吨将成为大概率事件。

（二）“西煤东运”能力增强，“北煤南运”格局优化

我国主要铁路运煤通道，基本上都集中在“三西”煤炭外运通道上，而且基本都是属于“西煤东运”的外运通道，主要由北通路（大秦、朔黄、张唐、丰沙大、集通、京原）、中通路（晋中南、邯长、胶济、石太、太焦）和南通路（陇海、侯月、西康、宁西）三大横向通道组成。

但需要注意的是，随着浩吉铁路（蒙华铁路）的开通，中国 “北煤南运”第一铁路货运通道正式开启。浩吉铁路是国内最长运煤专线——蒙西到华中煤运铁路，规划设计输送能力为2亿吨/年。2019年9月，浩吉铁路正式建成通车，根据铁路运营数据分析来看，该线路需要达到亿吨级运输能力方能缓解 “三西”地区煤炭运力不足的现状，而线路开通到达到设计运能的50%，至少需要5年的时间，因此预计2025年之前，铁路外运重点仍在“西煤东运”主流通道之上。 

（三）港口吞吐继续增加，铁水联运优势仍存

在全国沿海主要港口中，环渤海港口的地位非常重要。多年来，环渤海港口的煤炭发运量在全国沿海港口煤炭发运总量中所占的比例一直在90%左右。2019年前三季度，全国主要港口煤炭下水发运量5.89亿吨，同比增长5%，其中环渤海港口达到5.32亿吨，占比达到90.4%；秦皇岛港口煤炭发运量为14581万吨，占我国下水煤炭的24.8%，正常库存量600万吨左右，日均周转量60万吨。

经环渤海港口中转的煤炭，来自山西、陕西、内蒙古三省（区）的占90%，来自中煤、神华、同煤、伊泰四大集团的占70-80%。经环渤海港中转的煤炭主要消费群体集中在浙江、上海、长江流域（南通、张家港、扬州、江阴等地）、福建、广东，其中浙江、上海等地消费比例达到40%以上，福建、广东占20-30%，也有少量流向山东和东北地区。

三、消费需求增速回落

（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10月份，全社会用电量5790亿千瓦时，同比增长5%，较上月增速提高0.6个百分点；1-10月份，全社会用电量约5.9万亿千瓦时，累计同比增长4.4%。 

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，1-10月份居民用电8777亿千瓦时，同比增长5.9%。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。在中美贸易终端缓和、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。

（二）火电装机比重下降，电煤消耗增速回落

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。综合来看，2019年全年，预计火力发电量将略高于2018年火力发电水平，而由于火电装机效率提高，电力行业煤炭消耗水平基本持平于2018年，预计在20亿吨左右。

（三）水泥产销韧性仍在，钢材增量需求回升

2019年，地产行业进入后周期，行业下滑在所难免，但由于资金的收紧，多数地产企业通过“保开盘”的赶工期来提前回笼资金，因此需求韧性依旧维持，对水泥、钢材等建筑材料的消费依旧保持较高的水平。

建材行业煤炭消费主要是用来提供燃料，用来生产水泥、玻璃和石灰，水泥耗煤占建材行业耗煤量的70%左右。2019年，在需求拉动下，1-10月累计产量达到19亿吨，同比增长5.8%，预计全年产量将超过23亿吨，带动全行业煤炭消耗量超过3亿吨，同比增加1000万吨左右。

冶金行业消费的煤炭主要是炼焦精煤和燃料煤，燃料煤主要用于自备电站、高炉烧结和高炉喷吹。2019年钢铁行业利润虽大幅压缩但依旧维持，实际产量大幅增长，前三季度粗钢累计生产约8.3亿吨，冶金耗煤1.21亿吨，预计2019年全年产量将达到9.9亿吨左右，预计耗煤量将超过1.6亿吨，同比增加1000万吨左右。

（四）宏观预期开始传导，煤炭消费增速回落

2019年在贸易冲突等影响下，经济形势出现下滑的迹象，10月份中国制造业采购经理指数（PMI）为49.3%，比上月回落0.5个百分点，2019年全年，除了个别月份出现略超过50%的数据，PMI指数几乎一直处于50%以下的下行通道，宏观悲观预期开始向制造业传导。

2019年前三季度，全国商品煤消费量29.5亿吨，同比上升0.4%，其中动力煤消费量24.6亿吨，同比增长2.5%，较商品煤消费增速高出2.1个百分点。出于对未来宏观形势的预期，高耗煤行业增速乏善可陈，增量难有亮点，预计2019年全年商品煤消费量在39.5亿吨左右，增速在0.5%左右，动力煤消费33亿吨，基本持平于2018年消费量。2020年，预计消费水平将持平于2019年，煤炭消费依旧在40亿吨左右。

四、库存去化仍是难点

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，能够看到的可能的有效措施主要就是进口政策的大幅收紧以及燃煤消费旺季的超预期需求。

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。

五、2020年供需分析与市场特点

（一）供需环境日渐宽松，社会库存逐步累积

2019年1-9月，动力煤总供给24.7亿吨，总需求24.6亿吨，盈余约0.1亿吨；2019年全年，预计煤炭总供给33.5亿吨，总需求33.2亿吨，供需盈余继续增加，宽松态势逐步显现。

2020年，预计动力煤总供给量保持增长，将达到34亿吨，而需求则持平于2019年或略有增加为33.5亿吨，供需宽松态势较2019年越发明显。对于2020年煤炭市场走势，我们总结出以下特点：

供需缺口修复，宽松态势明显。从供需总量的情况来看，2020年优质产能不断释放，国内产量不断增加，供给总量保持正向增长，而受环保以及宏观影响，需求增速不断回落，供需状况逐步向宽松转化，并呈现日益明显的态势。

季节性规律依旧存在，价格呈现领先特征。电煤需求的季节性特点决定了市场的基本规律，价格跟随季节性变化的特点依旧存在，但采购补库节奏领先于实际季节性需求，价格呈现领先实际需求变化的特征。

库存制度持续影响，高库存成为常态。由于坑口库存的转移以及下游终端保持常备库存量，中转港口及终端电厂的库存总量一直处于相对历史高位，这使得终端在旺季来临前的可补库存量大幅压缩，市场总量需求减少，价格的绝对高位受到极大的限制，类似于2017年现货750以上、期货660以上的高位可能在未来的2-3年之内均很难实现。

（二）煤价中枢逐步下移，“双轨制”价差继续缩小

动力煤现货价格中枢逐步下移。2019年紧平衡格局得到缓和，宽松态势逐步显现，全年煤价中枢预计在580-600元/吨。到2020年，供给端维持增长，需求增速回落甚至负增长，供需缺口得以大幅修复，供需状况继续宽松，预计现货价格波动区间下移到500-600元/吨，价格中枢将下移到550元/吨以内。

长协煤与市场煤价差存在缩小的可能。大型煤企年度合同比重提高将挤占市场煤运力，增加市场煤物流成本，“双轨制”价格体系影响下，价差仍然存在；但是在供需状况逐步宽松、供需矛盾有所缓和的情况下，“双轨制”价差存在缩小的可能，且长协价格的市场托底能力将逐步减弱。

六、总结：短期或有支撑，中长期震荡偏弱

短期或有支撑：四季度煤炭市场预计会呈现供需两旺、库存压制的特点，原因在于国内生产供应充足，长协保障能力较强，而终端需求在燃煤供暖推动下，消费能力仍然会体现出季节性旺季的特点。但库存高基数的问题仍旧存在，市场悲观情绪持续发酵下，年底仍存在抛货套现可能，预计震荡区间在535元/吨-570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。而2020年供需环境向宽松局面进一步演化，在库存高基数背景下，中转港及终端环节库存去化能力衰减，北方下水采购活跃度存在降低可能。因此预计后期市场呈现震荡偏弱的格局运行，底部区间有望突破535元/吨。

投资策略：远期合约，长协均价以上逢高做空为主。

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，2020年仍然存在总量控制的可能。

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