随着海外疫情的不断蔓延，其对全球实体经济的冲击逐步明显，国际能源市场供需宽松态势日趋严重，无论是油、气还是煤炭，都无一幸免于此危机之下，国内煤炭市场，在全球综合背景下，现货价格连续下跌，并临近行业风控线。

参考于国际原油减产会议与国内红色区间临近的双重影响，市场大跌后的政策干预呼声不断增强，极度悲观情绪明显好转，期货市场作为情绪反应的“晴雨表”，率先企稳反弹，在煤价继续下跌中拉出升水市场。那么，情绪上的好转是否代表市场呈现出超跌的现象，跌落红色区间是否意味着强支撑的到来。对此，我们对市场主矛盾进行以下分析：

一、电煤需求：压制市场的症结所在

作为煤炭需求第一大终端，电力消费在二季度的疫情之下降幅明显，根据国家统计局数据，2020年1-3月份，全社会用电量约1.57万亿千瓦时，累计同比下降6.53%。分项来看，由于疫情的影响，在社会用电结构中占比最大、增速贡献度最高的第二与第三产业均遭到严重的冲击，尤其是二月份，几乎均录得大于10%的同比负增长，由此对整个社会用电具有较强的负效应。

从宏观经济理论来讲，拉动GDP的三大需求端是消费、投资、出口，而作为全球工厂与供应链最为完整的中国，在全球化的趋势中受益匪浅，靠出口一年创收2.5万亿美金，占GDP总量的15%以上，但如果遭遇逆全球化的公共危机，这种对外贸依存度较高的结构就会成为拖累GDP的主要压力。

随着新型冠状病毒肺炎的全球性发酵，中国以外累计确诊人数已达300万之多，其中欧洲已超过100万，美国超过100万，且新增确诊仍在高位震荡中，而欧洲与美国在中国出口额比例中合计将近35%，因此两大经济体的形势恶化，对于出口订单与GDP的增长极为不利。鉴于欧美经济体公共治理能力与中国相比不可同日而语，在新增拐点未至以及确诊感染总基数远高于中国的前提下，二季度解决疫情危机的可能性较小，因此经济的影响深度可能延续至三季度。

细分来看，中国由于工业体系的完善，对外出口产品多为工业产成品，基本属于第二产业大类分支，而第二产业属于用电占比最大、增速贡献率最高的部门。因此，海外危机的影响，尤其是欧美经济体的恶化，将会大幅减少中国对外出口订单量，参照一季度中、美、欧洲外贸数据来看，如果按照出口下滑10%来算，由此可能拖累社会用电下滑1-2个百分点。

在社会用电明显下滑的背景下，另一个打击电煤消费的就是火电装机比例的下降以及清洁能源的增发挤占，2019年二季度水电增发叠加核电的增量，冲击火电同比零增长。同种情况来看今年的二季度，水电增发后的跨区域送电以及核电的增量，将使得火力发电下降至少2个百分点，折算二季度电煤消费减少大约在1500万吨左右，全年大约同比减少电煤消费4000-5000万吨。而再看华东沿海地区，受到海外疫情拖累出口经济与跨区域送电挤压的影响尤其明显，电厂煤电机组负荷持续低位运行，电煤日均消耗即便到旺季时期，也难以恢复正常水平，继续在历年均值水平以下运行。

二、进口调节：大幅收紧并不容易

进口煤作为国内煤炭市场的调节器，在供给侧结构性改革前期，由于产能大幅退出导致煤炭供应缺口较大，放松进口、增加进口量起到了稳定市场的有效作用。但随着国内优质产能大幅增加，供需环境明显改善，收紧进口的呼声以及措施也频繁出现，几乎可以看到的是从2017年开始，月月都存在收紧进口煤的措施，但实际的情况却是“月月收紧、年年增量”的尴尬局面。

出现这一情况的原因，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年全年，中国煤炭进口单吨减少了大约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。因此可以看到，尽管进口政策持续收紧，但高价差的利润驱动下，减量的实际执行难度较大。

2020年在新冠病毒肺炎的冲击下，全球经济遭遇沉重打击，能源消费市场过剩严重。与此同时，国际原油价格的大跌拖累天然气价格大幅下行，一吨5500大卡的煤炭所有热值折算到天然气上，所需价格比进口煤炭价格还要低8美金左右，因此气电机组的经济性导致国际电煤需求进一步下滑，国际煤炭价格与内贸煤不同的市场化程度决定了内外高价差的持续性。而前文也讲到了，造成进口煤年年增量的原因正是高价差的利润驱动，因此我们认为，进口煤虽然是国内市场的主要调节器，但在当前的市场环境与贸易体系下，真正做到大幅收紧的难度依旧较大。

三、内产减量：将是不得不用的稳定器

前文我们讲到，在全球疫情危机与国际能源过剩的双重打击下，中国煤炭市场作为国际能源市场的重要一环，难以独善其身，无论是国际经济的下滑还是海外能源价格的成本优势，均会对当前的国内价格产生巨大的冲击。如果仅仅是通过行政化的手段对价格进行托底，造成的结果就是内外价差继续拉大、国内库存继续攀升，而煤炭产品在长期的囤积中又会出现严重的质量损失，这是能源产品的极大浪费。

那么应对这一问题的有效措施就是上游煤矿方的减产，而减产也分两种，一种是大环境背景下的行业联合主动性减产，一种是利润严重挤压、企业亏损后的被动性减产。商品市场的历史经验告诉我们，主动性减产实际执行难度很大，由于每家企业资产结构不同、生产技术不同，其成本控制能力无法等量齐观，在主要的龙头企业未能触及净利润的风控线之前，行业内的主动性减产达成共识难度较大。因此，除非有明确且又严格的政策出台，否则，煤炭行业可能需要面对的就是利润大幅压缩后的被动性减产以维持市场的动态平衡。

目前市场认为政策性减产可能考虑的依据主要是470元/吨的红色区间警戒线，认为价格触及这个位置即会触发政策干预，但是透过前几年经验来看，600元/吨同样属于红色区间警戒线，触发政策干预的不是价格达到600元/吨，而是月度均值连续高于这个位置，因此我们认为可能的政策干预同样是月度均值低于470元/吨才会触发，而4月份CCI5500的月均价预计会在485元/吨左右，触发位置尚未达到。

另外一个考虑的问题就是行业利润水平，因为只有市场价格严重压缩到行业产销成本、抹平行业净利润，才会出现大幅的被动性减产行为。我们看行业平均利润水平，受惠于煤炭行业四年来的供给侧结构性改革，煤矿产能规模化效应大幅提高，优质产能及超大型产能在产能结构中占比增大，行业平均成本大幅优化，与2015年相比大约下降30元/吨。以2020年4月份CCI5500平均价格487元/吨来看，行业单位利润在40元/吨左右，而在2015年之前490元/吨左右的价格对应的行业单位利润在10-15元/吨左右，而当市场月度平均价格下降到470元/吨时，单位利润仍然有大约20-30元/吨左右。

由此可见，供给侧改革使煤炭企业得以降本增效，行业抗压能力已大幅增强。而参考于红色区间警戒线与行业单位利润水平，市场触及470元/吨的平均价格时可能并不会出现有效的减产效果。

四、总结：常规市场，难寻利多强驱动

在国际疫情危机仍在恶化的前提下，与实体经济发展紧密相关的煤炭市场受冲击较大，而市场的利多支撑也是寄希望于经济强刺激后的发展恢复以及海外疫情后的需求恢复。但我们看到，当经济定调从保发展到稳就业转变以及重点强调决心解决地产经济问题时，就意味着中国不会再采取上次金融危机后的措施去解决问题，而是坚持在稳定中不断转型，因此我们认为中国的后疫情时代可能看不到太强的刺激存在，期待报复性反弹的需求拉动可能会落空。而在全球经济增速本就逐渐下移的大背景下，疫情只是加速了危机的到来，即便疫情危机全面解决，全球经济短时内也难以恢复到原有轨道，能源市场供需过剩的局面将持续存在。

因此，在需求大幅下滑的现实存在与预期背景下，煤炭市场的供需平衡只能通过自发减产量的方式以实现，如果不是主动性联合减产，那么就是利润完全压缩、企业大面积亏损后的被动性减产。通过前文的分析以及测算，我们认为动力煤消费在2020年同比下降至少2%-3%，也就是减少大约8000万吨左右，而进口出现3000万吨的减量已算是较为大幅的收紧，因此需要全行业减产至少8000万吨才能实现供需市场的平衡状态。