一、2020年行情回顾

1月：动力煤价格走势相对平稳。临近春节，供应端安检力度高压，降雪天气使得煤矿生产和运输均受到较大影响，多数中小型煤矿提前停产放假，全国煤炭供应缩减。需求端，下游工业企业陆续进入假期，日耗快速下滑，电厂采购力度减弱，需求同样走弱。因此整体来看，1月春节前动力煤处于供需双弱格局中，动力煤整体维持震荡走势。

2月至4月：春节期间疫情爆发，春节后煤矿生产受到员工缺失等因素影响，煤矿复产延后，且疫情导致各省对跨省公路运输管控较严，2月上旬煤炭供应极为紧缺，因此春节后，动力煤价格进行了较大幅度的上涨。但2月中旬以后，在国家大力推进保供背景下，产地煤矿复产加速，且随着疫情好转，公路运输好转，但此时下游企业复工复产不及预期，需求缺失，煤价进行了长达两个多月的下跌行情。

5月至6月：“五一”长假后，动力煤期货价格先于现货价格反弹，上涨行情维持到6月底。4月底动力煤现货价格跌至长协价下方以后，煤矿亏损面加大，同时政策利好不断，主产地安全生产升级，部分煤矿停产，而需求端随着气温回升以及工业生产恢复加快，电厂日耗快速提升。动力煤基本面发生明显变化，价格进行向上修复。

7月至8月：期货价格震荡偏弱，现货价格明显回调。7月进入动力煤需求旺季，但受大面积降雨影响，日耗回升不及预期，而电厂在旺季前已实现充分补库，水电对火电造成很大程度挤压。供应端国内产量继续受到限制，但进口量环比仍有提升，整体供应端变化不大，而需求不及预期，造成动力煤现货价格出现明显回落，但期货价格在基差保护下，下跌空间较小。

9月：期现价格稳步上升。本轮上行主要是下游驱动。东北地区供暖季采购启动，南方地区也为10月大秦线检修前进行冬储。港口低硫煤种的结构性紧缺给下水煤带来较强支撑。

10月：期现价格均出现下跌，期货价格跌幅远大于现货价格。本轮价格下跌的主要驱动因素是9月底政策保供措施的推进，内蒙地区释放产量，期货率先释放政策调控预期，大幅下跌，但事实上内蒙增产主要支援了东三省的用煤缺口，港口库存水平依然偏低，港口低硫煤依然处于结构性紧缺状态中，现货价格并未出现较大幅度回调。

11月至今：10月底期现货价格均止跌回升，再次开启了震荡上升行情。本轮动力煤上涨的主要驱动因素是政策调控力度不及预期，内蒙增产受到“倒查20年”等因素制约，增量有限，进口端严格限制，而需求端冷冬预期渐浓，各环节库存持续下降，特别是长江口库存降至近几年以来的最低位。

二、供给

1.煤矿产能与产量

根据汾渭统计，截至2020年底中国共有各类煤矿产能54亿吨。其中，动力煤产能40.86亿吨（76%），炼焦煤产能13.14亿吨（24%）；生产矿井产能38.85亿吨，其中动力煤29.12亿吨（75%），炼焦煤9.73亿吨（25%）；各类建设状态产能14亿吨，其中动力煤10.81亿吨（77%），炼焦煤3.18亿吨（23%）。

根据汾渭统计，去产能任务在2019年已完成总量目标。2016-2018年已分别去掉3.4亿吨、1.78亿吨、和1.85亿吨，远高于发改委2016年2.5亿吨、2017年1.5亿吨和2018年1.5亿吨的去产能目标。2019年发改委未公布去产能目标，实际去产能1.16亿吨。供给侧改革4年时间共去掉产能8.2亿吨，已完成煤炭去产能目标。另外，2020年预计去产能0.84亿吨。

新增产能方面，置换矿井逐步投产，2020新增产能0. 54 亿吨，预计2021新增 1亿吨。2020受到疫情及内蒙影响新增产能量回落：其中，动力煤新增产能0.37亿吨（69%），炼焦煤产能0.17亿吨（31%）。

2021年具备投产条件的矿井稳步释放：其中，预计动力煤新增产能0.89亿吨（89%），炼焦煤新增产能0.1亿吨（10%）。

因此整体来看，有效产能稳步提升，供应保障能力增强。2021年有效产能43.13亿吨（+0.59亿吨）。其中，动力煤有效产能32.03亿吨（+0.5亿吨），炼焦煤有效产能11.1亿吨（+0.09亿吨）。

今年10月保供以来，月度原煤产量由负转正，10月和11月同比增速分别为1.4%和1.5%，取12月同比增速1.5%，12月单月产量在33672万吨左右，2020年全年原煤产量为38.18亿吨，由此推算出2020年全年煤矿产能利用率为70.70%，考虑到2021年煤矿净增加产能较少，在需求增速为正的情况下，煤矿产能利用率大概率将在2020年水平上再上一个台阶，增加值取2019与2020年的差值，则2021年煤矿产能利用率为72.8%，到推出2021年原煤产量为39.8亿吨。

2.进口

2020年全国进口煤数量呈现前高后低走势，7月达到年内次顶峰以后逐月快速下降。2020年1-11月份，全国共进口煤炭26482.6万吨，同比下降10.8%。其中11月份进口煤炭1167.1万吨，同比下降43.84%。

澳洲煤受限以后，动力煤进口的主要补充量转移至印尼，11月进口煤边际放松以后，由于订货、运输等存在时滞，预计12月下旬方可陆续通关，但印尼煤近期发运至中国的量有走低迹象，同时海外经济体经济复苏拉动国际煤需求，对我国进口煤数量造成较大程度挤压，按照目前情况来看，印尼煤的放松难以补充澳洲煤的缺失，今年进口煤数量大概率不及去年，但考虑到12月进口煤较前期有明显宽松，预计全年进口煤总量在2.85亿吨左右。

展望明年进口煤市场，进口煤数量大概率出现下降。我国进口煤主要来源国为印尼、澳大利亚、蒙古、俄罗斯，2020年前3季度前四国累计进口量占比高达95%，其中澳大利亚进口煤占比31%，占据绝对重要地位，但今年11月以后中澳关系迅速恶化，澳洲煤进口被全面叫停，若2021年延续此政策，我国进口煤增量将主要依赖于印尼、蒙古和俄罗斯。

就印尼煤炭而言，其主要出口国为中国、印度、日本等，根据国际货币基金组织（IMF）预测，明年中国、印度、日本GDP增速将由2020年的1.9%、-5.3%和-10.3% 上升至8.2%、8.8%和2.3%，即，明年印尼煤主要出口国都将面临经济的明显复苏，对煤炭等大宗商品需求将得到同步提升，这将对中国进口印尼煤产生一定制约。

蒙古煤进口煤由于疫情原因产生较大不确定性，且由于其原本煤炭出口国90%以上都是中国，因此，从国际市场分流至中国的数量基本可以忽略不计。就俄罗斯煤炭而言，近几年俄罗斯出口至我国的煤炭出现了较大的增长，俄罗斯政府也表示未来将加大对中国市场煤炭的出口，长期增长空间较大，但短期由于基数偏低的原因难以形成很大增量。

整体而言，若澳洲煤退出中国市场，蒙古国由于疫情原因难有明显增量，而印尼、俄罗斯将成为弥补澳洲煤缺口的主要国家，但同时由于种种因素制约，整体增量恐难弥补澳洲煤缺口，预计2021年中国煤炭进口量较2020年将略有下降，大致在2.7亿吨左右。

三、需求

2020年1-11月整体发电量同比增速为2%，其中火电发电量累计同比增速为0.3%，增速由负转正。11月整体发电量同比增速为6.8%，火电增速为6.6%。根据CCTD沿海八省高频数据测算，12月火力发电量同比增速较11月有明显扩大，保守估计在8%以上，因此2020年全年火电同比增速在1.8%左右。

各大国际机构对2021年中国经济增长的预测在[6.9%，8.2%]之间，根据GDP增速和用电量增速比值来看，近三年二者比值均在[0.9%，1.1%]之间，据此简单推算，2021年用电量增速在[6.2%，9%]。近几年除水电以外的清洁能源发电量占比逐年提升2个百分点，水电占比基本稳定在17%左右，据此测算，2021年火电占比大致在68%左右，因此2021年火电增速在[3.2%，5.9%]之间。

除了刚性需求以外，动力煤也存在中间环节补库需求。8月以来，动力煤中间环节库存持续下降，截至12月末，同比降幅均在20%以上，而中间环节库存对于平抑动力煤价格具有重要作用，后期在保供推进、发运利润恢复等刺激下，中间环节库存有望回升至中位水平。

四、总结

综上，2020年整体供需略偏紧，但时间上有错配，上半年在供给恢复、需求缺失的情况下，煤价一度跌至460元/吨附近，但后半年在进口收紧、需求复苏推动下，动力煤底部回升，供需矛盾在年底达到极致，北方港口成交价最高达到760元/吨以上，年内价格波动幅度超过200元/吨。展望2021年，动力煤供需有望继续维持紧平衡态势，价格底部和重心都将较2020年有明显抬升，但波幅有望收窄。

风险点：突发宏观经济波动风险；进口煤政策出现较大变动