2020年动力煤价格重心将下移

　　2019年，动力煤市场波动率下降，同时价格重心向下移动。由于下游需求减弱，动力煤市场更注重季节性需求所带来的红利，可惜今年水电的亮眼表现使得希望落空。另一方面，在上游产能逐步恢复且加快释放的背景下，动力煤供给转为宽松。叠加下游电厂的高库存战略，煤炭价格的支撑力度进一步减弱。2020年动力煤市场将如何表现呢？

　　A、煤炭行业利润率上升

　　2018年，下游电厂为防止出现阶段性用煤紧张而采取了淡季采购、全年维持高库存的煤炭采购策略。这样一来，既避免了在用煤旺季因突发性灾害天气等因素所带来的“煤荒”，又从需求端平抑了煤炭价格的暴涨暴跌，煤炭价格的季节性行情因此有所提前。

　　进入2019年，上述特点依旧持续，略有不同的是年初煤炭供应出现阶段性紧张。主要煤炭产区的停产检查使得动力煤期货盘面创出了年内最高点，但暂时性的供应收紧不会左右长期趋势的发展。在先进产能投产以及关停产能复产的大背景下，动力煤供应进入宽松局面。加之今年上半年水电的丰产、其他新能源的挤压，以及进口煤的“虎视眈眈”，下半年动力煤再次进入振荡下行区间，至今难言触底。

　　近日，李克强总理在国务院常务会议上强调了要严控新增产能，原则上停止审批新建煤矿、新增产能的技改和产能核增项目，逐渐消化产能。由国家发展改革委、财政部、自然资源部、生态环境部、国家能源局、国家煤矿安监局联合印发的“30万吨/年以下煤矿分类处置工作方案”中提出，对30万吨/年以下煤矿进行分类处置，加快退出低效无效产能，提升安全生产保障水平，促进煤炭行业高质量发展。

　　经过5年的去产能洗礼，2019年煤炭产业集中度进一步提升。一方面，煤炭行业去产能加快了大型煤炭企业的兼并重组，行业形成了强强联合、强者恒强的竞争格局。另一方面，随着环保、安全生产、能耗控制等市场化措施的逐渐趋严，小型煤炭企业的生存空间被大幅挤压，在竞争中处于劣势地位。因此，以大型企业为代表的整体行业利润率在2019年环比提升较为明显。另外，兼并重组也使得很多表外产能合法化，因此即便在去产能的大背景下，煤炭新增产能的释放依然是非常可观的。

　　B、煤炭供给会逐步宽松

　　海关数据显示，2019年1—9月，中国共进口煤炭25057.30万吨，同比增长9.5%。由于价差优势明显，进口量不断攀升，5月单月的进口量同比增幅甚至达到34.7%。综合全年来看，由于内外价差巨大，加之沿海电厂依存度较高，2020年动力煤进口仍将增长，不过要随时关注政策变化。

　　2019年10月，我国原煤产量3.2亿吨，同比增长4.4%，增速与上月持平；日均产量1048万吨，环比减少32万吨。1—10月，原煤产量30.6亿吨，同比增长4.5%。

　　2019年，国家发改委明确提出“推动已承担产能置换任务、具备安全条件的优质产能项目，加快核准、加快开工、加快投产，持续扩大优质增量供给，促进煤炭行业新旧发展动能转换。到2020年，120万吨/年及以上大型煤矿产量占82%以上”。进入2019年下半年，在“保供”的主基调下，关停产能的复产以及先进产能的投产进入了高峰期。2020年，随着煤炭新增先进产能的加快释放，煤炭供应格局还将维持宽松局面。

　　另一方面，国家发改委最新数据显示，2019年1—9月，全国铁路累计发运煤炭18.2亿吨，同比增加2.8%。中铁总计划到2020年全国铁路煤炭运量达到28.1亿吨，较2017年增运6.5亿吨，铁路运输煤炭将占全国煤炭产量的75%。

　　运输结构的变化是2019年煤炭运输的最大特点，在“公转铁”的大原则下，各路局纷纷降价成为催化剂，“治超治载”成为今年的主旋律。专项行动对超载短途车整治得非常彻底，比如以往一车能装40吨，现在只能装10—15吨。此外，四轴车要求更换为六轴车，也使得运输成本极大增加。今年以来，由于港口价格和坑口价格长期倒挂，所以除去刚需外煤炭发运积极性不高。铁路运费的下调稍微缓解了煤炭发运亏损的局面。9月底浩吉铁路的通车，打开了北煤南运的新格局，未来随着配套设施逐步完善，将能够分流很大一部分下水煤转为铁路直达，节约了运输成本，更是大大缩短了在途时间。

　　C、火电增长将逐年放缓

　　2019年我国发电量保持增长，只是增速有所放缓，而火电一度呈现负增长。国家统计局最新数据显示，1—10月，全国发电量58742亿千瓦时，同比增长3.1%。其中，火力发电量42041亿千瓦时，同比仅增长1.1%；水力发电量同比增长6.5%、核能发电量同比增长19.3%、风力发电量同比增长5.7%、太阳能发电量同比增长14.4%。另外，1—10月，全国火电设备平均利用小时为3495小时，比上年同期降低了100小时。

　　2019年降水较往年偏多，是水电的大年。中电联最新数据显示，1—10月，全国规模以上电厂水电发电量10013亿千瓦时，同比增长6.5%，增速比上年同期提高1.9个百分点。1—10月，全国水电设备平均利用小时为3244小时，比上年同期增加162小时。

　　《能源发展“十三五”规划》指出，我国能源消费结构调整的重点是非化石能源替代化石能源，到2020年我国煤炭消费比重应降至58%。在这一大背景下，新能源如风电、光伏还有核电飞速发展，火电则在逐步后退让位于新能源和水电。明年火电份额逐步减少这一大趋势不会改变。在极端天气不出现的情况下，明年火电用煤需求继续收缩，而若出现酷夏寒冬，则电煤消费值得期待。

　　D、煤化工成消费增长点

　　从中长期发展角度来讲，我国煤炭应用于电力行业的比例将逐年缩小，而最大的突破口是煤化工行业。当前，发展煤化工已经成为煤炭行业长期发展战略的关键。当然，煤化工发展的瓶颈非常突出，最大的难题是清洁化利用。在建和新建项目将带来潜在煤耗增长。面对复杂多变的外部环境，油气价格不稳定因素增多，预计2019年煤制油产能保持不变，煤制气新投产项目1个，新增产能13.3亿立方米/年；煤制烯烃新投产项目6个，新增产能340万吨/年；煤制乙二醇新投产项目8个，新增产能142万吨/年。若项目全部达产，到2020年将新增耗煤量3000万吨以上，为煤炭消费带来较大助力。

　　整体来看，2020年动力煤价格将继续走低。坑口煤价的坚挺或将成为过去，浩吉铁路的运营也将逐步挤压下水煤市场，并且拉低动力煤的成本支撑线。政策性保供以及较高的年度长协比例依然会成为2020年动力煤市场的主旋律。在全国电费下调的大背景下，动力煤价格易跌难涨。2020年上半年动力煤价格将先抑后扬，全年维持振荡偏弱、重心下移走势，主要运行区间在480—600元/吨。

　　转自：期货日报