動力煤階段性供需錯配暫未改變

　　引言 港口庫存量持續回落、電廠日耗量處于高位，在此背景下，市場對貨源緊張的擔憂情緒蔓延，以至于2月中旬開始，動力煤期貨價格振蕩上行，現貨價格也連續上調。近期的現貨持續調價是長期趨勢還是階段性行為，值得討論。此外，目前正在召開全國兩會，政策對煤炭板塊的影響再度加大，2017年供應政策的方向也需要關注。

　　供給側改革將繼續深化

　　去產能不等于去產量

　　在2015年年末坑口、終端、物流三環節低庫存的背景下，政策式托底緊抓供應源頭，2016年迅速有效緩解了煤炭市場的供需矛盾。政府寄希望于五種途徑，即淘汰13類小煤礦、控制煤礦規模、企業兼并重組、嚴控新增產能、重新核定產能并嚴控超產實現煤炭市場供給側改革的目的。在2016年政策實施過程中，主要從重新核定產能并嚴控超產以及加大煤礦落后產能退出兩方面入手。

 2016年下半年，煤炭市場淘汰落后產能速度加快，上半年僅完成計劃量的29%，而7—8月連續出臺多則淘汰落后產能的文件，明確要提前至11月完成2.5億噸的淘汰規模。

　　同時間段內，由于“276個工作日”調整至“330個工作日”，煤炭產量不降反升。由此來看，去產能與降產量并非完全一致，縮減產能不等于削減供應量。

 2017年再退出產能1.5億噸以上

　　全國兩會期間，國家發改委就2017年煤炭減量化生產措施如何執行給出了明確答復。從目前的情況看，隨著去產能的深入推進，一批無效低效產能加快退出，煤礦違法違規建設和超能力生產得到有力遏制，煤炭市場供求關系得到了明顯改善，2017年已經沒有必要再大范圍實施煤礦減量化生產措施。從發改委的表態以及2016年四季度開始供給側改革重心從煤炭市場向鋼材市場轉移的情況看，2017年煤炭市場的改革力度將小于2016年，預計局部供應有所調整，但總體供應政策不會出現大的變化。

　　目前，國家發改委經濟運行調節局相關負責人表示，相關部門正在論證供暖季結束后的政策預案。基本考慮是，根據煤種稀缺性、地區間供應差異區別對待，即先進產能煤礦和生產特殊緊缺煤種的煤礦原則上不實行減量化生產措施；煤炭調入數量多、去產能后資源接續壓力大的地區，由所在地省級政府自行確定是否實行減量化生產措施，政府不做硬性要求。

　　現在，尚沒有明文確定供暖季后“330個工作日”的調整方向。假定供暖季結束后重回“276個工作日”，則煤炭月均產量將維持在2.7億噸，全年總產量與2016年持平；若延續“330個工作日”，則全年供應量同比增加3%—5%。根據數據判斷，“276個工作日”實質上對煤炭供應量的影響有限。

　　此外，3月5日的政府工作報告中提出，2017年要再退出煤炭產能1.5億噸以上，壓減鋼鐵產能5000萬噸左右，同時要淘汰、停建、緩建煤電產能5000萬千瓦以上。2016年煤炭市場去產能超過2.9億噸，高于年度目標任務2.5億噸，部分煤礦已經處于半停產甚至停產狀態。預計2017年煤炭市場的產能將較2016年下降1億噸。根據已經公布的12個省份的去產能計劃，推動煤礦兼并重組成為2017年的新方向。考慮到我們統計的年內新增礦井規模，已統計的17個煤礦按照“276個工作日”生產的話，核定產能在1.19億噸。煤礦去產能難度要高于2016年。

　　局部地區坑口貨源緊張

　　部分煤礦至今未復產

　　數據顯示，2016年全國原煤產量為33.14億噸，累計同比下降7.4%。其中，國有重點煤礦產量為16.63億噸，累計同比下降11.27%；地方煤礦產量為16.51億噸，累計同比下降6.2%。具體到煤種上，動力煤產量為23.14億噸，累計同比下降7.17%。2016年10—12月，放開“276個工作日”政策后，動力煤月均產量較二季度均值增加了17.53%。其中，山西、陜西、內蒙古的產量增幅分別為30.05%、40.62%和4.68%。利潤轉好對山西、陜西煤礦的影響較大。

　　上述三地國有煤礦、民營煤礦占比不同，2016年陜西國有煤礦產量下降12.51%，地方煤礦產量增加4.61%；內蒙古剛好相反，國有煤礦產量同比增加4.4%，民營煤礦產量下降10.98%；山西國有煤礦和地方煤礦的產量雙降，降幅分別為23.989%和7.81%。

　　國有煤礦和民營煤礦對利潤和政策的反應也不同，這就為2017年春節后民營煤礦限產導致局部坑口供應緊張埋下了伏筆。春節前，港口庫存量較高，電廠對年后價格產生走低預期，故而采取低庫存策略。春節剛過，部分煤礦為清理年前庫存，對出廠價格進行了小幅下調。2月中旬開始，下游工廠開工率逐步提升，而部分煤礦受全國兩會召開的影響，至今未恢復生產。據了解，府谷、鄂爾多斯為了確保全國兩會期間的安全，嚴格管控火工品，露天煤礦、民營煤礦受影響較大。

　　我們跟蹤的數據顯示，2016年12月中旬開始，大秦線調入量從130萬噸/日驟降至120萬噸/日；春節過后，更是下降至100萬噸/日。調入量下降可以反映在港口庫存量和價格上。秦皇島港高峰期的庫存量為744萬噸，經過1、2兩個月，回落至430萬噸。庫存量低位的情況下，進口煤價格拉漲刺激國內市場止跌企穩。2月，廣州港印尼煤價格連續上漲3次，累計漲幅在40元/噸。春節后，印尼中低卡煤受天氣和交通影響，再加上其國內電廠集中招標以及韓國電廠提前采購，價格走高。其實，2016年，印尼煤就較為緊俏了。

　　預計全國兩會期間，坑口供應較為緊張。考慮到之后的復產具有周期性，短期內坑口貨源緊張趨勢不改。此外，目前印尼煤價格走高，出現倒掛現象，雖然后期接貨情況有待觀察，但進口價格居高不下對國內市場具有支撐效應。

　　電廠補庫周期啟動

　　數據顯示，截至2月上旬，我國重點煤礦庫存量為3186.7萬噸，處于2014年以來的低位。從調研的情況看，坑口庫存壓力較小。與此同時，下游電廠由于奉行低庫存策略，510家電廠的煤炭庫存量從2016年12月的7009萬噸下滑至目前的5575萬噸。

　　一方面是坑口、電廠庫存量下滑，另一方面是電廠日耗量、火電發電量同比和環比均有亮眼表現。在此背景下，階段性供需錯配刺激電廠主動補庫。

　　非煤能源發電增速放緩

　　電力需求整體穩定

 2016年年初，在需求不樂觀的基礎上，我們從經濟結構調整的角度去預測，認為2016年電力需求增幅在0.51%，并且四大耗能產業的用電量增幅將進一步萎縮。其中，黑色冶金及建材行業受房地產新開工收縮的影響，預計用電量降幅高達10%；化工行業電力需求小幅增加，預計用電量增幅為1.8%；有色冶煉產量增速將同比放緩，預計用電量增幅為1.90%。

　　然而，根據中電聯的數據，2016年1—12月，全社會用電量為59198.37億千瓦時，累計同比增長5.01%。其中，第一產業用電量為1074.88億千瓦時，累計同比增長5.35%；第二產業用電量為42108.09億千瓦時，累計同比增長2.88%；第三產業用電量為7961.36億千瓦時，累計同比增長11.21%；城鄉居民生活用電量為8054.04億千瓦時，累計同比增長10.84%。

 2016年，在房地產、基建、汽車三個行業回暖的刺激下，黑色、有色、建材三大高耗能行業的用電量較年初預期調整3%—16%，我們預計全年煤炭消費量為35.8億噸，累計同比下滑1.57%。其中，電力行業耗煤18.79億噸，鋼鐵行業耗煤6.51億噸，建材行業耗煤6.45億噸，化工行業耗煤1.2億噸。

 2016年12月國家發改委和國家能源局共同發布《電力發展“十三五”規劃》，并預計2020年全社會用電量在6.8萬億—7.2萬億千瓦時，年均增長3.6%—4.8%。2017年作為改革攻堅年，由于國內產業結構調整，輕工業及第三產業作為新增長點將對電力需求起推動作用，傳統重工業的用電量增速將明顯放緩，而第三產業用電量及居民用電量一直在持續增長。總體來看，電力需求喜憂參半，維穩為主。

　　核電、風電裝機容量增速處于下滑趨勢

 2016年，全國發電量為59111.2億千瓦時，同比增加4.50%。其中，火力發電43957.70億千瓦時，同比增加2.60%。此外，非煤能源出力，擠占了一部分電力市場。風力發電2410.00億千瓦時，同比增加30.10%；核力發電2132.00億千瓦時，同比增加24.40%；水力發電10518.40億千瓦時，同比增加5.90%。

 2016年非煤能源發電中，水力發電增速前高后低，8月之后，發電量同比連續出現負增速。2016年上半年來水較好，大型水電站處于滿發狀態，而8月開始，在大型水電站泄洪以及年末降雨減少的影響下，水力發電增速下降。核電方面，2016年核電機組延續高投放。截至2016年12月，總裝機量為3364萬千瓦，同比放緩至23.8%；新增裝機容量為720萬千瓦，同比下降0.49%。風電方面，全國6000千瓦及以上風電設備容量為1.49億千瓦，同比增長8.20%；新增設備容量為1873.00萬千瓦，同比下降36.76%。

　　根據《電力發展“十三五”規劃》，預計到2020年，核電、風電將分別新增裝機容量2100萬千瓦和7900萬千瓦，平均每年新增420億千瓦和1580億千瓦。從每年新增裝機規模來看，核電、風電裝機容量增速處于下滑趨勢。按照《電力發展“十三五”規劃》中提到的全社會用電量年均增速3.6%—4.8%判斷，再考慮到電力行業耗煤量將以1.7%的年均復合增長率變化，發電、建材、化工、冶金行業的耗煤量年均復合增長率預計分別為1.7%、-2.2%、1.6%和-0.4%，動力煤消耗量總體平穩。

 2017年屬于水力發電小年

 CCTD的數據顯示，1月—2月上旬，全社會發電量同比增長18.2%。其中，水電回落10.85%，火電回升21.44%。從歷史數據來看，水電有大小年之分。2017年1—2月，降雨偏少，水電出力不及預期。另外，2016年年底，全國6000千瓦及以上水電裝機容量為3.32億千瓦，同比增長3.9%；水電新增設備容量1174萬千瓦，同比下降14.60%。2008年以來，水電新增設備容量就在逐年下降。

　　結合上面我們對水電、風電、核電的判斷，再加上水電具有大小年的特點以及風電、核電增速放緩，火電受非煤能源壓制的情況將較2016年減弱。

　　根據兩會期間相關機構的表態以及各省份公布的去產能計劃，2017年兼并重組將成為重點，煤炭長期供應穩定。短期內，由于2016年12月后坑口供應縮減，港口調入量減少，兩會期間供應將持續緊張。與之相對，2017年1—2月，水電出力低于預期，火電需求明顯好轉，2月中旬之后，電廠在低庫存的背景下加大了對原料的采購力度，市場階段性供需錯配未改變。考慮到電廠動力煤庫存低位，日耗量依舊較高，預計階段性供需錯配至少延續至3月中旬。如果3月中旬坑口復產順利，那么庫存回升將壓制現貨價格。不過，復產具有周期性，現貨供應緊張情況預計延續至3月末。操作上，前期的動力煤多單可繼續持有。