报告摘要
2019 年的紧平衡格局已基本缓和，宽松态势开始逐步显现，全年煤价的中枢大概在 580 到 600 元/吨。到了 2020 年，供给端保持着增长态势，需求的增速出现回落，甚至是负增长，供需的缺口得到了很大程度的修复，供需状况依然处于宽松状态，预计现货价格的波动区间会向下移动到 500 到 600 元/吨，价格中枢将会下移到 550 元/吨以内。
供给能力呈现稳步增长态势：煤炭产量持续增长，同时供需宽松态势发生改变，这使得煤炭行业利润可能持续被压缩。然而，由于目前各大煤炭企业的净利润水平依然较高，所以 2020 年产量压缩的积极性可能并不显著，甚至仍会处于扩张区间。但考虑到利润水平的压缩以及近两年基数较高的因素，产出增速可能会降至 3%以下，国内煤炭总产量能够达到 38 亿吨左右。
消费需求增速出现回落。因为对未来宏观形势有所预期，高耗煤行业的增速表现不佳，没有什么亮点可谈，预计 2019 年全年商品煤的消费量约为 39.5 亿吨，增速大约在 0.5%。其中动力煤消费 33 亿吨，与 2018 年的消费量基本保持一致。到 2020 年，预计消费水平会和 2019 年持平，煤炭消费的总量依然在 40 亿吨左右。
库存去化依旧是个难点。看各环节的库存，其具有高基数和低耗速的特点，这使得库存就像堰塞湖那样存在着。要有效化解，只有从两个方面入手，一是供给端减产缩量，或者进口的配额大幅收紧，这样能间接加快各环节库存一层层地去化；二是需求端消耗增加，从而直接加速库存的去化。目前情况显示，可能的有效措施主要有两个。其一为进口政策的收紧；其二为消费旺季出现超预期需求。
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
国家能源局在“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，到 2019 年年中之时，我国累计让 8.1 亿吨煤炭落后产能退出，将 2000 万千瓦以上的落后煤电机组淘汰关停，“十三五”的去产能任务已经完成。煤炭消费比重下降至 60%以下，这是具有历史性意义的。清洁能源消费比重有所提升，从 14.5%提高到了 22.1%。煤电机组供电煤耗累计降低了 13 克标准煤，达到了世界领先的水平。单位 GDP 能耗降低了 20.3%。
全国生产煤矿的产能进一步朝着三西地区进行集中。到 2018 年 12 月底的时候，三西地区的生产煤矿总的产能为 22.6 亿吨。这个产能占比达到了 64.1%。与 2015 年相比，2018 年 12 月底三西地区生产煤矿产能占比 64.1%比 2015 年的 53.2%增加了 10.9%。中小煤矿数量减少很多，产能开始向大型规模矿井集中。到 2018 年 12 月底，全国生产煤矿有 3373 处。2015 年时全国生产煤矿比 2018 年 12 月底多 3033 处。2018 年 12 月底千万吨以上在产煤矿个数为 41 个，2015 年千万吨以上在产煤矿个数比 2018 年 12 月底少 20 个，2018 年 12 月底千万吨以上在产煤矿占比 1.20%，2015 年千万吨以上在产煤矿占比比 2018 年 12 月底少 0.92%。2018 年 12 月底 9 万吨以下煤矿有 531 个，2015 年 9 万吨以下煤矿比 2018 年 12 月底多 2328 个，2018 年 12 月底 9 万吨以下煤矿占比 15.7%，2015 年 9 万吨以下煤矿占比比 2018 年 12 月底下降 29.3%。
（二）优质产能释放，规模化效应明显
能源局公告显示，到 2018 年 12 月底时，有生产煤矿 3373 处，这些煤矿的安全生产许可证等证照齐全，产能为 35.3 亿吨/年；同时，已核准（审批）且开工建设的煤矿有 1010 处，这里面包含生产煤矿同步进行的改建、改造项目 64 处，其产能为 10.3 亿吨/年；其中已经建成并且进入联合试运转的煤矿有 203 处，产能是 3.7 亿吨/年。
具体细分来看，在煤矿产能分布上，产能主要集中在 100 到 500 万吨这个范围，这些产能加起来规模接近 19 亿吨，占比为 41.26%；1000 万吨以上的超大型煤矿，其产能规模总计 9 亿吨，占比是 19.74%；30 万吨及以下的小型煤矿，产能规模总计 3.33 亿吨，占比为 7.27%。在煤矿矿井数量方面，30 万吨及以下的矿井数量依然是最多的。这类矿井一共有 1942 座，其所占比例达到了 44.31%。同时，1000 万吨及以上的生产及建设矿井总数量增加到了 59 座，与 2017 年底相比增加了 11 座。
从产能的地域分布方面来看，三西地区的产能集中度有了进一步的提升。晋陕蒙三省区的总产能占比达到了 65%。其中，千万吨级的超大型矿井数量达到了 52 座，这一数量占全国千万吨级以上超大型煤矿数量的 88%。这些千万吨级超大型矿井的合计产能为 8.3 亿吨，占全国超大型矿井总产能的比例超过了 92%。并且，单井规模达到了 1600 万吨，远远超过了其他地区。
（三）产出弹性增大，保供能力依旧
国家统计局数据显示，2019 年 10 月份，全国原煤的产量为 32487 万吨，相比去年同期增长了 4.4%。在 1 至 10 月份这段时间里，全国原煤累计产量的具体数据未提及，但其累积同比增长了 4.5%，并且这个增速与上个月是相同的。安全大检查放松后，原煤产量连续超预期回升，其增速回归上升通道。这不仅扭转了市场对原煤产量继续收缩的预期，还体现出坑口产出弹性较大以及保供能力可控性较强的特点。
从分地区煤炭产量的情况来看，陕西省因为矿难之后的安检限产而受到影响。在上半年，其产量连续受到波及。在 5 月份之前，每月的同比增长情况均为两位数的负增长。累积下来，同比降低了 13%。然而，“三西”之外的晋陕蒙地区却达成了产量同比增长 8.5%的成绩。内蒙古地区 5 月份产量为 9200 万吨，在所有地区中贡献率最大。该地区同比去年有 1400 万吨的生产增量，增长幅度为 15%。山西地区 5 月份有同比 900 万吨的增量，同比增长 7.6%。
2019 年初的陕西神木矿难，我们原本预期全年会使该地区产量减产 6000 万吨到 8000 万吨，还会导致全国总煤炭产量缩减 3000 万吨左右。前 5 个月同比减产 3000 万吨，这基本符合我们的预期。晋蒙两区的增量超出了预期。两地的同比增量为 7000 万吨，陕西是缩量的，其缩量为 3000 万吨，晋蒙两区的增量远超过陕西的缩量。晋蒙两区的增量直接推动了全国煤炭总产量继续实现同比净增长。
陕西榆林随着安全大检查的持续调整，连续公布了 7 批复产复工煤矿，从而释放了近 4.2 亿吨国有及优质民营产能，这带动了陕西煤炭产量开始呈现正增长态势，也带动了“三西”地区煤炭产量的增速提升。1 至 10 月份，晋陕蒙三地累积煤炭产量增速为 8.5%，比 1 至 5 月份提高了 4.1 个百分点。对于四季度的生产，我们认为在煤矿利润保持的前提下，且长协合同继续维持。这样一来，煤矿生产能够继续保持日均 1000 万吨的水平，并且可以实现全年 4%的净增长，从而带动全国产量达到 37 亿吨左右。
煤炭产量持续增长且供需宽松态势发生改变，这会使煤炭行业利润可能继续被压缩。目前各大煤炭企业的净利润水平依然较高，所以 2020 年产量压缩的积极性不太明显，甚至还会继续处于扩张区间。然而，考虑到利润水平的压缩以及近两年基数较高的情况，产出增速可能会降至 3%以下，总产出大概能达到 38 亿吨左右。
（四）进口增量明显，总量或有突破
海关总署公布的数据显示，2019 年 10 月，中国进口煤炭 2568 万吨。此月比去年同期增加了 260 万吨，同比增长幅度为 11.3%。并且连续四个月实现了 10%以上的同比增长。2019 年 1 至 10 月份，中国累计进口煤炭 27624 万吨，同比增长 9.6%，增速比上月提高了 0.1 个百分点。
2018 年总体进口量比 2017 年稍有增加，且基本处于平控状态。2018 年 11 月之后大幅收紧，致使 12 月份进口通关量大幅减少到 1000 万吨左右。不过，这导致了 2019 年 1 月份集中通关，使 1 月进口量达到 3350 万吨之多，同比去年增长 20%。而去年 1 月份因冬季煤荒与进口集中通关，进口量历年同比原本就高。
到 2019 年，煤炭进口呈现继续增量的态势。一方面，中国煤炭需求持续保持正增长；另一方面，国际煤炭价格连续下滑，这使得进口优势进一步得到提升，两者有很大的关系。全球性减少碳排放以及清洁能源使用增长产生影响，欧美日韩等经济体的煤炭需求出现大幅下滑的情况，煤炭贸易的景气度持续下滑，这带动了国际煤炭价格连续下降。2019 年 11 月的最新价格相较于近年的最高点下降了近 50%，这使得中国煤炭进口单吨减少了 10 美金的成本，并且南方港口的进口煤优势常年保持在平均 100 元/吨以上。
2019 年，从总体情况来看，我国会继续严格落实煤炭进口调控的各项政策举措，加大对进口煤的质量监管力度，使煤炭进口秩序更加规范；然而具体来讲，为了保障电力需求以及稳定市场价格，在价格处于可控制的范畴内，对于直供电厂的进口或许会有一定程度的放宽，特别是在进口具备明显优势的情况下，预计 2019 年煤炭进口的增速会持续上升，总量有可能达到 3.1 亿吨上下，不过依然不能排除配额继续收紧且维持总量控制的可能性。考虑到市场因素，2020 年煤炭价格中枢出现大幅下滑的情况。进口优势可能会被大幅压缩至往年同期的水平。进口增量的积极性可能会受到影响。总量将会下滑到 2018 年同期的水平。
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
2013 年之后，全国开始大规模基建。高速公路建设速度不断提升，货运逐渐向公路运输转移。我国铁路货运量连续三年呈现负增长态势。到 2016 年底，我国累计实现铁路货运量 33.3 亿吨。2013 年的高点是 39.67 亿吨，相比之下下降了 6.35 亿吨，同比下降幅度达到 16%。2017 年之后，宏观经济触底企稳，公路治超以及油价上涨等因素使得铁路运量回流。我国铁路货运量由此开始大幅回升。到 2019 年 9 月份，我国累计实现铁路货运量 31.55 亿吨。这大幅扭转了铁路货运的下滑趋势，同比增长 6.1%。预计 2019 年全年将达到 42 亿吨。
煤炭货运量在全部铁路货运量中占比相对稳定，其在全部铁路货运量的占比约为 60%。所以，我国煤炭铁路运量与全部铁路货运量的趋势相近，在连续三年负增长后，于 2017 年实现了货运量的大幅回升。2017 年底时，全国煤炭铁路发运量为 21.55 亿吨，同比增长了 13.42%。2019 年 1 至 9 月，累积发运量达到 18.2 亿吨，同比增幅是 2.8%。随着“公转铁”政策进一步升级以及“浩吉”铁路煤运大通道开通，预计 2019 年乃至 2020 年，煤炭铁路运量超过 24 亿吨这件事很可能会发生。
（二）“西煤东运”能力增强，“北煤南运”格局优化
我国主要的铁路运煤通道，大多集中在“三西”煤炭外运通道上。这些通道基本属于“西煤东运”的外运通道。主要由北通路（包括大秦、朔黄、张唐、丰沙大、集通、京原等）、中通路（包含晋中南、邯长、胶济、石太、太焦等）和南通路（有陇海、侯月、西康、宁西等）这三大横向通道构成。
需要注意的是，浩吉铁路（蒙华铁路）已经开通了。这使得中国“北煤南运”的第一铁路货运通道正式开启。浩吉铁路是国内最长的运煤专线，即蒙西到华中煤运铁路，其规划设计的输送能力为 2 亿吨/年。2019 年 9 月，浩吉铁路正式建成通车。从铁路运营数据分析可知，该线路要达到亿吨级运输能力，才能缓解“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 年时间。所以预计在 2025 年之前，铁路外运重点仍在“西煤东运”主流通道上。
（三）港口吞吐继续增加，铁水联运优势仍存
环渤海港口在全国沿海主要港口里地位重要。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里所占比例一直约为 90%。秦皇岛港口的日均周转量为 60 万吨。
经环渤海港口中转的煤炭，其中有 90%来自山西、陕西、内蒙古三省（区）。同时，有 70%至 80%来自中煤、神华、同煤、伊泰这四大集团。经环渤海港中转的煤炭，其主要消费群体集中在多个地区。浙江是其中之一，上海也是。长江流域的南通、张家港、扬州、江阴等地也有消费。福建和广东也有消费，浙江、上海等地的消费比例达到 40%以上，福建、广东占 20 至 30%，还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
国家统计局数据显示，2019 年 10 月份价格双轨制 钢材价差，全社会用电量为 5790 亿千瓦时。此月用电量同比增长了 5%，并且比上月的增速提高了 0.6 个百分点。1 至 10 月份，全社会用电量约为 5.9 万亿千瓦时，累计同比增长 4.4%。
城市化程度提升了，居民生活水平也提高了。在这种情况下，城乡居民用电一直保持着快速增长的态势。1 至 10 月份，居民用电量达到 8777 亿千瓦时，并且与去年同期相比增长了 5.9%。由此可见，居民用电的季节性因素具有一定的韧性。近几年，家用空调的销量一直保持着较高的增速。并且，每百户空调的保有量每年都能保持 3%-5%的增速。这使得民用电的高需求几乎呈现出刚需的韧性增长。
国内经济进行逆周期调整起到了刺激作用。工业生产一直保持着正增长的态势。第二产业用电量在三季度开始其增速回归正常。8 月份的用电增速为 4.25%。这个增速超过了全社会用电量 0.7 个百分点。对用电同比增速的贡献率大幅上升到 75%的程度。这些都显示出经济出现了回升的迹象。中美贸易终端呈现缓和态势，同时国内在进行经济结构调整。在此背景下，第二产业的用电有希望实现 5%以上的增长。这种增长将会带动全社会的用电，使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，水电、核电等新能源的装机容量有了大幅增长。依据《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需达到 15%。而当前已达到 14.3%，与目标距离很近，仅差一步之遥。2019 年春节后，四川以及湖北等处于长江中下游的水电集中地区，其降雨量有所增加，水电提前进入到高发的状态。并且，核电的运行发电增量较为明显，这使得核电对火电的替代性作用逐渐增强。
从统计局上半年的数据来看，2019 年 3 月份，火力发电的同比增速为 1%。这个增速低于全部发电的同比增速 4.4 个百分点价格双轨制 钢材价差，由此初显疲软的迹象。进入 4 月份之后，在连续 5 个月当中，有 4 个月的增速处于负值以下。其中最高的增速也仅有 0.1%。这样的情况直接导致火力发电在 8 月份进入了累积量的负增长状态。通过对结构进行细化分析可以得知，今年火力发电进入负增长，而水电、核电有大幅增长。在夏季旺季的 7 - 8 月份，单月发电增量方面，水电的增量与火电的增量相当，核电的增量也与火电的增量相当。
核电受季节性影响不大。机组容量提升后，其发电量和发电增速会持续保持。水电的增量或许与今年雨季较多且水电高发相关。到了四季度，水电进入淡季，会进入收缩状态，对火电的替代也会有所降低。预计四季度火电仍有回升的可能，但要恢复到 3%以上的增速比较困难。综合来看，2019 年全年，预计 2019 年的火力发电量会比 2018 年的火力发电水平稍高一些。同时，因为火电装机效率提升了，所以电力行业的煤炭消耗水平与 2018 年大致持平，预计在 20 亿吨上下。
（三）水泥产销韧性仍在，钢材增量需求回升
2019 年，地产行业进入了后周期阶段。行业出现下滑是不可避免的。然而，由于资金在收紧，多数地产企业采取了“保开盘”的赶工期措施，以此来提前回笼资金。正因如此，需求的韧性得以维持。并且，对水泥、钢材等建筑材料的消费也一直保持着较高的水平。
建材行业煤炭消费主要用于提供燃料，还用于生产水泥、玻璃和石灰。其中，水泥耗煤占建材行业耗煤量的约 70%。2019 年，在需求的拉动下，1 至 10 月的累计产量达到了 19 亿吨，同比增长 5.8%。预计全年产量将超过 23 亿吨，这带动了全行业煤炭消耗量超过 3 亿吨，同比增加约 1000 万吨。
冶金行业消费的煤炭包含炼焦精煤和燃料煤。其中，燃料煤主要用于自备电站，同时也用于高炉烧结以及高炉喷吹。2019 年钢铁行业利润有大幅压缩的情况，但依然得以维持。实际产量呈现大幅增长态势，在前三季度，粗钢累计生产大约 8.3 亿吨，冶金耗煤 1.21 亿吨。预计 2019 年全年的产量将会达到 9.9 亿吨左右，预计耗煤量将超过 1.6 亿吨，与去年相比增加了 1000 万吨左右。
（四）宏观预期开始传导，煤炭消费增速回落
2019 年受贸易冲突等因素影响，经济形势有下滑的迹象。10 月份中国制造业采购经理指数（PMI）为 49.3%，比上月下降了 0.5 个百分点。2019 年全年，除个别月份数据略超 50%外，PMI 指数大多时间处于 50%以下的下行通道，宏观悲观预期开始向制造业进行传导。
动力煤的消费增速比商品煤的消费增速高出 2.1 个百分点。因为对未来宏观形势有所预期，所以高耗煤行业的增速表现不佳，没有什么值得称赞的地方，新增量也难以有突出的亮点。预计在 2019 年全年，商品煤的消费量大约为 39.5 亿吨，增速大概在 0.5%左右。其中动力煤的消费为 33 亿吨，与 2018 年的消费量基本保持一致。到了 2020 年，预计煤炭的消费水平将和 2019 年持平，煤炭消费依然在 40 亿吨左右。
四、库存去化仍是难点
前文分析后可知，当前现货市场的主要特征是供强需弱、供需宽松。这直接致使终端库存去化缓慢，同时社会库存大量累积。由于坑口有环保措施要求，产地难以进行堆存，所以我们的观察点就在于中转港口与终端电厂的库存。
对于各环节的库存累积，我们以自下而上的方式进行分析。终端电厂在长协与进口等措施的保障之下，由于需求低迷，去库存的速度降低了。在原本就处于高基数的前提下，旺季去库存几乎失败。当前电厂库存虽然较旺季最高时有所下降，但是与往年同期相比，仍然处于历史最高位置，尤其是重点电厂的库存。
电厂去库存失败了。这直接导致了港口市场贸易煤的采购与拉运。长协库存基数提高，市场贸易销售低迷。在这种情况下，不同结构的库存累积成为必然。进而，中下游各个港口的库存累积到了历史同期高位。
从各环节的库存来看，具有高基数和低耗速的特点，这使得库存像是堰塞湖一样存在着。要有效化解这种情况，只有从两个方面入手：一是在供给端，减少产量、控制存量，或者大幅收紧进口配额，以此间接加快各环节库存的层层去化；二是在需求端，增加消耗，直接加速库存的去化。从目前的情况而言，能够被看到的可能有效的措施主要有两个。一是进口政策的大幅收紧，二是燃煤消费旺季出现了超预期的需求。
对于沿海电厂而言，2019 年进口煤的补充发挥了重要作用。这是北港作业量难以提升，但下游库存却一直维持在高位的主要原因。所以，四季度的进口煤关系到电厂库存的有效补充来源问题。再加上旺季的消耗，库存才有可能逐步去化。前期各环节库存积累较为严重。所以，即便到了四季度进行收紧，也仅仅能够起到延缓库存累积的效果。而要想实现有效的去化，就必须要有超预期需求的出现。
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 月至 9 月期间，动力煤的总供给量为 24.7 亿吨，总需求量是 24.6 亿吨，盈余大概 0.1 亿吨；在 2019 年全年，预计煤炭的总供给量为 33.5 亿吨，总需求量为 33.2 亿吨，供需的盈余持续增多，宽松的态势逐渐显现出来。
2020 年，动力煤的总供给量预计会保持增长态势，能够达到 34 亿吨。同时，需求方面会与 2019 年持平，或者略有增加，达到 33.5 亿吨。供需之间的宽松态势相较于 2019 年更加明显。对于 2020 年煤炭市场的走势，我们总结出了以下这些特点。
供需缺口得以修复，宽松的态势较为明显。从供需总量方面来看，2020 年优质产能持续释放，国内产量持续提升，供给总量保持着正向的增长态势。然而，由于受到环保以及宏观方面的影响，需求的增速在不断下降，供需状况逐渐朝着宽松的方向转化，并且这种态势日益明显。
季节性规律依然存在，价格具备领先特性。电煤需求的季节性特点使得市场有了基本规律，价格跟随季节性变化的情况依然存在，然而采购补库的节奏要早于实际季节性需求，价格呈现出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。坑口库存发生转移，下游终端保持常备库存量，所以中转港口及终端电厂的库存总量一直处在相对历史高位。这就导致终端在旺季来临前的可补库存量大幅减少，市场总量需求也随之降低，价格的绝对高位受到了极大的限制，像 2017 年现货 750 以上、期货 660 以上那样的高位在未来 2 - 3 年之内可能很难达到。
（二）煤价中枢逐步下移，“双轨制”价差继续缩小
动力煤现货价格的中枢在逐渐向下移动。2019 年，紧张的平衡格局有所缓和，宽松的态势逐渐显现出来，全年煤价的中枢预计处于 580 到 600 元/吨之间。到了 2020 年，供给端保持着增长的态势，需求的增速出现回落，甚至出现负增长，供需之间的缺口得到了很大程度的修复，供需的状况继续保持宽松，预计现货价格的波动区间向下移动到 500 到 600 元/吨，价格的中枢将会下移到 550 元/吨以内。
长协煤与市场煤的价差有缩小的可能性。大型煤企的年度合同比重提升，会挤占市场煤的运力，进而使市场煤的物流成本增加。在“双轨制”价格体系的影响下，价差依然存在。然而，随着供需状况逐渐宽松，供需矛盾有所缓解，“双轨制”的价差存在缩小的可能，并且长协价格的市场托底能力会逐步降低。
六、总结：短期或有支撑，中长期震荡偏弱
四季度煤炭市场预计供需两旺且库存受压制。国内生产供应充足，长协保障能力较强。终端需求在燃煤供暖推动下，消费能力会呈现季节性旺季特点。但库存存在高基数问题，在市场悲观情绪持续发酵的情况下，年底仍有抛货套现的可能，预计震荡区间在 535 元/吨至 570 元/吨。
中长期方面：从中长期的角度来看，国内生产在有利润保障的情况下会继续保持增量生产。进口量在进口利润具有明显优势的情况下，增量依然存在。供给端有放量的可能性，且这种可能性较大。消费端虽然有旺季消耗的助力，但是在四季度能否出现超预期的需求，这是一个很大的疑问。2020 年供需环境进一步朝着宽松的局面发展。在库存基数较高的背景下，中转港以及终端环节的库存去化能力有所减弱。北方下水采购的活跃度有降低的可能性。所以预计后期市场会呈现出震荡且偏弱的格局运行，底部区间有希望突破 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：
进口政策一直处于收紧的状态。沿海电厂库存的主要补充环节是进口煤。在 2020 年，依然有总量控制的可能性。
需求增速有提升且超出预期：在贸易争端或许会缓和的背景下，以及国内经济进行结构性调整的情况下，存在着回升超出预期的可能性。
