一、上半年市场煤价走势

  今年上半年，动力煤价格整体经历了上涨-下跌-反弹一轮完整波动。

  1-2月煤价整体偏强，伊旗5500大卡坑口含税价和CCI5500分别由年初的328元/吨和556元/吨上涨至385元/吨和576元/吨，分别上涨57元/吨和20元/吨，涨幅分别为17.4%和3.6%，这一阶段坑口煤价上涨幅度明显超过港口。

  3月-5月初煤价整体下跌，伊旗5500大卡坑口含税价和CCI5500分别由385元//吨和576元/吨下跌至270元/吨和469元/吨，累计分别下跌115元/吨107元/吨，跌幅分别为29.9%和18.6%，这一阶段坑口煤价跌幅超过港口。

  5月上旬煤价普遍开始反弹回升，截止到6月下旬，伊旗5500大卡坑口含税价和CCI5500分别回升至323元/吨和570元/吨，较5月初低点分别上涨53元/吨和101元/吨，涨幅分别为19.6%和21.5%，这一阶段，港口煤价回升幅度超过坑口。

  二、市场波动原因分析

  第一阶段，煤价之所以偏强，原因主要有以下几点。

  首先，两方面因素导致今年1-2月原煤产量同比下降较多。一是今年春节相对较早，1月中旬主产区煤矿就陆续停产放假，导致坑口煤炭供应收缩较早；二是新冠肺炎导致春节后一段时间煤炭供应恢复缓慢，部分春节期间没有停产的国有大矿，因为人员问题，产量也出现明显收缩，大量春节期间停产放假的地方煤矿因防疫工作需求，未能及时复产，坑口煤炭供应短期受到一定影响，导致部分地区短期供应紧张，对煤价形成较强支撑。国家统计局数据显示，1-2月全国原煤产量累计同比下降6.3%，这也是1-2月坑口煤价涨幅强于港口的主要原因。

  其次，虽然疫情防控也导致春节后用电量及发电量受到明显影响，但是，在防疫的大背景下，发电企业要承担保供任务，春节后电厂整体经历了一段时间集中补库。1月底，国家能源局下发《关于切实做好疫情防控电力保障服务和当前电力安全生产工作的通知》，通知要求，发电企业要统筹安排机组检修计划，提前采购储备充足燃料物资，确保机组稳定出力。在保供任务驱使下，春节后电厂电煤采购需求和电煤库存均不同程度回升，进而在一段时间内带动港口和坑口煤价双双上涨。数据显示，截止到2月28日，六大电沿海电厂电煤库存上升至1770万吨左右，较春节前增加250万吨左右；截至2月27日，全国重点电厂电煤库存上升至7881万吨，较春节后低点增加734多万吨。

  再次，去年12月进口煤数量显著偏低，以及因港口煤价持续倒挂，环渤海港口煤炭调入量持续偏低，港口煤炭库存持续下降，也均在一定程度上促进了1-2月煤价偏强运行。数据显示，继去年12月环渤海9港动力煤库存从2200万吨快速降至1765万吨之后，因港口煤炭调入量进一步下降，1月份环渤海港口动力煤库存再度减少200多万吨至1540左右。港口煤炭库存持续下降使得港口可售市场煤资源不断减少，市场煤价格支撑不断增强。

  第二阶段，以下几方面原因共同导致煤价大幅下跌。

  第一，这一阶段国内原煤产量快速恢复。因为疫情整体较轻，2月底开始，山西、内蒙古、陕西三大主产区工人陆续返岗，煤矿复产进程快速推进，同时部分前期产量偏低的煤矿产量也逐步趋于正常，甚至有煤矿加大生产力度来弥补2月份疫情影响的产量，导致3、4月份原煤产量很快恢复同比增长，且增幅较大导致累计原煤产量同比实现由降转增。国家统计局数据显示，3、4月份全国原煤产量同比分别增长9.6%和6%，1-4月份累计原煤产量同比增长1.3%。

  第二，前四个月煤炭进口量连续快速增长，进一步增加了国内供应。一方面，1-2月份国内煤价整体走强，贸易商和终端用户对进口煤采购需求较好；另一方面，2月底开始，受国际疫情爆发影响，国际市场煤价连续下跌，进口煤价格优势明显，最终导致1-4月份煤炭进口量同比大幅增长。海关数据显示，1-4月，我国累计实现煤炭进口量12864万吨，同比增加2692万吨，增长26.9%，其中，累计进口动力煤9976万吨，同比增加2369万吨，增长31.1%。

  第三，3-4月份我国经济正从新冠肺炎疫情中逐步恢复，用电需求同比整体仍然偏低，火电、水泥等耗煤产品产量还在逐步由同比下降向增长过度。国家统计局数据显示，3月份，火电发电量和水泥产量同比分别下降7.5%和18.3%，4月份，二者双双同比转增，但增幅分别仅为1.2%和3.8%。作为两大主要动力煤消耗行业，其产量增幅明显小于同期国内煤炭产量增幅和煤炭进口量增幅，本身就是动力煤传统消费淡季，3-4月份动力煤过剩程度不言而喻。同时，因当时欧美主产经济体疫情正处于爆发期，市场预期整体也偏悲观，在供需宽松的背景下，下游用户以及中间贸易商均在去库，从而导致国内动力煤价格整体出现了一波大幅下跌。因这一时期，国内动力煤整体过剩明显，坑口煤价跌幅相比港口也相对较大。

  第三阶段，5月上旬以来煤价触底反弹主要是受以下因素影响。

  首先，4月份各环节控制库存，减少采购，倒逼煤价跌幅较大，环渤海煤价甚至已经下跌至下方红色区间以内，最终成为港口煤价率先反弹的基础之一。4月底时，环渤海5500大卡市场煤价格已经下跌至470以内，甚至有460以下的成交。因为煤价下跌过快，当时市场一度传言相关部门禁止各个指数编制机构发布低于485的价格。更重要的是，4月份煤价的快速下跌一定程度上是通过下游各环节去库倒逼的。去库在加剧了当时煤价下跌的同时，也为日后下游需求回升时煤价反弹回升奠定基础。

  其次，五一过后沿海电厂电煤日耗突然同比由降转增，而且增幅持续较大，市场情绪快速转变，下游用户采购需求明显回升。一方面，因为经济本身从疫情影响中逐步恢复，用电需求逐步回升，另一方面，进入5月份之后，江南、华南地区气温偏高、降水偏少，导致用电需求增加的同时，水电出力相对偏弱，火电需求相对增加，火电发电量和电煤需求增长明显加快。数据显示，5月份，五大电沿海电厂日均耗煤54万吨，同比增长17.1%；全国规模以上火电发电量同比增长9%，同比增幅创下近两年来新高。正是需求的快速好转，再加上前期煤价已经大幅下跌，市场情绪快速转变，下游用户很快由之前的主动去库转为主动补库，最终带动煤价出现大幅反弹。

  再次，恰好大秦线于5月1日开始了为期一个月的春季检修，环渤海港口煤炭调入受限。另外，在4月份国内外煤价双双大幅下跌的同时，国内进口煤管控预期增强，贸易商和终端用户对进口煤采购趋于谨慎，导致5月份煤炭进口量明显回落。在进入5月份沿海动力煤需求骤然回升的情况下，内外贸煤炭供应的受限或减少最终导致沿海地区动力煤供需出现偏紧，沿海各环节库存整体下降，进而推动沿海煤价快速回升。

  最后，6月份是安全生产月，各地煤矿安全检查均较为严格，再加上内蒙古开展煤炭资源领域反腐，煤管票管控较为严格，煤矿超产及表外煤炭产量受到一定遏制，导致实际煤炭产量收缩，最终对坑口煤价形成一定支撑。

  三、下半年动力煤市场展望

  首先，煤炭产能较为充足，但政策监管或导致局部地区动力煤供应收缩，下半年供应增幅有望整体缩小。目前，按照核定产能计算，国内证照齐全的生产煤矿和试运转煤矿总产能接近42亿吨，这一数字明显超过国内每年煤炭需求量。如果算上很多煤矿设计能力和实际生产能力远超核定生产能力，国内煤炭供应整体没有问题。

  虽然煤炭产能充足，但毫无疑问，政策监管的松紧也是可以在一定程度上影响煤炭供需的。比如6月份是安全生产月，各地煤矿安全监管均有所加强，煤炭供应整体就受到一定影响。对于内蒙古来说，除了安全生产月的影响外，煤炭资源领域腐败倒查20年也对煤炭实际生产供应造成了一定影响，目前鄂尔多斯煤管票管控尤其严格，几乎所有在产煤矿均严格按照核定产能进行生产和领票销售，这导致表外超产部分的煤炭产量压缩明显。进入下半年之后，随着安全生产月结束，其他地方煤矿生产可能会逐步恢复正常。但是，考虑到内蒙古煤炭领域反腐败目前正处于高潮期，短期难以结束，相关监管部门以及各个煤矿行事均较为谨慎，可能下半年鄂尔多斯地区煤矿超产都将被明显遏制。该地区作为全国最重要的动力煤主产区，其动力煤实际供应量接近全国1/4，鄂尔多斯煤炭实际产量的收缩或将在很大程度上减缓全国动力煤供应增幅，进而可能导致部分时段供应出现偏紧。

  其次，进口煤价格优势非常明显，但是煤炭进口量主要取决于进口政策的松紧。目前进口煤价格优势明显，以广州港为例，内贸煤以环渤海平仓价+海运费测算，5500大卡到港成本超过600元/吨，而远期进口5500大卡煤到岸成本不到400元/吨，价差超过200元/吨，处于历史最高点。这种价差的形成，一方面是因为当前国内需求较好，而国际市场尤其是印度需求弱，另一方面与国内进口煤管控也不无关系，即便国际市场煤价因需求弱而相比国内煤价优势明显，但因通关难度较大，导致中国买家采购需求无法释放，从而进一步压低了国际市场煤价。

  虽然当前进口煤价格优势非常明显，但是，因为相关部门对进口煤管控，后期煤炭进口量反而很可能不增反降。今年1-5月份煤炭进口量14890万吨，同比增加2150万吨，这还是5月进口量同比减少了540万吨。如果按照今年全年煤炭进口量不超过上年计算，那意味着6-12月平均每月煤炭进口量同比将减少300多万吨，月均进口量只有2150万吨左右，较1-5月份月均进口量将减少800多万吨；如果全年按照2017年的2.7亿吨进口总量目标控制，那6-12月月均进口量将降至1750万吨左右，较1-5月份月均将减少超过1200万吨。另外，年度总量控制的同时，月度进口量的调节也会对沿海地区月度动力煤供需平衡产生较大影响。总而言之，目前进口煤价格优势非常明显，但是进口量的多少主要取决于政策管控的松紧，如果政策偏紧，那后期进口量整体将会大幅下降。

  再次，预计下半年动力煤需求同比会有所增长，增幅可能会前高后低。今年因为新冠肺炎疫情，多数行业的生产经营活动被打乱。比如2、3月份很多行业处于停滞或缓慢恢复状态，煤炭、电力等能源需求受到较大影响；4、5月份，国内疫情得到根本遏制，除电影院等少数行业外，各行业基本完全恢复正常生产经营，同时，因为2、3月份生产活动较长时间停滞，4月份之后多个行业纷纷出现了不同程度的赶工，结果就是煤炭、电力等能源需求恢复很好。赶工可能会在三季度逐步结束，这可能会导致三季度或者是三季度前半段能源需求增幅仍然会相对较好，之后增幅存在回落可能。除了赶工或许还会在三季度稍微有所持续之外，为了对冲疫情给经济带来的负面影响，今年中央政府加大了政策刺激力度，比如今年拟安排地方政府专项债券3.75万亿元，比去年增加1.6万亿元，发行1万亿特别国债，这将对经济起到一定托底作用，并在一定程度上带动煤炭、电力等能源需求增长。

  另外，今年到目前为止，一方面因为近两年新增水电装机少，另一方面因素雨水不是偏少就是偏多，导致水电出力整体偏弱；因为2019年以来新增核电装机较少，核电发电量增长速度也有所放缓，这导致清洁能源电力对火电的挤压效应有所减弱，为火电发电量及动力煤需求增长创造一定条件。

  最后，下半年动力煤价格可能会整体呈现强-弱-强局面。今年判断煤炭价格走势的难度较以往都要大，一方面是因为供应端政策力度的不确定性，包括生产方面的政策影响和进口政策影响；另一方面是疫情打乱了原来的正常经济周期，需求端也面临很大不确定性。从对供需的大概判断来看，下半年动力煤价格整体可能会呈现强-弱-强的局面。因为产地供应的收缩，进口煤管控，而需求面临迎峰度夏，预计下游用户采购需求将会维持一个不错的强度，8月中上旬之前，煤价可能会整体偏强；随着煤价走强，进口可能会适当放松，而需求将从夏季高峰面临逐步回落，之后煤价可能也会出现一小波调整；10月份前后，随着冬季用煤高峰临近，冬储煤采购需求逐步回升，再加上临近年底可用进口额度可能会明显减少，煤价有再度走强可能。