现货跌破500元/吨概率不大

2020年煤炭先进产能将继续释放，但是产能集中度提升，产量增速可控。常规的产地安监环保检查，对在产煤矿的影响逐渐减弱，需关注矿难等突发事件对生产造成的影响。进口政策存在不确定性，且进口煤难再现2019年的价格优势，预计进口量增速放缓。2020年铁路运输能力过剩，浩吉铁路配套不完善，影响暂时有限。需求端，沿海电力需求平稳，且以长协+进口采购为主，市场煤应关注非电需求。坑口化工煤、港口水泥煤的阶段性采购对行情短期波动影响较大。2019年国内环渤海下水煤长期倒挂，中间贸易商去化，长协煤占比提升，2020年价格波动可能继续收窄。电力市场化改革，电企利润下滑将向上游传导。笔者认为，2020年煤炭价格重心将下移，在长协合同引导下，现货跌破500元/吨概率不大，预计动力煤期货全年区间510—590元/吨。

基本面情况

集中度提升

2016年下半年，煤炭行业固定资产投资开始触底回升，2019年1—11月煤炭固定资产投资累计同比增加27.3%。煤炭产能建设周期一般为3—5年，2019年优质产能释放成为煤炭供给侧改革主旋律。

随着无效低效产能退出，优质产能通过产能置换释放，产能集中度不断提高。根据煤炭江湖统计数据，至2019年底生产煤矿产能34.6亿吨，其中山西、内蒙古、陕西的产能占比66.5%。2019年1—11月，全国原煤累计产量340721万吨，同比增长4.5%。其中，晋陕蒙产量占比达70%以上，内蒙古、山西、新疆、贵州的产量增速都高于全国增速。

陕西受2019年1月12日百吉矿难影响，1—5月产量同比明显下滑，6月开始生产迅速恢复，至11月已达到累计同比正增长。这一方面反映出新产能投产对供给的补充，另一方面也反映出煤企存在超能力生产现象。2019年1—10月，协会直报大型煤炭企业原煤产量完成21.6亿吨，其中排名前10家企业原煤产量合计为14.1亿吨，占大型企业原煤产量的65.3%，较2018年提高约5000万吨。

2020年国内煤炭供给虽然产能在释放，但是产能集中度提高。这可能导致上游供应端对产量的调节更加容易，产能增长不等于产量增长，限制煤价下行空间。常规的安全、环保检查对产量的影响趋于弱化，2020年要关注晋陕蒙地区突发事件后的政策的变化，对供应影响较大。

进口煤政策似紧实松

2019年1—11月中国煤及褐煤进口量为29702万吨，累计增长9.3%，已超过2018年全年进口量近1600万吨。进口煤总量超预期，主要是进口政策似紧实松。除了2019年年初年尾进口有所阻滞，其余时间进口都较顺利。11月中旬，海关总署禁止进口煤报关，但是仍允许到岸的进口煤卸货，等待2020年通关。

2019年初因某些原因出台政策，澳煤通关时间延长，部分口岸需60天左右，贸易商操作风险加大。一季度澳煤价格大跌，走势和国内煤背离，内外价差快速拉大，二三季度均出现130元/吨以上的价格优势。澳煤通关真空期过后，二季度进口煤量快速恢复。2019年全年中国从澳大利亚进口煤炭到港量为0.75亿吨，相比2018年基本一致。

虽然澳煤受限，但印尼煤进口仍然顺畅。近两年印尼煤炭增产迅速，2019年印尼煤炭产量6亿吨，较2018年产量5.28亿吨增长约13.6%，预计2020年印尼煤供应宽松可能性较大。

2020年进口煤政策应仍有总量控制，政策松紧程度政府可依据供需情况调节。当前澳煤价格回落至2016年水平，继续向下空间有限，2019年四季度以来国内煤价下行，澳煤价格优势缩小。2020年料难再出现高价差，进口增速将会放缓。

中间商减少? 港口库存去化

受特高压输电，清洁能源发电增长，控制耗煤总量等因素影响，加之进口煤冲击，造成“西煤东送”铁路运量增幅有限。2019年1—11月，大秦线累计完成货物运输量39553万吨，同比减少4.15%。2019年1—11月，环渤海主要港口累计发运煤炭6.47亿吨，同比减少约930万吨，下降1.4%。

库存来看，2019年社会库存总体处于高位，但是贸易库存减少。下游用户兑现长协和高性价比的进口煤为主，市场煤需求减少；同时上游因安全事故、坑口电厂及煤化工需求旺盛影响，坑口煤价较港口坚挺，导致港口煤价持续长期倒挂，贸易商往港口发煤积极性越来越低，许多贸易商退出环渤海港口市场。11月下旬起，贸易商消极发运出清库存，同时四季度南方干旱刺激火电增长，港口、电厂库存出现了快速下滑。

2019年9月28日，浩吉铁路正式开通运营，其规划年运输能力 2亿吨以上。由于浩吉铁路是新建线路，配套的集疏运系统尚待完善，运价优势也不明显，预计2020年其对环渤海下水煤的替代量有限，预计在1000万—2000万吨/年。从长远来看，浩吉铁路对环渤海港口下水煤的分流定会显现，港口的市场煤竞争可能更加激烈，贸易商退出或转战二港、内陆直达的趋势难以逆转。环渤海港口长协煤比重增大，影响港口煤价活跃度。从电厂角度出发，即使2020年煤炭市场供需偏宽松，仍要保持中等偏高的安全库存为宜，避免阶段性紧张时集中采购，造成市场煤价格波动剧烈。

用煤需求增速放缓

2019年1—11月，全国规模以上电厂发电量64796亿千瓦时，同比增长3.4%。其中火电同比增长1.6%，增速同比回落4.6个百分点。水电、核电、风电占总发电量的27%，较2018年占比提高约2个百分点，清洁能源发电挤占火电份额大势所趋。此外，全国跨区、跨省送出电量增长较快。富煤地区的坑口电厂，抢占贫煤地区、沿海电厂发电量。1—11月，全国跨区送电完成4941亿千瓦时，同比增长12.0%。

2019年9月26日李克强总理在主持召开国务院常务会议时提出推进建立市场化电价形成机制。2020年1月1日起采用“基准价+上下浮动”的市场化机制。但2020年暂不上浮，特别要确保一般工商业平均电价只降不升。该举措将导致电企竞争加剧，利润下滑，电企打压煤价的意愿更加强烈。

宏观逆周期政策托底

2019年宏观经济下行压力加大，但是政策刺激下钢铁、建材需求支撑明显。据国家统计局数据，2019年1—11月全国水泥产量同比增长6.1%，为2014年以来同期最高增速。1—11月全国生铁、粗钢和钢材产量分别为73894万吨、90418万吨、110474万吨，同比分别增长5.1%、7.0%、10.0%。

虽然“房住不炒”调控基调一再被强调，但2020年与2019年相比，整体来看地产行业环境不会进一步收紧。2020年随着资金逐步到位，后续的基建工程将有望集中开工释放需求。

总体来看，2020年国内煤炭消费并不悲观，基建、地产逆周期调控托底作用可期，5G投入商用有望带来用电增量，核电机组投产量较2019年放缓。然而沿海耗煤增速可能低于全国，对于港口下水煤市场来说，需求增速将继续放缓。

期现价格分析

市场煤与长协煤价差收敛

2019年神华年长协价公式为535占比50%， BSPI、CECI综合价、CCTD的均值占50%，月长协按CCTD、CCI、CECI成交价计算均价。2019年下半年以后神华月度长协价格重心下移，与市场煤的价格差距缩小。2019年12月5500大卡月度长协价格550元/吨，环比下降20元/吨，而年度长协价格降至546元/吨，年度长协、月度长协和现货的价差已经缩小到基本平水。5000大卡长协价在2019年11月、12月都出现了年度高于月度的情况。随着长协煤在环渤海占比提升，其维稳作为将更加明显。预计2020年市场煤和长协煤的价差缩小，根据市场供需松紧，二者可能互为压力和支撑。

神华提出的2020年月长协定价机制基本与2019年相同，为上月最后一期的CCTD、CCI、API8、CECI，取算术平均值。当API8高于或低于上述北港三个指数平均值40块以上，则予以剔除。至1月上旬，部分省属电厂率先签约，华能、大唐、华电、华润等大型电企仍在与煤企博弈。

期货交割标的偏移

2019年动力煤3月、7月、11月合约的成交量都较2018年明显放大，虽然活跃合约增加至6个有利于产业客户参与套保，但是在一定程度上也降低了每个合约的流动性。

2019年动力煤期货6个活跃合约均有不小的交割量，交割标的出现了新变化。1905合约交割前，5500大卡与5000大卡的价差超过90元，交割5000大卡煤的性价比更高，出现了罕见的低卡煤交割。另外，澳煤的价格优势明显，1907、1909、1911合约都出现了澳煤交割。