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    動力煤2019年上半年回顧及預期

    來源:金融界  撰稿人:  發布時間:2019年07月03日 瀏覽:
    摘要:

      2019年下半年,動力煤市場或將面對產區供應穩步增加,進口量三季度寬松四季度緊張情況,下游電力需求繼續回落,并且火電需求被水電等清潔能源替代明顯,再加中游港口高庫存,下游電廠高庫存、日耗低增長等因素共同作用,夏天旺季行情可能落空,煤價或將承壓,四季度可能受到進口煤限制政策影響而短期堅挺,但難改供需寬松的基本格局。

      一、2018年末至今,煤價逆季節性周期走勢較為明顯。產區因礦難引發的安全檢查籠罩19年上半年,致使供應側驅動成為2019年上半年主導。

      2018年末10月市場因冬季預期沖高之后,隨著北方冬季真正來臨,煤價旺季持續下跌。下游高庫存、高日耗背景下,供應依然可以穩定保障,煤價下行顯現供需過剩情況。這充分表明了我國煤炭產能和需求方面已經從16年因供給側改革導致的緊平衡,轉化為寬松狀態。而隨著19年新產能不斷投產,供需寬松的格局將進一步確認。

      在此預期背景下,2019年初煤價低位振蕩。但后期意外發生的礦難引發嚴峻的安全檢查形勢,再次引發了供應側波瀾。

      2019年1月12日榆林百吉礦業發生特大礦難,造成21人死亡;2月23日內蒙銀漫礦業再次發生特大安全生產事故,造成22人死亡。連續特大礦難事故引發安全生產關注度驟升,煤炭產區生產受到劇烈影響。

      與此同時,2019年2月份開始我國對澳洲煤炭進口進行嚴查,導致澳洲進口煤受限。在短期風險因素和長期產需寬松博弈過程中,春節前后,全年需求最淡之期,產區煤價持續上漲,帶動港口煤價走高,直至4月11日港口煤價達到2019年高點,期貨交割基準品5500大卡動力煤報價640元/噸左右。

      后礦難時期,產區生產受限情況下,遭遇需求低迷,供需雙弱最終表現為隨著價格上升,中下游庫存持續走高,港口煤價漲勢不及產區。在產區緊張漲價、到港倒掛的情況下,港口率先開始下跌。隨后北方港現貨價格持續走低直至6月中旬。迎峰度夏預期落空,旺季之前再陷跌勢,逆季節性周期情況繼續上演。

      二、煤炭行情受到供給端決定的情況,在5月后逐步轉為需求端因素占主導。后期如何演繹需進一步關注供需平衡移動情況。

      1.國內原煤生產端一路坎坷,但總量仍大幅增長,預計后期還以穩定增加為主。

      2019年以來產區供應端礦難頻發,安全檢查形勢嚴峻,陜西春節后復產艱難,似乎生產大幅萎縮。但我們從全國原煤產量數據看來,2019年原煤產量依然穩步提升,甚至在3月和5月達到接近3%和超過5%的提升。這說明之前我們對煤炭產能比較充裕的判斷是正確的。但是我們所了解的產區限產嚴重問題就不存在嗎?

      當然不是,從陜西,內蒙,山西產量分項數據看,陜西原煤產量確實大幅萎縮,上半年產量累計同比下降13.2%。但內蒙和山西卻大幅增產,1—5月份山西原煤產量累計同比增產8.4%,內蒙原煤產量累計同比爭產7.2%。而從各月分項數據看來,陜西減產幅度正逐步恢復,山西增產幅度較為穩定,內蒙增產幅度5月份最高。

      而6月份,陜西連續公布第六批、第七批復產名單,并且今年以來批復新建和產能置換的先進產能逐步落實。預計陜西煤炭產量會逐步恢復。按往年陜西生產節奏看來,6月產量將比5月增產300—450萬噸。如果再增加陜西合規復產的額度,可能6月會有更大幅度的增產。

      但內蒙能否延續如此大的增產幅度,還是問題。因6月份以來,內蒙地區嚴格治理貨車超載情況,導致內蒙煤礦外運困難。進而影響了內蒙煤礦的銷量和產量。

      6月以來鄂爾多斯煤炭運銷數據僅與3月數據相當,若整個內蒙地區數據以鄂爾多斯水平來估算的話,6月份內蒙全省可能產生環比800萬噸的產量下降,可能導致19年6月環比產量下降約9%。而歷史數據上看因環保、安全檢查等原因,內蒙前兩年6、7月數據都比5月低,所以19年6月環比下降的同時,仍可能維持同比17%以上的增長。

      發改委、能源局6月25日聯合發布通知,要求統籌做好2019年能源迎峰度夏保障供應工作,加快推進煤炭優質產能釋放,晉陜蒙等重點產煤地區要帶頭落實增產增供責任,大型煤炭企業要積極挖潛增量;各地要科學加快儲氣設施建設;加強儲煤設施建設,鼓勵有條件的企業在煤炭生產地、消費地、鐵路交通樞紐、主要中轉港口建立煤炭產品儲備,按照合理輻射半徑,培育建設一批儲煤基地。政府在旺季之前強調保供、產能釋放工作,對三季度煤炭供應釋放的預期進一步增強。

      綜合國內產量方面,預計后期陜西產量會逐步回升,山西也可能保持穩定或略增,而內蒙產量可能有所回落。初步預計晉陜蒙原煤產量環比最多下降400—700百萬噸,而同比增幅仍可能達到4%左右。而再往后看,陜西和內蒙的生產受限問題都會逐步得到解決,在三四季度看來,原煤產量仍有很大上升空間。十一國慶前可能成為整個下半年限產最嚴格期間。十一過后,產能釋放節奏可能進一步加快,進而應對冬季供暖需求。

      2.澳煤進口限制并未全面減少進口量,并且2019年我國進口動力煤依然執行平控政策,進口方面短期預計穩定,但下半年可能受限。

      6月10日,海關總署發布數據顯示,中國5月份進口煤炭2746.7萬噸,同比增加513.4萬噸,增長23%;環比增加216.8萬噸,增長8.57%。

      2019年1—5月,全國共進口煤炭12738.8萬噸,同比增長5.6%。

      6月份海關總署下發各關《海關總署綜合業務司關于煤炭進口情況的函》稱,煤炭進口監督工作是國家鋼鐵煤炭行業化解過剩產能工作的重要內容之一,近期發改委致函總署,要求加強進口管理,并認真做好進口煤炭監督工作,嚴控劣質煤進口。

      數據上看,今年前5個月進口總量已經很多,據筆者了解,沿海電廠6—7月仍將有較多進口煤到港,以備迎峰度夏。很可能原煤進口數據直至8月份都難以下降,甚至比5月更多。這也是海關總署提出關注的原因。而19年我國依然要執行進口煤炭數量不超去年的平控政策,前半年大量進口將很可能像18年一樣擠壓下半年甚至四季度的進口額度。

      如果以6月份開始直至年末,進口量平控政策落實,6—12月份每月僅有2241萬噸額度,較5月數據下降466萬噸/月,環比下降17.2%,即上圖的預1情況,但這種情況預期概率較低;如6-8月保持5月份的進口量,那么9—12月,每月進口額度就只有1892萬噸/月,較5月份進口量下降855萬噸/月,環比下降31.1%,筆者認為這種可能更大一些。

      綜合評估進口煤,預計短期還不會受限,但三四季度很可能因落實平控政策隨時限制進口煤數量,這對下半年煤炭供應和市場氛圍是一個影響,但此情況對市場氛圍和炒作的影響程度大于實際供應的影響。

      3.電力需求明顯下滑,火電發電量降幅更加突出。重點電廠庫存高企,都表明下游需求不佳。

      都說今年宏觀形勢不佳,經濟下行壓力較大。從電力需求數據方面看,這是有道理的。我國全社會用電數據上看,2019年5月份社會用電量同比增幅從2—4月份的6%—7.6%下降至同比2.37%。而1—5月份社會用電量累積增幅降至4.64%,此數據在4月份為5.85%,2018年全年維持8.5%以上。社會用電量同比數據和累積同比數據明顯看到,電力需求轉弱跡象。

      而在社會用電量增速全面下滑的背景下,環保能源增幅巨大,火電產生明顯下降。2019年5月,全國火力發電3830.6億千瓦時,同比增幅-2.33%。電力需求全面遇冷,火電是最冷的那一個,這將明顯壓制動力煤需求。

      火電總體數據不佳,我們必須再看火電廠方面具體如何。

      重點電廠供耗煤情況看來,今年日耗情況僅與去年同期差不多,但5月份稍低于去年。這是因為,一去年5月份基數較高,二今年5月水電較高,并且天氣涼爽,三社會用電需求整體下行并且環保能源發電大幅增加。

      但采購方面3—4月采購略高于去年,導致重點電廠庫存高企。從宏觀方面看,社會用電下行跡象顯現,后期有逐步進入水電旺季,水電對火電的替代作用在7—9月份達到每年的高峰,并且今年南方降水量很大,水電數據或大幅好于往年,這在下一部分著重分析,而天氣方面因厄爾尼諾跡象顯現,預計今年南方會是涼夏。綜合各方面看不到后期火電需求超季節性增長的跡象?;痣姲l電量可能同比增幅為零,甚至延續同比降幅。而重點電廠庫存又高企,對后期煤炭需求不利。

      而全國73港煤炭庫存統計數據我們也能得出,今年超高的港口庫存同樣沉重壓制煤價。因2018年港口庫存就持續處于高位,庫存高于去年同期961萬噸,高于前年同期2656.7萬噸。在去年高基數情況下,今年庫存繼續大幅上升,壓制后市煤炭價格。

      由以上數據,日耗與去年同期相差不多,采購較去年略高。我們做一個供耗煤數據預測,“預判1”以去年6—8月份日耗數據作為今年6-8月份日耗標準,以今年5月份采購均值日供煤363萬噸作為采購標準。計算可得“預判1”情況在8月30日重點電廠庫存可能下降2977萬噸至5687萬噸,低于去年8月30日的6743萬噸庫存水平15.6%,但高于2017年8月末水平。也就是說,電廠完全按照5月份情況采購,夏季高峰期過后,庫存可能跟前年同期持平。如果考慮港口庫存水平,“預判1”情況下,甚至煤炭社會庫存大幅高于前年,僅略低于去年8月末水平。

      如果電廠在8月30日仍然維持20%的庫存同比增幅。那么僅需要在6—8月兩個半月期間比“預判1”情況增加采購2977萬噸即可。即“預判2”每月增加采購2977/2.6=1145萬,按照5月份月采購11253萬噸計算,月采購需要增加10.2%。

      也就是說預計今年夏季重點電廠較5月份需要增加0—10.2%的采購即可順利度夏。相對于去年8月較同年5月采購增量1271萬采購增幅11.3%的情況來說,下降空間較大。而回憶2018年行情,18年6月13日達到年度高點,夏季價格持續下跌,8月6日首次觸底,隨后震蕩整理,直至9月下旬開始炒作冬儲需求才沖高一波到10月18日創第二高點,隨后冬季旺季再次一路下行。

      而今年將比去年更高的庫存,可能更低的日耗入夏,一旦電廠在夏季旺季采購以去庫存為主,那么旺季預期大概率落空。夏季過后最終面對依然是9月初電廠高庫存低日耗的情景,四季度煤價壓力或將更加沉重。

      4.今年水利發電數據較好,水電增幅高于社會用電總增幅比例。因今年厄爾尼諾現象越發明顯,預計夏季水利發電仍將保持較高增幅。

      今年水利增幅較大,3—5月增幅都超過10%,遠高于全國用電量增幅。其中分省份看來,全國水電裝機最大三省,云南、四川、湖北中,其中水利發電量最大的云南省和四川省水利發電增量最大,5月同比增幅云南達51.97%,四川達40.81%,湖北省增量不大,三峽樞紐發電量變化不大,對水電增量影響小于川滇。

      因今年厄爾尼諾現象逐漸明顯,西南地區降水量充沛,預計此種水電出力情況還將維持一段時間。對火電替代作用強勁,壓制電煤消費。

      未來行情預判

      2019年下半年,動力煤市場或將面對產區供應穩步增加,進口量三季度寬松四季度緊張情況,下游電力需求繼續回落,并且火電需求被水電等清潔能源替代明顯,再加中游港口高庫存,下游電廠高庫存、日耗低增長等因素共同作用,夏天旺季行情可能落空,煤價或將承壓,四季度可能受到進口煤限制政策影響而短期堅挺,但難改供需寬松的基本格局。

      后期可能風險點:1.內蒙生產限制;2.陜西復產進度;3.十一前限產情況;4.進口限制問題;5.水電是否符合預期;6.社會用電量會否大幅波動。

    責任編輯:上游
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