李学刚：2020年沿海地区动力煤市场展望

12月4日，2020年度全国煤炭交易会在山东日照召开，中国煤炭市场网副总裁李学刚参会并发表演讲。

其主要观点有：

1、2019年沿海地区动力煤市场供求宽松倾向逐渐增强；

2、2020年原煤产量将进一步释放；

3、铁路和港口将有效支持面向沿海地区的动力煤供应；

4、沿海地区动力煤需求继续保持低速增长；

5、限制煤炭进口措施的弹性较大。

2019年行情回顾

1、2019年沿海地区动力煤市场供求宽局面向已经确立

2019年3月中旬之后北方港口现货煤价呈阶梯性下跌态势（见图一）。价格反弹的高点逐渐下移；价格运行的底部逐渐回撤；价格反弹的力度逐渐减弱。

2、供给侧改革对煤价的“驱动上涨”过程已经在2018年结束

煤炭产能逐年增加、原煤产量逐年增长；铁路运输对煤炭供应的瓶颈制约已经消除；环保、安全生产等非常规因素的负面影响趋于弱化。

二、2020年影响因素分析

1、主产地的原煤产量进一步释放

新增煤炭产能将继续投放。在形势不利的背景下，1~10月份原煤产量30.63亿吨，同比增加1.33亿吨、增长了4.5%。

1~4月份，全国原煤产量同比仅增加645万吨、增速0.6%（5~10月份同比增速达到了6.9%）；

1~10月份，陕西省煤炭产量同比减少0.3%（2018年同期同比增加6457万吨、增长14.5%）；

1~10月份，是三年来全国“表内产量”同期同比增加最多的一年。

现有动力煤价格水平下煤炭企业的生产积极性较高。榆林市已经陆续批准了十三批煤矿复产，明盘治理项目的煤矿复产也将继续推进，该区域的原煤产量将明显释放；抑制原煤产量增加的因素减弱；煤炭企业超能力生产现象将继续存在。

2、面向沿海地区的铁路煤炭运力延续宽松局面

⑴ 2019年铁路煤炭运力需求显著降速（见表一）；

⑵ 2019年面向环渤海港口的铁路煤炭运力已经宽松。

2019年唐呼线新增煤炭运能1.0亿吨，达到1.5亿吨；大秦线和朔黄线可新增1500万吨以上；其它线路如瓦日线、兰渝线等铁路煤炭运力增量超过3000万吨；浩吉铁路通车间接减少了针对环渤海港口的铁路煤炭运力需求。

3、环渤海港口的煤炭发运能力已经过剩

⑴ 2018年以来港口煤炭下水量增速持续放缓（见表二）。

⑵北方港口煤炭下水能力已经过剩（见表三）。

4、沿海地区的动力煤消费需求继续放缓

⑴ 全国发电量增速或将继续放缓（见图四）。

1-10月份，全国规模以上电厂发电量5.3万亿千瓦时，同比增长3.1%，增速比上年同期回落3.8个百分点。其中，火电发电量同比增长1.1%，增速比上年同期回落5.2个百分点；水电发电量同比增长6.5%，增速比上年同期提高2.1个百分点。

今年5月份的发电量增速曾一度创下近三年来的最低水平。今年9月份之后全国发用电形势好转，但持续性有待观察。

⑵ 2019年沿海地区电煤消费的增速低于全国平均水平（见表四）。

⑶ 2019年沿海地区的动力煤需求逐渐趋弱（见图五）。

4、2020年沿海地区的动力煤消费需求或将进一步放缓。

铁路直达发运到沿海、沿江地区的动力煤数量继续增加；沿海地区高耗能产业向中西部地区转移对用电需求结构的影响继续显现。东南沿海地区经济发达省份逐年削减煤炭消费量；东南沿海地区的区外售电量将继续增加（见表五）。

——2019年9月中旬，昌吉-古泉±1100kV特高压直流输电工程正式投入运行，每年可从新疆向中东部省市输送电力660亿千瓦时，将减少华东地区燃煤需求3000万吨以上。

——2020年，南方电网公司两条西电东送大动脉±800千伏昆柳龙、±500千伏禄高肇多端直流工程有望投产，届时云南送电能力将增加1100万千瓦至4215万千瓦。

5、进口数量成为动力煤市场的较大变数之一

⑴2019年煤炭进口总量超预期。主管部门对煤炭进口的限制有所保留？

进口动力煤是2019年保证供应、促使动力煤供求关系改善的重要方式；进口动力煤的价格优势明显，直接降低了发电成本，国内炼焦煤市场对进口炼焦煤存在刚性需求（见表六）。

⑵ 2020年煤炭进口总量如何控制？

延续“总量平控”措施？不能误判主管部门限制煤炭进口的能力和预期。

——可能相对宽松：国内现货动力煤价格上破绿色区间的上线；2020年年度长协电煤的基础价格不下调；

——也可能收紧：国内现货动力煤价格下破绿色区间下线。

⑶ 与国内动力煤的比价关系仍然是影响动力煤进口量的重要因素。

影响主要发电企业对进口动力煤的参与程度；影响进口贸易商的参与热情和参与程度；国际航运市场价格走势以及汇率变化对煤炭进口成本的影响。

6、继续提高库存对可供资源的吸纳能力有限

2019年主要环节的动力煤库存继续增加并升至历史高位（见图六、图七）；继续提高库存将受到企业库存成本的制约；继续提高库存将受到动力煤价格走势的影响；继续提高库存将受到各环节新增库存能力的限制。

图七：2017年以来全国重点发电企业电煤库存及同比情况

7、靠天吃饭行情仍将演绎

春季来水状况的不确定性；夏季气温状况的不确定性；冬季气温状况的不确定性。

三、2020年动力煤价格展望

1、2020年年度长协动力煤价格猜想

政策指导下，5500大卡动力煤年度长协基准价格不做调整：5000大卡及其以下低热值动力煤长协基准价格仍然存在变数。

——5000大卡动力煤是电煤消费的主流品种；

——低热值动力煤的长协基准价格确有搭车之嫌（见图八；1~11月，5500大卡现货和年度长协的均价分别596元/吨和556元/吨，5000大卡动力煤现货和年度长协的均价分别517元/吨和506元/吨。）

——当前市场形势对发电企业有利，而且电价面临继续下调压力。

2、现货煤价的波动幅度进一步缩小

近四年来北方港口5500大卡现货动力煤价格波动幅度情况：

2016年的运行区间为364~742元/吨，最大振幅是378元/吨；

2017年的运行区间为554~728元/吨，最大振幅是174元/吨；

2018年的运行区间为569~770元/吨，最大振幅是201元/吨；

今年截止到11月底的运行区间为551~643元/吨，最大振幅是92元/吨。

库存对动力煤价格走势的调节作用继续显现；资源渠道多样化趋势在煤价上得到展现；消费企业对季节性需求变化的预案更加有效；政策调控的效果有望更加及时、充分得到体现。

3、北方港口动力煤的价格中枢将继续下移

预计2020年北方港口现货动力煤的价格中枢将再度下移。

4、降价压力将更多地向产地传导

价格倒挂局面致使动力煤贸易企业、特别是发运到港的动力煤贸易企业连续两年亏损，2019年亏损尤其严重（见图十）；随着贸易企业被迫退出动力煤营销，包括产地在内动力煤市场的活跃度将出现下降；煤炭生产企业盈利空间较大背景下的销售压力增大。

5、动力煤价格的整体跌幅受限

产能利用率偏高局面仍然有待修复（仍然需要非常规产量保供）；环保工作对产量释放的阻碍作用继续存在；主产地原煤产量的就地转化率不断提高；煤炭生产企业的市场观念和财务状况已经得到明显改善；煤矿安全生产问题及其对动力煤市场的影响存在不确定性；主管部门并不希望煤价深跌。