2021年动力煤期货年报：冰与火洗礼下的动力煤_新浪财经

　　原标题：冰与火洗礼下的动力煤

　　来源：一德期货

　　内容摘要

　　今年的疫情、内蒙倒查20年、进口限制等打破了前两年较为稳定的煤炭格局，煤价的波动再度扩大，随着期货合约逐步演变成连续合约，期货价格发现功能进一步凸显，在引导现货上作用更加明显，今年期货基本领先现货半个月左右的波幅，在市场越发成熟以及期货交易活跃度进一步提升下，期货的影响将进一步增加，对于市场价格的变化有更好的指导作用。四季度神华也对月度长协定价作出调整，改为周度定价，更贴近现货市场。从今年的政策表现来看，市场自发调节的空间也增大。

　　核心观点

　　从供需格局看，今年受内蒙倒查20年影响，供应增量受到限制，表外产量减少，但整体供给具有稳定性，供给侧改革结束，煤矿加速整合，产能结构进一步优化，先进产能仍将持续释放。

　　用电端来看，今年一季度受疫情影响需求乏力，拖累全年的用电增速，明年同时受到需求侧改革和经济内循环的影响，预计用电增速恢复到4.5%左右。不过在发电上，清洁能源的占比持续提高，逐步承接用电增量的份额。预计明年整体的供需结构将有所改善，供需错配的时间长度和缺口有缩小。

　　1.2020年动力煤价格回顾

　　1.1 2020年动力煤价格走势变化

　　2020年初，供应早退，北方各地在降雪影响下，煤炭运输受阻，煤矿销售不畅，减产停产增多，港口调入量低位运行，库存进一步回落，市场煤源有一定紧缺，整体情绪小升温，报价有上探。受新冠疫情影响，春节后工人返工、企业复产整体延迟。年后大部分煤矿仍处于停产状态，供应偏紧，煤源紧张的局势进一步体现，推升期现价格再有上涨。

　　元宵节过后，上下游复工进程开始有所推进，在能源保供要求下，煤矿复产情况明显好于下游企业复工，供应紧张局面逐步缓解，而需求端并未有明显起色。3月份海外疫情逐步扩散并加重，全球恐慌氛围笼罩，内需乏力，外需下滑，悲观情绪持续发酵。港口库存攀升，部分煤企为了清理库存，甚至推出量大优惠政策，大量降价抛货。导致从2月下旬到4月下旬，煤价接连破位下行，其中CCI5500大卡煤价一路跌破长协基准价、绿色区间下沿，蓝色区间下沿，最低价创下469元/吨。

　　随着煤价持续下跌，4月中下旬市场上稳价调控消息开始增多，盘面提前触底反弹，5月份大秦线检修，内蒙地区受倒查20年影响煤管票严控，后面在水电发力迟缓下，随着气温升高，电厂日耗明显回升，再加上进口收紧消息频出，种种因素叠加推升市场升温，煤价整体迎来反弹上涨。到二季度末港口5500大卡下水煤价格基本横盘在570附近，盘面主力合约运行至550左右。

　　受交割行情的推动，7月初煤价再上新台阶，但这波涨基本面支撑力度较小，交割过去后市场逐步降温，在水电出力较强下，耗煤需求进一步回升幅度有限，电厂补库后备货相对充足，煤价整体松动回落，到8月份基本弱稳运行。

　　9月份市场再被点燃，煤源持续偏紧，供应相对跟不上，在冷冬预期以及10月份大秦线将开启秋季检修下，终端经过去库后提前补库预期明显增强，环渤海港口持续去库，下水煤价格大幅走高。到月底保供政策才出来，内蒙煤管票放松，供应边际有所改善。但四季度供需整体仍偏紧，11月下旬随着需求进一步强劲回升，供需矛盾更加突出，期现价格大幅上涨，屡创新高，盘面突破700一线。

　　1.2 2020年动力煤价格特点

　　一，波动幅度再扩大。今年受疫情、内蒙倒查20年、冷冬等多因素影响，供需出现错配，价格波动幅度明显扩大，全年走出“V”型。以CCI5500大卡的价格波动为例，2017年CCI5500大卡的波幅有174元，2018年CCI5500大卡的波幅达到了201元，2019年收窄到95元。今年，截止到12月2日，CCI5500大卡的波幅再回到170，后面价格暂停公布。以CCI5000大卡的价格波动来看，2017年CCI5000大卡的波幅有145元，2018年CCI5000大卡的波幅达到了210元，2019年收窄到88元，今年截至12月8日，价格波动再扩大到195元，比去年翻了一倍多。

　　二，煤种价格波动存异。今年澳煤进口通关延续限制政策，价格持续低位运行，内外价格进一步升高，四季度在进口有增量的情况下，外矿报价触底反弹，但因澳煤依旧严格，进口高低卡价差大幅收窄。国内来看，内蒙产量减少，港口优质低硫蒙煤持续紧缺，5500大卡与5000大卡的价差缩小。

　　三，升水次数增多，之前动力煤期货属于常态贴水情况，但今年由于港口库存持续在低位，合约连续性进一步增强，交割行情时有出现，在情绪和资金作用迅速下，期货多次出现升水现货的情况，升水幅度一度达到40元/吨。

　　2．供应情况：

　　2.1 原煤产量

　　10月份，生产原煤3.37亿吨，同比增长1.4%，上月为下降0.9%；1—10月份，生产原煤31.3亿吨，同比增长0.1%。

　　春节放假叠加疫情影响，煤矿整体开工率在低位，1-2月份规模以上原煤产量同比降幅达到6.3%，主产区疫情相对比较轻，在能源保供政策推进下，3月份原煤的产量开始明显回升，也是创下目前今年单月的最高值，4月份同样保持了较高的同比增速。但是内蒙受倒查20年事件影响，煤管票严控，产量持续跟不上，同比一直为负增长，导致全国规模以上整体原煤产量从5月份开始单月产量持续不及去年同期。9月底，保供政策再次出台，内蒙煤管票放松，10月份内蒙产量降速收窄，全国整体产量实现1.4%的同比增长。

　　今年累计产量来看，1-10月份生产原煤21.3亿吨，同比微增，基本与去年持平，整体上山西、陕西的增量基本覆盖了内蒙的一个减量。预计全年增速不到1%。

　　从产量集中度来看，近年来晋陕蒙地区占比在逐年增加，去年已经达到全国合计产量的70%，今年1-10月份的占比为71.07%，较19年整体仍有小幅增加。而在主产区中，往年内蒙的占比最高，山西次之，而今年由于内蒙产量的大幅下降，出现了一个让位，目前山西的产量排到了第一位。另外，按照原计划，内蒙倒查20年是要持续到明年6月份的，目前是因为保供而中断，后面会不会延续以及是否会波及其他省份需要进一步关注。

　　2.2 进口煤情况

　　11月份，煤炭进口1167.1万吨，同比减少43.8%；1—11月份，累计进口煤及褐煤2.65亿吨，同比减少10.8%。

　　今年进口整体严控，进口量前高后低，四季度在保供形势下，进口适当放松，其中东北地区定向释放1000多万吨的额度，11月份沿海地区各省合计也新增2000万吨左右额度。而对于澳煤，整体限制仍严格，据了解只有个别几船有通关，并非常态，澳煤受限使得进口高卡煤偏少，10月份终端对进口煤询货增多，也积极订购其他国家的高卡煤，但补充需要时间。预计今年总进口量略低于去年，明年1月份通关量较多。

　　从今年进口的管控上看，进口控制力度、措施更有力度。明年平控基调不改，澳煤限制相对依旧严格。

　　3．中下游情况：

　　3.1 环渤海港情况

　　今年主要受疫情影响，环渤海港口调度呈现明显的前低后高态势。疫情期间高速公路免费，长途汽运性价比更高，挤占了港口的发运比例，1-5月港口调入持续在低位运行，5月末大秦线检修结束后，由于港口价格快速上涨，发运出现久违的利润，同时6月高速公路也恢复收费，所以6月份调入量出现快速上升，其后月份出现一定回落，但整体维持不错的水平。截止到12月10日，环渤海8港全年合计日均调入量为165.93万吨，较去年均值回落5.37%，其中黄骅港仍有3%的增长，降幅主要在秦皇岛和京唐港。调出来看，一季度需求明显下滑，下游企业生产复工推进缓慢，耗煤量低位徘徊，拉运采购难见增量，一直到5月份需求才恢复到去年同期的水平，调出量从5月份开始也持续维持在偏强的水平。截止到12月10日，环渤海8港全年合计日均调出量为165.92万吨，较去年均值回落6.52%，同样黄骅港维持了小幅正增长，其他港口均有一定下滑。

　　从均值水平来看，全年调入调出基本相当，但阶段性差异较大，供需有错配，这也造成环渤海港口库存波动较大。1-2月份在供应早退及年后复工推迟下库存偏低位运行，3-4月经历了大幅累库，期间最高库存接近2800万吨。5月份在大秦线检修而需求快速恢复下又开始去库，6月份库存企稳累积，同比相对仍偏低位。从8月下旬港口又开始了持续去库阶段，一直到10月末大秦线秋季检修结束，才看到库存的企稳，但是垒库仅仅持续了三周时间，且幅度有限。11月下旬在气温降低，冬季深入下，耗煤需求大幅回升，终端询货采购增多，拉煤船舶数持续在高位，港口从净调入再转为净调出，垒库无果，库存持续低位运行。截至到12月10日环渤海8港合计库存为1743.2万吨，较全年均值水平低11.4%，相比去年同期，库存减少500多万吨，降幅达22.5%。各港口均有较大幅度的减量，仍具有标杆作用的秦皇岛港，库存从9月份以来基本持稳在500万吨的低位水平。环渤海港口在缺煤状态下，报价频繁抬高。

　　3.2 重点港口情况

　　今年全国整体港口库存低位运行，尤其是中下游港口。据煤炭江湖的一个统计显示，截至到12月初，全国73港动力煤库存只有5250万吨，同比减少1600多万吨，其中江内港口同比去库接近500万吨至689万吨，华东13港口动力煤库存回落至1000万吨以下，华南14港口库存同比也偏低400多万吨。

　　另外从长江口8港的一个小样本来看，全年库存走势与去年差异不大，但整体重心下移，到11月底库存水平约310万吨，较去年同期基本减半。中下游港口的低库存整体对下水煤价格形成一定支撑。

　　4．终端电厂：

　　4.1 沿海电厂情况

　　春节过后，电厂耗煤量恢复明显较慢，持续低位运行，基本进入4月份工业复工才明显有恢复，叠加一些宏观利好政策释放，需求端才有明显好转。沿海电厂前4个月日耗一直同比偏低，进入5月份，随着工业需求进一步增加、气温升高以及特高压检修等影响作用，日耗出现快速回升，表现较强劲。今年6月之前水电不及去年，相应对火电形成提振。而5月底，特高压检修结束，雨水也增多，6月份水电出力开始逐步增强，沿海电厂日耗增速放缓，徘徊震荡运行。今年来水较晚，但水电出力持续时间较长，一直到10月份水电的增速仍在高位。

　　从CCTD统计的沿海八省终端供耗存来看，9、10月份日耗明显不及去年同期，相应的库存提前补至偏高水平，而进入11月份，耗煤需求回升至去年同期水平，11月下旬日耗增速进一步加快，表现强劲，库存提前回落，拉运补库需求增强。

　　冬季冷冬有兑现，沿海部分电厂库存出现告急，11月下旬以来供需矛盾突出，持续发酵，12月中旬发改委开会保供稳价，相应的华东地区有开始发布公共设施限电的通知，以求降低负荷。

　　4.2 统调电、重点电厂情况

　　重点电日耗基本在4月份恢复至去年同期水平，后续维持偏强运行，夏季旺季高点有一定后移，且峰值略低于往年，迎峰度冬前的淡季低点也略偏低，统调电的日耗走势基本与重点电一致。

　　今年夏季重点电垒库的高度在9000万吨附近，统调电垒库高度在1.4亿吨附近，今年去库的时间略晚于往年，但去库速度偏快。重点电2019年大概是从7月月中去库，从9168万吨去到9月月中的8099万吨，两个月去库1069万吨，而今年是从7月下旬开始去库，略晚一周的时间，从8954万吨去到9月初是7643万吨，去了1311万吨，这也相应增加了冬储补库进度的提前。

　　9月中上旬在冷冬预期以及电厂快速去库后，补库进程开启，今年统调电冬季垒库创新高，到10月19日库存已达1.51亿吨，库存可用天数33天。11月17日，统调电进一步垒库至接近1.6亿吨，再创历史新高，但可用天数小幅下滑至30天，说明日耗有明显回升。

　　重点电垒库来看，到10月28日，库存水平为9684万吨，后面的数据暂未有公布。我们根据另外样本的一个估算，后续库存基本是维稳的状态，变化不大，而11月中下旬开始，耗煤需求明显恢复，库存出现较快的回落，推算的12月初重点电库存水平大概在8580万吨，一个月多的时间去库约1100万吨，库存水平同比偏低900多万吨，供需相对偏紧。

　　5．电力供需情况

　　5.1 发电情况

　　从发电数据上来看，一季度需求明显下滑，发电增速同比持续为负值，4月份总发电量同比转正，5月份增速进一步扩大，经济恢复，发电需求逐步好转，后续月份维持不错的一个增速。1-10月份总发电量60288.3亿千瓦时，同比实现1.4%的正增长。受疫情影响，今年的发电增速整体放缓。

　　分品种来看，清洁能源发电维持较好的增速，今年风电表现强劲，1-10月份发电量达到3326.6亿千瓦时，同比增长10.5%。核电和太阳能增速相较去年有所放缓，但整体新能源发电份额进一步提高。今年水电增速呈现前低后高的走势，由于来水较晚，出力较弱， 1-5月水电同比降低11.3%，发电占比也出现3个百分比的下滑，而5月底，特高压检修结束，雨水也增多，6月份水电出力明显增强，后续月份增速进一步加大，10月份的水电季节性回落仍不算明显，增速仍达到25.4%。同时由于水电占比仅次于火电，因此水电前后的较大差异也造成火电的波动较大，在水电出力疲软时相应对火电形成提振，上半年火电占比再增加，5月份火电单月的同比增速明显高于总发电量增速。而在后半年水电持续强劲下，火电的增速也多次转负。

　　从发电占比来看，近年来清洁能源发电占比不断提高，火电比重虽最大但在持续降低。今年1-10月份火电发电占比为70.22%，较去年再下滑两个百分点，水电占比提升至17.32%。

　　5.2 用电情况

　　今年用电量整体也是前低后高，上半年总的用电量下降，分行业看几大产业有明显差异。受疫情影响，工业企业整体复工复产较慢、制造业需求下滑，服务类行业更是受到重大冲击，一季度第二、第三产业的用电量同比下降，其中第二产业于4月份同比增速转正，第三产业在5月份才恢复至正常水平，第一产业和城乡居民生活用电量持续保持正增长。1-10月份的用电量来看，全社会总用电量60306亿千瓦时，同比实现1.81%的正增长，其中第一产业增速达到9.7%，城乡居民生活用电量同比增长5.9%，第二、第三产业增长有限。

　　从各产业用电占比来看，第二产业仍占有最大的份额，但是占比却在逐年下降，今年1-10月用电占比达66.89%，较去年减少1.43%。第一产业基数低，占比只有1%左右。近年来第三产业和城乡居民生活用电占比持续上涨，上半年第三产业受到重创，今年占比增长不明显，而城乡居民生活用电占比再增加1.23%。后期第三产业和居民城乡用电占比预计会进一步增加，是后期用电增量的重要关注点之一。

　　6．明年走势分析

　　6.1 价格情况

　　从供需格局看，今年受内蒙倒查20年影响，供应增量受到限制，表外产量减少，但整体供给具有稳定性，供给侧改革结束，煤矿加速整合，产能结构进一步优化，先进产能仍将持续释放。用电端来看，今年一季度受疫情影响，需求乏力拖累全年的用电增速，明年同时受到需求侧改革和经济内循环的影响，预计用电增速恢复到4.5%左右。不过在发电上，清洁能源的占比持续提高，逐步承接用电增量的份额。预计明年整体的供需结构将有所改善，供需错配的时间长度和缺口有缩小。

　　6.2 市场形式的变化

　　今年有两个较大的政策改变了今年的市场格局，一是国内倒查25年，二是从一开始限制异地报关及严控澳煤。

　　倒查25年导致国内蒙煤产量下降，整体煤炭产量增速下降，沿海高卡低硫的蒙煤紧缺。严控澳煤也导致高卡进口煤缺失，目前整体沿海市场都有高卡煤紧缺的结构性问题，尤其是在电厂负荷较高的旺季，体现的尤为明显。

　　另一方面，《国家发展改革委办公厅关于做好2021年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》中对于中长期合同的比例较去年有所提高且更加细化，其中规模以上煤炭企业签订的中长期合同数量从应达到自有资源量的75%以上提升到80%以上。增加对于2019年以来核增产能煤矿核增部分的长协要求，要求这部分签订比例达到90%以上。而电力企业也进一步细分出使用进口煤的电厂国内煤使用量的长协比例，要求其国内煤使用量的80%以上要签订中长期合同。同时增加对3-5年有明确价格机制的中长期合同的要求，其比例不得低于年度中长期合同总量的30%。

　　在保证履约方面，强调了严禁以抢占铁路运力等为目的签订虚假合同这一现象。同时在履约考核细分上，从季度和年度考核进一步细化到月度、季度和年度考核，其中月度履约率不得低于80%，季度履约率从不得低于80%提升到不得低于90%。

　　相对于2020年来说，2021年不仅在长协量及履约率上均有提升，而且对于企业种类、合同性质、履约考核频率均有一定程度的细化要求，可以看出国家对于中长期合同在稳定和保障煤炭供需作用的肯定，并在总结经验后，对中长期合同进行优化和完善。

　　6.3 明年需要重点关注的变数

　　1、产量增速恢复情况：按照原计划，内蒙倒查20年是要持续到明年6月份的，目前是因为保供而中断，明年会不会延续以及是否会波及其他省份需要进一步关注。另外如榆林地区明盘的生产情况、内蒙古临时征地的审批情况都会对产量增速的恢复造成影响。

　　2、下游需求的增长情况，尤其是火电增速的恢复情况，国内宏观经济修复，疫情的变化情况。经济内循环的推动及需求侧改革的影响。

　　3、季节性的气候变化：来水时间、夏季温度、冬季温度等。

　　4、进口政策变化及导向，尤其时澳煤进口会不会一刀切。以及澳煤严控后进口格局的改变。

　　5、产业结构的变化，尤其是港口产业结构的变化，市场煤比例、贸易商比例、市场煤与长协煤价差转换等。浩吉铁路对海进江的冲击等。

　　6、交割行情对于动力煤价格走势的影响。

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