动力煤2020年报：涨跌震荡来去自如 只缘身在趋势中

　　来源：方正中期期货有限公司　

　　摘要

　　2019年撇开年初的安全事故所带来的阶段性影响外，动力煤经历了不温不火的一年，在涨势持续了4个月后，供给端的持续宽松终于给盘面带来了阶段性的反转。这种压力一直持续了整个2-3季度。旺季对于动力煤来说由于水电的强势以及进口煤的挤压已经不再是上涨的代名词，更多的还是事件因素所带来的阶段性波动。到了下半年，动力煤更是再也承受不住弱需求的压力，开始了长达半年的震荡走弱的局面。

　　另一方面，进口煤价格优势再加上进口量平控不及预期，使得内贸煤受到持续挤压。再加上电厂持续高库存的运营模式使得动力煤季节性需求有所削弱，也延续着淡季不淡旺季不旺的市场特点。在宏观经济换挡期叠加上我国发展清洁能源的大战略，对动力煤需求来说可谓是雪上加霜。火电发电量的萎缩不是偶然，而是会在2020年成为新的常态。房地产行业以及煤化工的平稳发展仅仅给动力煤需求带来一些安慰，体量较小依然难以撑起大局。

　　整体来看，2020年将是动力煤继续走入谷底的一年。坑口煤价的坚挺或将成为过去，浩吉铁路的运营也将逐步挤压下水煤市场，并且拉低动力煤的成本支撑。政策性保供以及较高的年度长协比例依然会成为2020年的主旋律。在全国电费下调的大背景下，动力煤价格必然也将震荡走弱易跌难涨。预计上半年将呈现先抑后扬的局面，全年维持震荡偏弱重心下移的行情，主要运行区间在480-600之间。

　　第一部分  2019年煤炭市场走势回顾

　　一、动力煤区间震荡并且重心有所下移

　　动力煤期货合约2015-2019年日结算价走势图 ：

　　2018年，市场较以前的季节性波动呈现出了新特点。在终端消费情况随时变化的现在，下游电厂为了防止出现阶段性用煤紧张而采取了淡季采购、全年维持高库存的煤炭采购策略。这样一来，既避免了在用煤旺季因突发性天气等因素所带来的用煤荒，也从需求端平抑了煤炭价格的暴涨暴跌，使得煤炭价格的季节性行情有所提前。在2018年，市场行情的驱动诱因是进口煤政策问题，每次放开或收紧都牵动着市场神经。

　　进入2019年以后，这种特点依然在持续，唯一略有不同的是年初时的事故频发给煤炭供应带来了阶段性紧张。主要煤炭产区的停产检查使得动力煤盘面运行创出了年内最高点，但是供需决定价格，暂时性的供应收紧不会左右长期趋势的发展。在先进产能投产以及关停产能复产的大背景下，动力煤进入了供应宽松的局面。加之今年上半年水电的丰产以及其他新能源的挤压，还有内外价差巨大的进口煤虎视眈眈，动力煤在下半年再次进入震荡下行的区间，至今难言触底。

　　二、煤炭行业利润率上升集中度提高

　　2016年以来，我国供给侧结构性改革深入推进。煤炭行业加快退出资源枯竭，安全保障程度低，环保质量不达标的煤矿和长期停工停产的“僵尸企业”。截至2018年底，“十三五”煤炭去产能主要目标任务基本完成。到今年6月份，我国累计退出煤炭落后产能8.1亿吨，提前两年完成“十三五”去产能目标任务。

　　2017年由于煤炭行业去产能政策的实施，煤炭价格持续走强，煤炭行业利润不断飞涨；2018年价格回归常态，煤炭企业利润随着煤炭价格的小幅回落而有所收缩；到了2019年，煤炭企业又受益于年初的大规模停产所带来的产能收缩，企业利润有了显著增长。如今，煤炭行业的环保检查、安全检查成为了常态，煤炭供给端的去产能改革也在持续实施。

　　近日，克强总理也在国务院常务会议上强调了要严控新增产能，原则上停止审批新建煤矿、新增产能的技改和产能核增项目，逐渐消化产能国家发展改革委，财政部，自然资源部，生态环境部，国家能源局，国家煤矿安监局联合印发“30万吨/年以下煤矿分类处置工作方案”（以下简称“方案”）提出，对30万吨/年以下煤矿进行分类处置，加快退出低效无效产能，提升安全生产保障水平，促进煤炭行业高质量发展。

　　从2019年的发展情况来看，经过五年的去产能洗礼，煤炭产业集中度进一步提升。一方面，煤炭行业去产能加快了大型煤炭企业的兼并重组，在行业形成了强强联合、强者恒强的竞争格局。另一方面，随着环保、安全生产、能耗控制等市场化措施的逐渐趋严，小型煤炭企业的生存空间被大幅挤压，在竞争中处于劣势地位。因此，以大型企业为代表的整体行业利润率在2019年环比有了较为明显的提升。另外，兼并重组也使得很多表外产能合法化，因此即便在去产能的大背景下，煤炭新增产能的释放依然是非常可观的，这一点我们从煤炭开采洗选行业的固定资产投资完成额的增长中也可明显看到。

　　第二部分 宏观经济增速放缓中的煤炭市场

　　煤炭作为我国现阶段所应用的最主要能源，它的兴起与没落与我国的宏观经济息息相关。纵观近十年的时间，煤炭价格在2012年以前都处于上升通道，并且随着我国煤炭行业供需矛盾的转化，煤炭价格在2008年7月达到了顶峰，5500大卡动力煤逼近1000元/吨的历史最高价位。之后虽然快速回落，但是又适逢宏观经济四万亿的刺激，打开了煤炭价格近三年的上涨周期。此后，产能过剩的弊端逐渐体现，加之下游需求开始放缓，煤炭价格进入了下行区间，直到2016年供给侧改革的开花才扭转了煤炭价格的弱势局面。

　　一、2020年宏观经济继续承压

　　从最新公布的三季度GDP情况来看，2019年三季度实际GDP同比增长6%，弱于前值6.2%，也低于预期的6.1%；三季度实际GDP环比增长1.5%，较前值1.6%出现下降，但是符合预期。一至三季度实际GDP累计同比增长6.2%，符合预期，较前值6.3%有小幅回落。此外，三季度名义GDP同比增长7.57%，比二季度的8.3%有所减速。三季度GDP平减指数从2.1%下降至1.57%。

　　GDP增速的下降支持决策层继续追加或坚持现有的稳经济措施，可能“保6”将成为今明两年经济工作的隐形目标。实际GDP仍承受压力的同时，我们预计三季度名义GDP增长将是年内底部，这意味着未来企业盈利改善的可能性上升。展望明年经济，我们认为总体保持乐观的同时仍有一定的风险因素存在。房地产方面仍是主要问题，预计相关风险最早四季度、最晚明年上半年可能暴露，房地产投资拖累总需求的风险不可忽视。基建投资稳健为主，上行空间或有限，如果明年地方专项债额度提前释放，则需要关注明年两会对地方债额度的审议。外需可能仍是主要拖累项，但随着贸易结构调整和边际修复的出现，前期的贸易对GDP的严重拖累将减小，甚至不排除出现带动。消费需求放慢有望缓和以及出现回升。产出端来看，去库存转向加库存之后，产出加速或呈现前高后低的趋势，同时随着结构调整，广义电子和装备制造等经济促进经济转型的行业将表现较好。

　　二、工业发展降速中煤炭行业一枝独秀

　　2019年9月份，规模以上工业增加值同比实际增长5.8%（以下增加值增速均为扣除价格因素的实际增长率），比8月份加快1.4个百分点。从环比看，9月份，规模以上工业增加值比上月增长0.72%。1-9月份，规模以上工业增加值同比增长5.6%。分三大门类看，9月份，采矿业增加值同比增长8.1%，增速较8月份加快4.4个百分点；制造业增长5.6%，加快1.3个百分点；电力、热力、燃气及水生产和供应业增长5.9%，增速与8月份持平。

　　三、第三产业依然是用电量增长动力

　　近年全社会用电量增减变化以及分项变化趋势图：

　　据国家能源局的最新统计数据显示，2019年9月份，全社会用电量6020亿千瓦时，同比增长4.4%。分产业看，第一产业用电量77亿千瓦时，同比增长5.8%；第二产业用电量3774亿千瓦时，同比增长3.6%；第三产业用电量1106亿千瓦时，同比增长8.5%；城乡居民生活用电量1063亿千瓦时，同比增长3.3%。

　　1-9月，全社会用电量累计53442亿千瓦时，同比增长4.4%。分产业看，第一产业用电量581亿千瓦时，同比增长4.7%；第二产业用电量35857亿千瓦时，同比增长3.0%；第三产业用电量8994亿千瓦时，同比增长8.7%；城乡居民生活用电量8010亿千瓦时，同比增长6.3%。2019年的用电量增长保持增长但是增速较2018年有所放缓，

　　第三部分 动力煤供给面因素分析及展望

　　一、煤炭进口平控难成

　　据海关统计数据显示，9月份，中国进口煤炭3028.8万吨，同比增加515.1万吨，增长20.49%；环比减少266.4万吨，下降8.08%。1-9月份，中国共进口煤炭25057.30万吨，同比增长9.5%。9月份，中国出口煤炭23.8万吨，同比增加6.1万吨，增长34.46%；环比减少10.3万吨，下降30.21%。1-9月份，中国共出口煤炭421.8万吨，同比增长22.2%。

　　2018年我国煤炭进口量在上半年涨势惊人，由于国外价格跌幅较大，内外价差优势明显，进口量不断攀升。另一方面国家进口煤政策的变化也使得全年煤炭进口呈现前松后紧的趋势。进入2019年，煤炭进口形势可谓是非常之好。去除2月份假日因素影响外，今年前9个月同比增长达到9.5个百分点，5月单月的量同比增幅甚至达到了34.7%。这样的数据对于年初“平控”的总基调来讲是非常危险的，未来几个月一旦政策收紧，进口量可能出现断崖式下跌。因此，明年年初，尤其是1月将是进口煤抢通关的重要时点。综合全年来看，进口煤由于价差巨大另外沿海电厂依存度较高，2020年依然将呈现增长态势，但也要随时关注政策的变化情况。

　　二、煤炭供给逐步宽松

　　我国煤炭产销量月度数据变化趋势：

　　2019年10月份，原煤产量3.2亿吨，同比增长4.4%，增速与上月持平；日均产量1048万吨，环比减少32万吨。1-10月份，原煤产量30.6亿吨，同比增长4.5%。10月份由于国庆长假和安全生产大检查等多种因素的共同作用，原煤产量同比小幅上涨4.4%，但与9月份环比日均产量减少32万吨，环比降幅2.96%，假日效应十分明显。

　　9月份全国煤炭销量完成2.95亿吨，同比增加1000万吨，增加3.5%。1-9月份全国煤炭销量累计完成22.8亿吨，同比增加0.43亿吨，增加2.12%。2019年，发改委明确提出“推动已承担产能置换任务、具备安全条件的优质产能项目，加快核准、加快开工、加快投产，持续扩大优质增量供给，促进煤炭行业新旧发展动能转换。到2020年，120万吨/年及以上大型煤矿产量占82%以上。”年初的安全事故所带来的停产影响随着时间的推移已经结束，进入下半年后在保供的主基调下，关停产能的复产以及先进产能的投产进入了高峰期。2020年，随着煤炭新增先进产能的进一步加快释放，煤炭供应格局还将维持宽松局面，在进口煤正常进入的前提下，煤炭市场将继续向供大于求倾斜。

　　三、煤炭运输向铁路倾斜

　　近五年的煤炭运价与运量变化走势：

　　发改委最新数据显示，2019年9月份，全国铁路煤炭发运量2亿吨，同比增加1.8%，增速较8月份扩大0.1个百分点；环比持平。2019年1-9份，全国铁路累计发运煤炭18.2亿吨，同比增加2.8%，增速与前8月持平。令发改委网站消息称，据有关部门统计，9月份全社会铁路完成货运量3.62亿吨，同比增长5.8%；前三季度全社会铁路累计完成货运量31.55亿吨，同比增长6.1%。前三季度，全国铁路煤炭运量占铁路货运量的57.69%，维持在常规比重之间。中铁总之前发布《2018-2020年货运增量行动方案》显示，到2020年，全国铁路货运量较2017年增长30%，也就是要达到47.96亿吨，大宗货物运量占铁路货运总量的比率稳定保持在90%以上。中铁总计划到2020年全国铁路煤炭运量达到28.1亿吨，较2017年增运6.5亿吨，铁路运输煤炭将占全国煤炭产量的75%。1-9月份，全国重点港口完成煤炭发运量5.89亿吨，同比增加2640.5万吨。

　　2019年，煤炭运输成本可以说是有升有降。运输结构的变化成为2019年煤炭运输的最大特点，在“公转铁”的大原则下，各路局的纷纷降价成为了催化剂，而“治超治载”成为了今年的主旋律。专项行动对超载短途车整治得非常彻底，比如以往一车能装40吨，现在只能装10-15吨。另外四轴车要求更换为六轴车，也使得运输成本极大增加。由于今年以来，港口价格和坑口价格长期倒挂，所以除去刚需外煤炭发运积极性不高。铁路运费的下调也是从一定程度上稍微缓解一下煤炭发运亏损的局面。9月底浩吉铁路的通车，打开了北煤南运的新格局，未来随着配套设施逐步完善，将能够分流很大一部分下水煤的量转为铁路直达，节约了运输成本更是大大缩短了在途时间。

　　第四部分 动力煤下游需求分析及展望

　　一、火电增长预计将逐年放缓

　　2019年我国发电量保持增长，只是增速有所放缓，其中火电更是一度呈现负增长。根据国家统计局最新数据显示，10月份，全国发电量5714亿千瓦时，同比增长4.0%。其中，火力发电量3969亿千瓦时，同比增长5.9%；水力发电量1074亿千瓦时，同比增长-4.1%；核能发电量288亿千瓦时，同比增长5.4%；风力发电量286亿千瓦时，同比增长10.0%；太阳能发电量97亿千瓦时，同比增长3.0%。

　　1-10月，全国发电量58742亿千瓦时，同比增长3.1%。其中，火力发电量42041亿千瓦时，同比增长1.1%；水力发电量10013亿千瓦时，同比增长6.5%；核能发电量2826亿千瓦时，同比增长19.3%；风力发电量2857亿千瓦时，同比增长5.7%；太阳能发电量1005亿千瓦时，同比增长14.4%。

　　截至10月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量18.7亿千瓦，同比增长5.8%，比上月增加564万千瓦，增速比上年同期提高0.6个百分点。水电3.1亿千瓦，其中，常规水电2.8亿千瓦；火电11.7亿千瓦，其中，燃煤发电10.3亿千瓦、燃气发电8928万千瓦；核电4874万千瓦；并网风电2.0亿千瓦；并网太阳能发电1.4亿千瓦。1-10月份，全国规模以上电厂发电量58742亿千瓦时，同比增长3.1%，增速比上年同期回落4.1个百分点。

　　1-10月份，全国发电设备累计平均利用小时3157小时，比上年同期降低55小时。分类型看，1-10月份，全国水电设备平均利用小时为3244小时，比上年同期增加162小时；全国火电设备平均利用小时为3495小时（其中，燃煤发电和燃气发电设备平均利用小时分别为3590和2168小时），比上年同期降低100小时；全国核电设备平均利用小时6040小时，比上年同期降低159小时；全国并网风电设备平均利用小时1688小时，比上年同期降低36小时；全国太阳能发电设备平均利用小时1117小时，比上年同期增加57小时。

　　进入2019年以来，火电结束了去年持续正增长的态势，再次进入负增长的收缩局面。造成这一现象的当然有自然条件的限制，19年降水较往年偏多，是水电的大年，但是也有很重要的一点就是国家能源战略的倾向。国家《能源发展“十三五”规划》中我国能源消费结构调整的重点就是非化石能源替代化石能源，到2020年我国煤炭消费比重应降至58%。在这一大背景下，新能源如风电、光伏还有核电在飞速发展，火电则在逐步后退让位于新能源和水电。

　　未来2020年，火电份额逐步减少这一大趋势不会改变。唯一的变数就是天气条件，如果在极端天气不出现的情况下，明年火电用煤需求必然是继续收缩，而如果明年从厄尔尼诺年转为拉尼娜年，并且出现了酷夏寒冬的情况，那么电煤消费还是有值得期待的行情的。

　　二、工业用煤继续保持平稳增长

　　（一）、传统工业行业用煤料将平稳增长

　　电解铝行业总电耗约占全国发电量的7-8%，根据国家统计局最新数据显示，9月原铝（电解铝）产量为290万吨，同比下滑1.6%；1-9月总产量为2，637万吨，同比增1.1%。2018年，电解铝产量突飞猛进的增长，全年同比增速为正，这样直接造成了铝价持续下跌并且年底大规模的产能关停。进入 2019年以后，电解铝产量增速显著放缓，年中又因为天气、事故等原因造成部分产能关停，使得产量进一步下降。但是随着新增产能的投产以及复产产能的释放，未来电解铝产量将呈现增长加快的态势 。

　　水泥行业在2018年呈现出了新特点，在供给侧改革大量淘汰关停中小及落后产能后，除了从2017年的行业产量负增长转为正增长以外，水泥利润率也大幅抬升，整个行业盈利能力迅速提高。进入 2019年，水泥产量增速有所加快，但是受制于需求拖累，整体上不如18年。预计2020年还将有一个探底的过程，但是水泥耗煤量依然大概率会是增长的势头。

　　（二）、新型煤化工逐渐成为煤炭消费增长点

　　受到自然资源禀赋特点制约，我国一直受到“多煤少油缺气”的困扰，因此长期以来煤炭一直是我国的占比最大的能源来源。但是原油和天然气对外依赖度非常强，其剧烈的价格波动会对我国整体能源和经济安全造成威胁。现代新型煤化工主要方向是石油化工替代产品，其发展可以发挥我国富煤优势，对我国自产石油化工产品形成补充，形成煤炭行业新的增长点。

　　中国石油和化学工业联合会组织制定的《现代煤化工“十三五”发展指南》指出，发展现代煤化工是必然选择，预计到2020年，将形成煤制油产能1200万吨/年，煤制天然气产能200亿立方米/年，煤制烯烃产能1600万吨/年，煤制芳烃产能100万吨/年，煤制乙二醇产600~800万吨/年。据统计，截至今年9月底，我国煤制油产能921万吨/年，煤制天然气产能51.05亿立方米/年，煤制烯烃产能872万吨/年，煤制乙二醇产能347万吨/年，较“十三五”初分别增长了214.3%、64.4%、69.6%、50.9%。现代煤化工的持续增长，为实现煤炭的清洁高效利用奠定了坚实基础。

　　未来从中长期发展的角度来讲，我国煤炭应用于电力行业的比例将逐年缩小，而长期发展最大的突破口就是煤化工行业。并且，目前在原油价格长期受制于人的时代，发展煤化工已经成为煤炭行业中长期发展战略的关键。当然，目前煤化工发展的瓶颈也非常突出的，其中最大的难题就是清洁化利用。其中，在建和新建项目带来潜在煤耗增长。面对复杂多变的外部环境，油气价格不稳定因素增多，预计2019年煤制油产能保持不变，煤制气新投产项目1个，新增产能13.3亿立方米/年；煤制烯烃新投产项目6个，新增产能340万吨/年；煤制乙二醇新投产项目8个，新增产能142万吨/年。若项目全部达产，到2020年将新增耗煤量3000万吨以上，为明年的煤炭消费带来较大助力。

　　第五部分 影响煤炭价格的其他因素分析

　　一、2019年水电大放异彩

　　目前全球整体的能源发展趋势是要减少化石能源消耗，控制温室气体排放，大力发展可再生清洁能源。在此背景下，我国水力发电的低位日渐增强。我国《能源发展十三五规划》指出，要加快大型抽水蓄能电站、龙头水电站、天然气调峰电站等优质调峰电源建设，加大既有热电联产机组、燃煤发电机组调峰灵活性改造力度，改善电力系统调峰性能，减少冗余装机和运行成本，提高可再生能源消纳能力。2020 年常规水电规模达到3.4 亿千瓦，“十三五”新开工规模6000 万千瓦以上。

　　国家统计局最新数据显示，2019年1-9月水电发电量同比增长8%，比1-6月累计同比增速回落3.9个百分点；1-9月利用小时数同比增加187小时，比1-6月份利用小时同比增幅增加18小时；2019年前三季度水电板块收入1465亿元，同比增长16%。扣非归母净利润357亿元，同比增长12%，利润增速放缓，主要由于第三季度长江流域较往年来水偏枯，发电量同比增速下滑所致。其中，第三季度水电板块收入同比增长18%，扣非净利润同比增长4.9%，均较前一季度水平有所下降。

　　1-9月份，全国规模以上电厂水电发电量8938亿千瓦时，同比增长7.9%，增速比上年同期提高3.5个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川（2288亿千瓦时）、云南（2045亿千瓦时）和湖北（1038亿千瓦时），其合计水电发电量占全国水电发电量的60.1%，同比分别增长4.7%、12.2%和-8.9%。

　　1-9月份，全国水电设备平均利用小时为2903小时，比上年同期增加187小时。在水电装机容量排前10的省份中，除湖北外，其他省份水电设备平均利用小时均同比增加，其中，福建、湖南、浙江和广东同比增加超过500小时，分别增加1230、890、598和529小时。

　　水电在2019年可谓是尤为耀眼。从水力发电的新增设备容量变化中我们可以看到，近两年来水电新增装机是在同比下降的，但是今年发电设备平均利用小时数却在同比增长。究其原因，首先是因为自然条件所带来的天时——今年降水量充足，是个难得的丰水年；另外也是由于我国对于可再生能源发展的政策导向。国家《能源发展“十三五”规划》中我国能源消费结构调整的重点就是非化石能源替代化石能源，到2020年我国煤炭消费比重应降至58%。在这一大背景下，新能源如风电、光伏还有核电在飞速发展，火电则在逐步后退让位于新能源和水电。

　　二、光伏发电保持高速增长

　　由于近年严重的环境污染问题，政府越来越注重清洁的新能源的发展。其中利用太阳能发并网发电的光伏发电越来越受到重视。

　　国家能源局最新数据显示，截至9月底，全国光伏发电累计装机19019万千瓦，同比增长15%，新增1599万千瓦。其中，集中式光伏发电装机13149万千瓦，同比增长11%，新增773万千瓦；分布式光伏发电装机5870万千瓦，同比增长28%，新增826万千瓦。

　　从新增装机布局看，2019年前三季度，华北地区新增装机508.6万千瓦，占全国的31.8%；东北地区新增装机51.2万千瓦，占全国的3.2%；华东地区新增装机332.2万千瓦，占全国的20.8%；华中地区新增装机180.9万千瓦，占全国的11.3%；西北地区新增装机430.8万千瓦，占全国的26.9%；华南地区新增装机95.5万千瓦，占全国的6%。

　　2019年前三季度，全国光伏发电量1715亿千瓦时，同比增长28%；弃光电量32.5亿千瓦时，同比减少7.5亿千瓦时；弃光率1.9%，同比下降1.0个百分点，实现弃光电量和弃光率“双降”。弃光主要集中在西藏、新疆和青海，其中，西藏弃光电量2.5亿千瓦时，同比减少2.3亿千瓦时，弃光率20.6%，同比下降25.1个百分点；新疆（含兵团）弃光电量10.2亿千瓦时，同比减少7.7亿千瓦时，弃光率8.9%，同比下降6.9个百分点；青海弃光电量7.3亿千瓦时，同比增加3.3亿千瓦时，弃光率5.8%，同比上升1.8个百分点。

　　国家能源局《太阳能发展十三五规划》指出，到2020年底，光伏发电装机达到1.05亿千瓦以上，在“十二五”基础上每年保持稳定的发展规模；到2020年，光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，在用电侧实现平价上网目标。从目前我国电力行业的发展速度来看，光伏行业正处于黄金发展期，随着技术的不断进步，未来发展空间广阔。

　　三、风电新增投产将有所放缓

　　我国风力资源较为丰富，可开发资源约为2.53亿千瓦，主要集中在新疆、内蒙和甘肃等地。我国现有风电场场址的年平均风速均达到 6米/秒以上。一般认为，可将风电场风况分为三类：年平均风速6米/秒以上时为较好；7米/秒以上为好；8米/秒以上为很好。可按风速频率曲线和机组功率曲线，估算国际标准大气状态下该机组的年发电量。我国相当于 6米/秒以上的地区，在全国范围内仅仅限于较少数几个地带。就内陆而言，大约仅占全国总面积的 1/100，主要分布在长江到南澳岛之间的东南沿海及其岛屿，这些地区是我国最大的风能资源区以及风能资源丰富区，包括山东、辽东半岛、黄海之滨，南澳岛以西的南海沿海、海南岛和南海诸岛，内蒙古从阴山山脉以北到大兴安岭以北， 新疆达板城，阿拉山口，河西走廊，松花江下游，张家口北部等地区以及分布各地的高山山口和山顶。

　　国内陆上风电在大规模开发中具有成本优势，大概率最先实现平价上网。目前各类新能源形式中，陆上风电的度电投资成本最接近传统能源。从2019年开始，除了分散式风电项目保留固定电价补贴模式之外，其余的项目都采取竞争性配置模式，引导风电逐步实现平价上网。与光伏的灵活性优势不同，风电的核心优势在于规模化开发的成本优势。基于此，“三北”风资源优势地区建设情况，是陆上风电规模持续增长的重要支撑。

　　陆上风电短期建设进度有望加速。过去我国风电项目的电价锁定机制为开发商预留了较充裕的开工时间，导致国内出现了大量核准未建项目（这类项目总规模超100GW，但可能有部分项目已不具备建设条件），在消纳问题有所缓解的背景下，如果风电项目电价锁定模式有所调整，核准未建项目，建设进度可能加速。因此2019-2020年，不论从政府统筹目标还是企业投资热情来看，风电项目新增建设规模都有望继续实现稳健的增长。

　　中电联数据显示，2019年1-9月，全国新增风电装机容量1308万千瓦，截止9月底，累计并网装机容量达到1.98亿千瓦。1-9月，全国风电发电量2914亿千瓦时，同比增长8.9%；全国平均风电利用小时数1519小时，同比下降45小时。1-9月，全国弃风电量128亿千瓦时，同比减少74亿千瓦时；全国平均风电利用率95.8%，平均弃风率4.2%，弃风率同比下降3.5个百分点。全国弃风电量和弃风率持续“双降”。2019年1-9月，平均利用小时数较高的省份是云南（2148小时）、四川（1936小时）。2019年1-9月，弃风仍较为严重的地区是新疆（弃风率15.4%、弃风电量57.9亿千瓦时）、甘肃（弃风率8.9%、弃风电量16.9亿千瓦时）、内蒙古（弃风率6.6%、弃风电量32.0亿千瓦时）。

　　2019年5月24日，发改委正式发布关于完善风电上网电价政策的通知：2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。根据彭博新能源财经（BNEF）统计数据显示，符合固定上网电价的项目容量总计88GW，包括已核准未建设及在建项目。这也就意味着未来风电的建设速度会有所放缓，我国风电会从大规模的上产能转向更为合理的提高风电利用率的方向发展。

　　四、核电产能开始大规模并网

　　核能发电相较于水电、光伏、风电等清洁能源发电具有无间歇性、受自然条件约束少优点，根据核能行业协会的统计数据，使用核能发电替代火电，每度电相当于减少燃烧标煤318g，可减少833.16g 二氧化碳、2.7g 二氧化硫及2.35g 氮氧化物排放。但是收到福岛核事故影响，近年来世界各国对于核电的发展都非常谨慎。

　　最新数据显示，2019年1-9月全国核电累计发电量为52967.30亿千瓦时，运行核电机组累计发电量为2535.31亿千瓦时，约占全国累计发电量的4.79%，比2018年同期上升了22.75%；累计上网电量为2374.33亿千瓦时，比2018年同期上升了22.55%。1-9月，核电设备利用小时数为5402.31小时，平均能力因子为92.35%。其中，7-9月全国累计发电量为19294.50亿千瓦时，运行核电机组累计发电量为937.82 亿千瓦时，约占全国7-9月累计发电量的4.86%。与燃煤发电相比，核能发电相当于减少燃烧标准煤7808.75万吨，减少排放二氧化碳20458.94万吨，减少排放二氧化硫66.37万吨，减少排放氮氧化物57.78万吨。

　　受2011年福岛核事故影响，我国核电行业发展在2011-2014年经历了一段低迷的时期，但是仍然不改我国支持核电行业发展的路线，根据《十三五核工业发展规划》到2020年，我国核电运行装机将达到5800万千瓦，在建装机将达到3000万千瓦。

　　五、特高压输电开创能源发展新格局

　　随着我国经济不断发展，综合国力不断进步，我国已经成为世界上最大的能源消费国，与此同时，我国能源分布不均的弊端也逐渐显现出来。我国能源消费以煤炭为主，国内煤炭分布特征为“西多东少，北多南少”，但是能源的主要需求方恰恰在我国经济较为发达的南方和东部沿海地区，因此催生了特高压输电技术。

　　我国对于特高压输电建设给予足够重视，国家能源局在《电力发展“十三五”规划》指出，考虑输电通道主要是合理布局能源的富集地区外送，建设特高压输电和常规输电技术的“西电东送”输电通道。“十三五”期间，规划新增“西电东送”输电能力1.3亿千瓦。依托电力外送通道，有序推进“三北”地区可再生能源跨省区消纳4000万千瓦，存量优先，并且全国新增500千伏及以上交流线路9.2万千米，变电容量9.2亿千伏安。

　　据中电联的最新数据显示，2019年1-9月份，全国跨区送电完成4015亿千瓦时，同比增长12.5%。其中，华北送华中（特高压）29亿千瓦时，同比增长44.3%；华北送华东392亿千瓦时，同比增长38.1%；东北送华北354亿千瓦时，同比增长25.9%；华中送华东298亿千瓦时，同比下降1.7%；华中送南方169亿千瓦时，同比下降7.4%；西北送华北和华中合计1000亿千瓦时，同比增长16.0%；西南送华东769亿千瓦时，同比增长4.6%。

　　专家分析称到了2020年，通过特高压可以减少装机容量约2000万千瓦，节约电源建设投资约823亿元；每年可减少发电煤耗2000万吨。北电南送的火电容量可以达到5500万千瓦，同各区域电网单独运行相比，年燃煤成本约降低240亿元。2020年将是“十三五”规划的收官之年，“五横五纵”的特高压规划预计也将全部投产，这不仅将为东部沿海地区的煤炭消耗带来负面影响，也将逐步改变我国整体能源存耗的新格局，煤炭就地转化以及西部地区的煤炭开发将步入新的发展阶段。

　　第六部分 动力煤供需平衡分析及预测

　　总的来说，2019年动力煤供给前紧后松，一季度供小于求，从二季度开始基本就是逐渐往供过于求转变。除去汛期动力煤再度供小于求以外，整体上宽松格局不变，并且宽松程度愈加剧烈。即便是到了年底的旺季，由于下游高库存叠加上游产能释放，供大于求的情况依然未变。未来这一供求比还将基本维持相同走势，在需求增速放缓后，供应增量会较为显著。

　　第七部分 技术分析

　　动力煤合约在结束了2016的单边上涨行情后，已经连续两年延续震荡行情。2017年时盘面整体震荡抬升，2018年则是震荡偏弱的走势。全年阶段性的分成了两波上涨和三波下跌行情。进入2019年后，盘面波动幅度进一步收窄，整体上维持1-4月震荡走强，之后震荡走弱的趋势。

　　抛开基本面的诱因不说，技术面走势是非常规整的有顶有底的区间震荡。目前动力煤依然处于下行趋势中，预计2020年上半年也将会呈现先抑后扬的走势，低点在500附近，反弹第一目标价位590。下半年走势将重心再度下移，全年震荡偏弱，主要运行区间500-600。

　　第八部分 季节性、波动率及持仓分析

　　总体来看，动力煤价格走势季节性规律不强，尤其是在15年以及16年。由于价格全年范畴的下行和上行区间使得季节性特点更是进一步削弱。抛开这两年不谈，从动力煤上市以来的其他年份我们可以依稀看出，动力煤的淡旺季特点。每年“迎峰度夏”以及“冬储”是动力煤旺季行情的启动时点，也就是4-5月以及9-10月，届时动力煤在没有其他因素的影响下，一般会呈现季节性走强的趋势。

　　从动力煤的波动率情况来看，呈现出明显的波动率下降趋势，越是近几年波动率约有所收窄。近一年的年度涨跌幅仅为百分之五左右。从中期维度来看，动力煤从2017年以来波动幅度就越发收窄，但是从上市之初到2016年底这三年多的时间来看，动力煤的波动幅度还是相当可观的，甚至能出现2016年，年度上涨65%的大型趋势性行情。

　　从资金变化情况来看，动力煤品种资金沉淀的增长是缓慢而持续的。从2015年底开始，不管是持仓量还是成交量就开始持续上涨。到了2016年动力煤单边大趋势上涨的年份，其成交量也达到了一个顶峰，此后持仓量一直保持着较高水平，但是成交量基本是与上涨行情的出现呈正相关的。这也说明国内期货交易者的特点：买涨不买跌，在股票市场交易规则的长期影响下，期货市场也呈现出上涨趋势中资金大量涌入的特点。

　　第九部分 煤炭行业相关股票

　　第十部分 后市展望

　　2019年撇开年初的安全事故所带来的阶段性影响外，动力煤经历了不温不火的一年，在涨势持续了4个月后，供给端的持续宽松终于给盘面带来了阶段性的反转。这种压力一直持续了整个2-3季度。旺季对于动力煤来说由于水电的强势以及进口煤的挤压已经不再是上涨的代名词，更多的还是事件因素所带来的阶段性波动。到了下半年，动力煤更是再也承受不住弱需求的压力，开始了长达半年的震荡走弱的局面。

　　另一方面，进口煤价格优势再加上进口量平控不及预期，使得内贸煤受到持续挤压。再加上电厂持续高库存的运营模式使得动力煤季节性需求有所削弱，也延续着淡季不淡旺季不旺的市场特点。在宏观经济换挡期叠加上我国发展清洁能源的大战略，对动力煤需求来说可谓是雪上加霜。火电发电量的萎缩不是偶然，而是会在2020年成为新的常态。房地产行业以及煤化工的平稳发展仅仅给动力煤需求带来一些安慰，体量较小依然难以撑起大局。

　　整体来看，2020年将是动力煤继续走入谷底的一年。坑口煤价的坚挺或将成为过去，浩吉铁路的运营也将逐步挤压下水煤市场，并且拉低动力煤的成本支撑。政策性保供以及较高的年度长协比例依然会成为2020年的主旋律。在全国电费下调的大背景下，动力煤价格必然也将震荡走弱易跌难涨。预计上半年将呈现先抑后扬的局面，全年维持震荡偏弱重心下移的行情，主要运行区间在480-600之间。

　　另外，未来1-2年更多的期权品种即将要上市，动力煤作为我国主要能源品种之一，也将有相应期权品种推出，届时企业可以根据对盘面价格的判断而选用安全系数更高、资金占用率更低的动力煤期权来进行风险对冲操作。例如看涨时可以买入动力煤看涨期权或者提前高位布局卖出看跌期权。而对于库存较高的企业，可减少库存量，按需采购，或考虑卖出看涨期权，以减少持仓成本。

　　报告发布时间：2019年12月10日

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责任编辑：陈修龙