供给侧改革带来煤价小阳春
——动力煤去产能半年总结及后市展望
一、煤炭去产能刻不容缓
煤炭市场的过去用辉煌无比来形容一点都不为过,煤炭的黄金十年(2002年~2012年),由于时处我国经济增速最快的阶段，再加上国家4万亿的经济刺激政策,工业、房地产等行业处于快速发展的状态,对能源需求也是不断膨胀,卖方市场下,煤炭价格一路攀升,行业的暴利达到巅峰。
但是从2012年下半年一场经济危机开始横扫全球,中国也不例外,受此影响,煤炭市场需求快速萎缩,价格也开始连年下行,以全国盈利情况最好的山西优质炼焦煤为例,在2015年9月份市场价格跌至低点600元/吨,与黄金时期的最高点1950元/吨相比,价格累计下调1350元/吨,降幅高达69%。动力煤亦是如此,环指在2015年12月跌至历史低点371元/吨,较2011年11月最高点的853元/吨累计下跌482元/吨,跌幅高达56.5%。煤价的大幅下行,直接导致煤企盈利下降,煤炭行业纷纷陷入亏损,行业亏损面已经高达90%,煤企步履维艰。连年的行业亏损,迫使煤炭行业必须进入去产能阶段。
表1：2011~2016年煤炭价格高低值对比
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另外,在能源结构调整的大背景下,国家能源局等部委提出,到2020年,煤炭占我国一次能源消费的比重要控制在62%以内。受前期高额利润的驱使,前期投资新建的煤矿,产能在近几年陆续释放,导致煤炭行业产能利用率不断下降,煤炭行业产能过剩现象越来越为严重。
表2：近几年我国煤炭产能利用率情况一览表
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可见,无论是从煤炭行业盈利的角度还是从国家政策面的角度来看,煤炭行业去产能都到了刻不容缓的地步。
基于此,为贯彻落实党中央、国务院关于推进结构性改革、抓好去产能任务的决策部署,进一步化解煤炭行业过剩产能、推动煤炭企业实现脱困发展,2016年2月1日,国务院印发 《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》。其中《意见》明确,从2016年开始,用3至5年的时间,煤炭行业再退出产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右,较大幅度压缩煤炭产能,适度减少煤矿数量,实现煤炭行业过剩产能得到有效化解、市场供需基本平衡、产业结构得到优化、转型升级取得实质性进展。
二、煤炭全方位去产能措施
国家计划中的去产能措施主要有：
(1)严格控制新增产能。从2016年起,3年内原则上停止审批新建煤矿项目,新增产能的技术改造项目。确需要新建煤矿的,一律实行减量置换。
(2)加快淘汰落后产能和其他不符合产业政策的产能。政策规定在1到3年内淘汰产能小于30万吨/年且发生重大及以上安全生产责任事故的煤矿,淘汰产能15万吨/年及以下且发生较大及以上安全生产责任事故的煤矿。
(3)有序退出过剩产能。煤矿在安全生产、煤质和环保、机械化程度以及煤矿规模、盈利等方面达不到要求的,需要在在政府政策支持下,引导相关煤矿有序退出。
(4)推进企业改革重组。鼓励大型煤炭企业兼并重组中小型企业,培育一批大型煤炭企业集团,进一步提高安全、环保、能耗和生产水平较高的高规格煤炭企业。
(5)严格控制超能力生产。全面实行煤炭产能公告和依法依规生产承诺制度,督促煤矿严格按照产能公告组织生产,对超能力生产的煤矿,一律责令停产整改。引导企业实行减量化生产,从2016年开始,按全年作业时间不超过276个工作日重新确定煤矿产能,原则上法定节假日和周日不安排生产。
(6)严格治理煤矿违法违规建设。对基本建设手续不齐全的煤矿,一律责令停工停产,对拒不停工以及擅自组织建设生产的煤矿依法实施关闭。
(7)限制劣质煤的使用。停止核准高硫高灰煤项目的新建。落实商品煤质量管理有关规定,加大对京津冀、长三角、珠三角等地区销售使用劣质散煤情况的检查力度。另外限制劣质煤的进口。
表3:按276天核定产能表
整体来看,2016年之前煤矿一直在实行规模效益,以量取胜,规模效应的结果就是产能过剩,煤价暴跌。进入2016年以后,实行去产能政策后,煤矿也在量与质之间努力寻找平衡,过程是痛苦的,代价也是痛苦的,但是从煤炭行业的角度来看,从长周期来看,有助于煤炭市场的理性回归、有序发展。此次去年产能政策能够落实到位,与强有力的监督体系分不开,主要是通过驻矿监察、控制煤管票、矿井生产监控、取消GDP考核等措施来实现。
因此下半年来看,煤矿去产能工作如能继续严格落实执行,煤炭产量会继续下降,一定程度上支撑煤价,下半年煤炭市场价格仍有探涨预期。
三、煤炭去产能成绩显著
1.全国整体原煤产量大幅降低
根据国家统计局数据，全国1~7月累计原煤产量190080万吨，同比下降10.1%。
截止7月份，单月原煤产量1000万吨以上的省份为内蒙古、山西、陕西、贵州、新疆、山东六省，产量分别为6658.8万吨、6511.3万吨、4100.3万吨、1600.8万吨、1575.6万吨、1031.7万吨。上述省份7月份原煤产量同比均有减少，降幅最大的为山西省，同比下降19.6%，其次是山东省，同比下降12.5%。从环比来看，山东省原煤产量较上月增加40.3万吨，增长4.06%，山西省增加58.4万吨，增长0.9%；其余省份均环比减少，减幅最大的为新疆，环比减少397.6万吨，下降25.23%。
从累计数据来看，前7月产量最大的地区依旧是以山西为首的华北地区、以陕西为首的西北地区和内蒙古地区，产量分别达到45723.8万吨、27507.4万吨与47360.5万吨，占到总量的63.4%。另外三大煤炭主产地都较去年降幅明显，分别下降了14.7%、4.6%、10.4%。
1-7月各省区的原煤产量大体呈逐月递减趋势。其中，1-7月累计原煤产量超过5000万吨的共有八个省区，分别是山西、内蒙古、安徽、山东、河南、陕西、贵州、新疆，其产量达到16亿吨，约占总产量84.4%。
同比来看，除新疆以外，其余各省的原煤产量同比都有所下降，降幅最大的是吉林省，同比减少893.9万吨，下降41.6%。
表4：1~7月全国省份原煤产量表
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2.原煤产区产量偏低明显
2016年随着国家供给侧改革的不断推进,国家及地方政府与煤炭相关的部分去产能政策陆续实施,煤矿严格执行276个工作日生产,煤炭供应紧俏。截至目前,全国16个省市已先后公示重新核定产能,合法产能在原有36.22亿吨的基础上减量生产,调整为30.35亿吨,净减少5.86亿吨,限产幅度在16%左右。各主产区今年生产情况都有降低：
（1）蒙西地区：预计鄂尔多斯下半年产量下滑同比7.4%。鄂尔多斯主产区分三个，达拉特旗-东胜地区、伊金霍洛旗及准格尔旗，目前达拉特旗及伊金霍洛旗限产政策执行较为严格，除部分支柱型企业产量下滑较小以外，其他企业执行较为严格。准格尔旗限产政策尚未全面执行，产量变化以市场导向为主，开工率在52% 左右。
（2）晋北地区：大同—平朔地区产量降幅高达9%以上。由于年初同煤矿难的影响，其整合煤矿停产检查时间较长，产量影响较大。此外，山西省限产力度较大，晋北以大型国企为主，限产政策执行较为严格， 通过全国铁路煤炭发运量数据可以看出，7月煤炭火运量1.4亿吨,同比下降13.2％。1～7月累计发运煤炭10.5亿吨,下降11.5％。预计晋北下半年限产政策仍较严格。
（3）神木地区： 该限产政策执行较为严格，但神木因矿难停产的煤矿基本复产，产量将在下半年有所释放，因此降幅将有所收窄，预计全年产量下降2000-3000 万吨，同比降幅5.7-8.7%。2016年1月7日神木县因煤矿事故的发生，有71 座地方煤矿停产检查，目前虽然该71座煤矿已全部恢复始生产。据汾渭能源统计71家煤炭设计产能约为4390万吨，预计71座煤矿停产影响月均原煤发运量约为400万吨，其中粉煤量约为300万吨。这部分煤矿以往超产现象严重，在目前监管力度下，超产可能性不大，具体释放情况仍需看政府态度。加上由于此前停产4个月，缺产的量虽然按规定可由后期补充，但是全年产量下降已成定局。
随着煤炭行业减量化生产进入全面执行期,煤炭产量进一步得到压缩，目前未见防松迹象。8月最新数据显示,7月全国原煤产量27001万吨，同比下降13.1%，今年原煤产量月度减速还在不断加快。
3.煤企利润有所保护
今年以来出台的一系列煤炭去产能措施开始显效。虽然上半年煤炭需求减少了9700万吨，下降5.1%，但煤炭产量降幅更大，同比减少1.7亿吨，下降9.7%。受此影响，煤炭市场出现供不应求的局面，目前陕西、山西国企以及部分民营企业基本上保持零库存状态，部分地区需交订金订购煤炭，各企业回款质量显著改善。部分煤炭企业自4月开始连续提价，山西地区优质贫瘦煤已提价120元/吨，陕西地区动力煤提价100元/吨，神华、中煤、同煤、伊泰四家企业也连续三个月上调下水煤价格。
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值得一提的是，在2016夏季全国煤炭交易会上，业内人士判断，短期来看煤企将对煤价持续恢复性上调，预计年底回归到450元/吨的平衡点附近。不过从长期来看，当前煤炭市场仍处于行业低谷震荡阶段，随着供给侧改革逐步深入，到“十三五”中期将迎来新一轮复苏。
表5：上半年煤炭企业利润修复表
四、电力整体运行良好，火电份额占比降低
2016年1-7月，全国电力供需总体宽松，社会用电量增速同比提高，工业用电量增速同比提高。非化石能源发电量持续快速增长，火电利用小时同比持续下降，基建新增装机规模同比增加。
1.全社会用电量增速同比提高
1-7月份，全国全社会用电量33289亿千瓦时，同比增长3.6%,增速比上年同期提高2.7个百分点。7月份，全国全社会用电量5523亿千瓦时，同比增长8.2%，达到当前的全年最高。
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分产业看，1-7月份，第一产业用电量607亿千瓦时，同比增长6.4%，占全社会用电量的比重为1.8%;
第二产业用电量23743亿千瓦时，同比增长1.6%，增速比上年同期提高2.5个百分点，占全社会用电量的比重为71.3%，对全社会用电量增长的贡献率为32.1%;
第三产业用电量4451亿千瓦时，同比增长10.2%，增速比上年同期提高2.7个百分点，占全社会用电量的比重为13.4%，对全社会用电量增长的贡献率为35.8%;
城乡居民生活用电量4489亿千瓦时，同比增长8.0%，增速比上年同期提高3.3个百分点，占全社会用电量的比重为13.5%，对全社会用电量增长的贡献率为28.9%。
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2.工业用电量增速同比提高
1-7 月份，全国工业用电量23341亿千瓦时，同比增长1.6%，增速比上年同期提高2.5个百分点，占全社会用电量的比重为70.1%，对全社会用电量增长 的贡献率为31.6%。
其中，轻工业用电量为3937亿千瓦时，同比增长3.9%，增速比上年同期提高2.2个百分点;重工业用电量为19405亿千瓦时，同比增长1.1%，增速比上年同期提高2.5个百分点。
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3.非化石能源发电量持续快速增长
截至7月底，全国6000千瓦及以上电厂装机容量15.3亿千瓦，同比增长11.4%，增速比上年同期提高2.9个百分点。其中，水电2.8亿千瓦、火电10.2亿千瓦、核电3070万千瓦、并网风电1.4亿千瓦。1-7月份，全国规模以上电厂发电量33121亿千瓦时，同比增长2.0%，增速比上年同期 提高1.7个百分点。
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1-7月份，全国规模以上电厂水电发电量6049亿千瓦时，同 比增长13.2%，增速比上年同期提高3.6个百分点。全国水电发电量前三位的省份为四川(1421亿千瓦时)、云南(981亿千瓦时)和湖北(867亿 千瓦时)，其合计水电发电量占全国水电发电量的54.1%，同比增速分别为10.6%、-2.3%和19.7%。
1-7月份，全国规模以上电厂火电发电量24488亿千瓦时，同比下降1.9%，降幅较上年同期收窄1.1个百分点。各省份中，火电发电量同比增长超过5%的有 北京、安徽和新疆，分别为11.8%、9.2%和6.3%;21个省份火电发电量出现负增长，其中，福建(-28.1%)、湖南(-27.1%)和广西 (-21.8%)同比下降超过20%。
1-7月份，全国核电发电量1163亿千瓦时，同比增长24.5%，增速比上年同期回落10.5个百分点。
1-7月份，全国6000千瓦及以上风电厂发电量1392亿千瓦时，同比增长26.1%，增速比上年同期提高2.6个百分点。
4.火电利用小时同比持续下降
1-7月份，全国发电设备累计平均利用小时2150小时，同比降低163小时。
分类型看，1-7月份，全国水电设备平均利用小时2080小时，同比增加168小时;水电装机容量超过1000万千瓦的7个省份中，湖南、湖北、广西和贵州 同比分别增加800、386、299和239小时，青海、云南和四川同比分别降低243、231和32小时。全国火电设备平均利用小时2335小时，同比 降低222小时;其中山东、江苏、河北等13个省份利用小时数超过全国平均水平;在低于全国平均水平的省份中，云南和西藏最低，不足1000个小时，分别是724和53小时;与上年同期相比，除北京外，其他省份火电利用小时都有所降低，其中，青海、福建和湖南降低超过600小时。全国核电设备平均利用小时 3982小时，同比降低200小时。全国风电设备平均利用小时1038小时，同比降低68小时。
5.跨区跨省送出电量同比增长
1-7 月份，全国跨区送电完成1919亿千瓦时，同比增长9.5%。其中，华北送华中(特高压)32亿千瓦时，同比下降28.6%;华北送华东92亿千瓦时，同 比增长7.5%;东北送华北128亿千瓦时，同比增长36.3%;华中送华东213亿千瓦时，同比增长44.3%;华中送南方138亿千瓦时，同比下降 3.1%;西北送华北和华中合计522亿千瓦时，同比增长12.2%;西南送华东499亿千瓦时，同比增长8.6%。
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1-7 月份，全国各省送出电量合计5292亿千瓦时，同比增长5.4%。其中，内蒙古送出电量792亿千瓦时，同比下降5.7%;四川送出电量620亿千瓦时， 同比增长8.3%;湖北送出电量489亿千瓦时，同比增长21.9%;贵州送出电量449亿千瓦时，同比增长4.3%;山西送出电量435亿千瓦时，同比 下降6.2%;云南送出电量396亿千瓦时，同比下降0.3%;安徽送出电量285亿千瓦时，同比增长20.5%;河北送出电量231亿千瓦时，同比增长 6.8%;新疆送出电量201亿千瓦时，同比增长17.4%。
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6.基建新增装机规模同比增加
1-7月份，全国基建新增发电生产能力6475万千瓦，比上年同期多投产1238万千瓦。其中，水电521万千瓦、火电2815万千瓦、核电331万千瓦、风电681万千瓦;水电、火电和风电分别比上年同期少投产76、71和173万千瓦，核电比上年同期基本持平。
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五、动力煤进口量增长
2016年，中国煤炭减产的规模超过消费量下降规模，供需收紧，中国进口煤炭量增加，带动了国际煤价的上涨。国际投行高盛更是认为未来全球煤炭价格将因中国因素获得支撑。
受国内煤价上涨的带动和进口量增加的影响，国际煤价止跌反弹，尤其是6月以来涨幅扩大，澳大利亚纽卡斯尔港动力煤现货价格已接近70美元/吨。曾经因矿价跌势过大而严重受创至“卖儿卖女”的矿业巨擘——嘉能可股价从年初的0.7英镑回升至近2英镑，澳洲的主要动力煤矿商英美资源集团股价也从年初创纪录的低位 2.2英镑左右反弹至8.7英镑附近。
由于国内强势去产能、压产量导致国内煤炭供应收缩，国内煤价升高，进口煤炭凭借价格优势强势来袭，同时，下游用户需要增加部分进口来弥补国内临时供需缺口，2016年1-7月中国进口煤及褐煤12917万吨，与去年同期相比增长6.7%；进口金额达62.53亿美元，同比下降18.5%。
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不过整体来看，进口煤冲击不足为虑。这是因为：首先，目前我国进口煤规模和煤价走势一致，进口煤主要是应对国家加大去产能力度造成的国内煤炭市场的临时供不应求，目标是维持国内市场的供求均衡，随着煤炭淡季的到来，进口煤激增的可能性很低；其次，人民币贬值不利于海外煤炭向中国出口；再者，国家煤炭贸易政策更倾向于国内煤炭企业，限制进口煤炭。
六、下半年动力煤价格展望
供给端，全年维持限产不放松。理论上若限产政策严格执行，动力煤下半年供应量同比应下降2.47亿吨，降幅高达16%，但从动力煤主产区调研情况看，下半年产量实际下滑幅度约在7%-10%。动力煤进口量虽有逐月增长态势，在国内加大去产能力度，煤炭价格稳步上升的情况下，进口煤炭势必对我国煤炭造成冲击，但数量和定价因果决定了进口煤的冲击有限。
需求端，新增用电亮点难觅。受工业用电量趋稳及水电增速放缓影响，下半年火电需求同比降幅将缩窄，预计下半年火电发电量同比降幅为2.76%。
动力煤下半年同比仍处于供需双降、供应降幅大于需求降幅的阶段，预计煤炭价格仍会稳步上涨，企业利润将持续修复；同时行业深度整合，落后产能加速退出也将加速进行。
对于煤炭价格的变化，预计在目前各环节库存偏低的格局下，动力煤价格波动节奏与需求季节性波动关系较大，整体维持上涨态势。并且三季度价格上涨幅度将高于四季度价格上涨幅度。
具体地，今年7~8月份动力煤需求环比5~6月份上涨7%~8%，合煤价上涨30-45元/吨；8月份电厂库存普遍逼近预警点，同时北方主要煤炭港口库存处于低位，产地车等煤、港口船等煤等现象抬头；
9月份需求虽有下滑，但今年电厂补库需求普遍提前至8月，9月份价格平稳或小幅上涨；
10-12月，北方冬储行情及冬季需求酝酿启动，价格稳中上涨概率大，但受电厂提前补库的影响，煤价涨幅或将小于夏季。此外，四季度限产政策是否会继续严格执行，也是重要变量，煤矿正常的复工及计划外的复工（包括中小矿见好开工之类对限产政策的挑战）或是触发冬季价格滞胀甚至下跌的重要诱因。
综合来看，预计下半年现货价格上涨尚能维持，但是形成先扬后抑格局概率偏大，下半年上行空间累计在40-70元之间，对应期货ZC1701价格波动区间为490-540元/吨。
发表于 2016-10-11 17:15:02
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