报告日期：2018年01月05日
★需求总体回落，最低库存或放大季节性规律：
随着M1增速的逐步回落，电力需求增速仍将逐步下滑。环保限产导致区域间用电量分化，电力需求结构前高后低。2017年海运煤炭需求表现旺盛，但在华东需求提升幅度较高的同时也包含不少扰动因素。此外，最低库存制度的实施除了拉动一次性补库需求外，还将放大电煤淡旺季需求规律。
★供给端变数重重，预计增量依然温和：
从发改委对电价调整的态度来看，2018年政策导向还主要在于压制煤价让利电企。不过目前在去产能目标上，中央与地方以及部委之间似乎还未达成一致，去产能总体规模或有所调降。而新增产能带来的实际供给提升同样比较温和，供给端增量总体有限。进口煤管控态度没有根本改变，但由于澳大利亚供给的提升，进口略有增量。
★2018年动力煤市场逻辑及投资建议：
在需求回落以及供给有所提升的环境下，动力煤价格重心预计将下移到580-600元/吨附近。但由于目前看来供给增量不大，价格下行空间有限，加之期价大幅贴水，总体给予“震荡”评级。投资机会一方面在于春季工业复产和下游开工将拉动电力需求恢复；另一方面在于最低库存标准将放大下游电厂采购的季节性规律。因此，建议在电厂补库阶段以偏多和正套思路为主，而在库存充裕及去库存阶段以偏空及反套思路为主。同时需密切关注政策导向的变化。
★风险提示：
煤价趋势上行压力来自于需求好于预期，以及去产能规模依然较大，供给继续出现下滑。趋势下行风险来自于在建产能的投放速度超出预期，货币政策快速收紧导致需求出现急速回落。
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2017年动力煤市场回顾――市场存分歧，需求超预期
2017年动力煤期现货价格全年处于高位大幅波动的状态，震荡重心整体上移。尤其是下半年对于需求的悲观预期缓解后，煤价整体上行。虽然发改委设定了500-570元/吨的合理区间，但全年市场煤价格基本处于区间上方。煤价全年高于合理区间且重心继续上移的原因一方面在于2017年供给端干扰因素较多，以及产能释放慢于预期；但核心因素在于需求的增长大幅好于预期。尤其是沿海电厂需求，在下半年体现出旺季更旺而淡季不淡的特征，也是助推煤价震荡上行的主要原因。
另外，市场对动力煤价格预期的分歧很大，期现基差大幅波动。在对于远期价格的预期方面，市场依然比较悲观。一方面体现为期货合约频繁大幅度贴水，ZC801合约几度出现贴水现货超过100元/吨的情况；另一方面体现为近远月价差往往要到临近交割才出现明显的走阔，即期货合约到临近交割的时段才会出现基差回归。
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需求总体回落，最低库存制度或放大季节性规律
2.1、电力需求增速继续回落，环保限产导致地区分化
2017年全社会电力需求依然维持高增速，成为拉动电煤价格的主要原因。但从节奏上来看，电力需求增速总体呈现前高后低的态势，尤其是10-11月，全社会用电量增速均在5%以下，低于2016年下半年以来的用电量增速水平。另外，第二产业用电量大幅增长的势头有所改变。2017年下半年，第二产业用电量增速迅速回落，城乡居民生活用电量增速再度超过第二产业用电量增长水平。
电力需求增速回落的主要原因在于两方面。首先，需求端逐步开始进入趋势性回落阶段。电力需求往往与货币周期密切相关，全社会用电量增速的变化总体滞后M1同比增速6个月左右的时间。2017年下半年货币增速持续放缓，加之稳中偏紧的货币环境仍将成为2018年的总体基调，两者均表明2018年电力需求增速将继续处于回落态势，但增速回落的幅度还要取决于货币收紧的速度。
此外，从中观角度来看，工业企业利润增速依然维持高位。利润的增长应当支撑工业企业继续释放产能，拉动工业用电需求。不过，我们也看到2017年工业企业利润的大幅提升并未带动第二产业用电量随之继续大幅增长，这也表明工业企业面临产能约束，难以出现量价齐升的局面。而从主要用电行业――制造业以及电力、热力、燃气及水的生产供应业投资规模来看，近两年来工业企业利润的复苏并未明显拉动固定资产投资规模的增加。也就是说，即使2018年工业企业利润依然维持比较理想的水平，由于产能释放幅度有限，用电量也很难有明显的提升。同时，在环保限产政策的压制下，工业企业的现有产能也无法充分释放，这也是导致四季度用电量增速明显下降的重要原因。
下半年电力需求增速明显下滑的另外一层原因在于环保限产的扰动。由于“2+26”城市采暖季工业企业限产，电力需求呈现出很明显的区域性分化。“2+26”城市所在省份的用电量增速在2017年上半年始终高于非“2+26”省份，其中重要的原因就在于工业利润增长带来的生产意愿旺盛。但在下半年，用电量增速则出现了明显下滑，10-11月甚至出现同比负增长的情况。而非“2+26”省份用电量增速则依然维持高位震荡。由此可以看到，环保限产对于工业用电需求的影响非常明显。
另外，以地理区域区分，我们发现一方面受环保限产影响较小的东北、西南和西北地区用电增速虽然也出现触顶回落迹象，但是回落速度相当温和，甚至在进入四季度后呈现出增速小幅回升的状态。说明工业产能出现了区域性转移、此消彼长的情况。另一方面，由于本轮需求起落周期对上游钢铁、煤炭行业利润影响最为明显，作为工业重镇的华北地区用电需求始终明显的表现出领先其他区域的特点。其用电量增速在2016年末至2017年初已经明显的触顶回落，而东北、西南、西北地区则滞后了3-5个月左右的时间。因此两方相互中和的结果也形成了2017年全国电力增速在后半程温和回落的状态。
总体来看，电力需求增速仍将逐步回落，但四季度降幅之快也是受到了华北地区环保限产的影响，2018年上半年由于“2+26”城市工业企业逐步复产，电力需求或出现阶段性小幅回升，但随着需求变化相对滞后的区域电力需求也开始回落，耗煤需求将面临较大的风险。电力需求整体格局依然大概率呈现前高后低的状态。
此外，从能源替代的角度，由于降雨偏少，自2016年9月以来水电发电量持续负增长。但2017年下半年已经有明显的恢复，导致火电出现下降。从以往规律来看，丰水期和枯水期的间隔至少在一年以上，因此预计2018年水电整体仍会维持正增长的状态。但我们也看到，水电新增发电装机的规模增速已经明显下滑。截至11月，水电新增装机的累计同比增速不及火电，这也将导致水电即使对火电产生一定替代，但目前来说替代程度依然比较温和。
2.2、海运煤炭需求旺盛，但扰动性因素偏多
2017年海运动力煤需求与全国火电发电量增速的变化出现了一定的背离。以往火电发电量与六大电厂日均耗煤量保持着基本相同的变化，虽然六大电厂耗煤量同比变化幅度超过全国火电发电量增速幅度，但变动方向基本一致。大部分情况下可以用六大电厂耗煤量的变化来预测火电发电量增速的变动。但从2017年的情况来看，一方面两者在增幅上差距很大；另一方面，两者在下半年发生了背离，火电发电量增速整体回落至负增长，而六大电厂耗煤量依然保持着较高的增速。
以上市公司口径，六大电力集团上市公司火电装机容量占全国比重并不算高， 2016年末只在不到20%的水平。但由于其更加反映海运煤炭的需求，对港口煤价也产生着更大的影响。我们发现2011-15年间，由于煤炭产能相对过剩，港口煤价对电厂日耗的变化并不敏感，两者经常出现背离。但在供需恢复紧平衡后，2017年秦港动力煤现货月度均价的涨跌对六大电厂日耗同比的变化相当敏感，但与火电整体增速变化并不完全一致。
就六大电厂日耗与火电发电量增速出现背离的原因，我们认为主要出在两个方面。一是2017年以来由于煤电去产能和大型电厂的兼并收购，电力行业也出现了集中度提升的情况。从六大发电集团上市公司中的五家按季度披露的发电量变动来看，五家火电发电量合计占全国的比重整体有所提升。但其中增幅比较明显的是华能国际，2016年火电发电量占全国火电发电量的7.02%，到2017年三季度提高了到8.33%。占比提升的主要原因在于一季度收购黑龙江、吉林、山东等地发电资产。因此，华能耗煤量整体有所上移，但全国火电发电量并未出现增量。这虽然是两者出现背离的一个原因，但并非拉动海运煤需的主要原因。
另外一个造成六大电厂耗煤量与火电增速不匹配的原因在于六大电厂装机分布具有区域性，也比较能够解释其对海运煤炭需求带来的拉动。按区域分类，六大电厂可以分为全国性布局的华能、国电和大唐以及地区性的浙电、粤电和上电。三家地区性电厂中，上电日耗较低，对总量影响不大。浙电和粤电的日耗变动鲜明的反映出淡季不淡的特点，一方面春季开工期间，电力需求反弹明显；另一方面，9-10月日耗更是反季节性的增加。这比较突出的体现了今年由于采暖季北方地区的环保限产，南方出现了下游提前赶工、需求提前释放的情况。此外，广东地区8-9月气温均较7月偏高，并且高于过去两年水平也加剧了耗煤量的上升。
全国性电厂在区域分布上也存在一定的集中性，其中耗煤占比较高的华能和国电，华能火电分布较为分散和平均，除了山东、江苏占比较高外，其余省份都比较平均。但国电则相对集中在华东地区。在2017年前三季度国电的火电发电量中，华东地区占据超过55%的份额，其中江苏省占到了34%，因此江苏电力需求的变动很大程度上将影响国电的耗煤量。这也能够解释为何华能日均耗煤量变化相对平缓，而国电耗煤量变化弹性更大，且对六大电厂耗煤量的波动影响更加明显。
2017年国电日耗量的波动相对明显的体现着旺季偏旺的特点，尤其是7月日耗增幅明显高于去年同期，但这更多的是由于季节性因素导致。江苏省7月平均气温大幅高于此前两年同期，对于制冷耗电需求的拉动应当是电力需求出现脉冲式增加的主要原因。此外，我们也看到，12月江苏平均气温出现偏低的情况，国电耗煤量相应也由此前明显的回落转为上升。但除去季节性因素导致的反弹外，整体煤耗情况已经处于回落状态。
综合来看，相对于全国电力需求情况，六大电厂耗煤量更加倾向于反映包括江苏、浙江、上海、安徽、山东在内的华东地区以及部分反映以广东为代表的华南地区需求。从工业增加值的变化来看，在本轮需求反弹过程中，华东、华南的整体需求复苏的确表现的更加强劲。因此，在耗煤需求上，也体现出六大电厂日耗的增幅高于全国火电发电量的增速。同时，2017年由于环保政策的影响，使得工业生产和下游终端生产补库节奏发生了很大的变化，也导致南方地区出现了三季度末到四季度电煤需求异常旺盛的情况。也就是说，采暖季前后，华北地区的电力需求受政策压制而被动下降，华东地区则处于应对政策的原因而出现超出趋势性的反弹。
虽然2017年海运煤炭需求旺盛，但无论是从货币周期，还是从工业增加值等指标的变化中来看，2018年需求整体都将放缓。而华东地区对于需求的变化比较敏感，从历史数据来看，用电量增速的波动幅度明显高于全国。也就是说，在需求回升的阶段，华东地区用电量增速往往高于全国；但在需求回落阶段，华东地区电力需求的下降幅度也会超过全国水平。如果货币政策延续稳健中性、缓慢收紧的态势，需求整体缓慢回落，海运煤需求还会相对比较乐观，而一旦2018年货币环境趋紧的速度超出预期，海运煤炭需求增速可能会面临更快的下滑。
2.3、最低库存制度带动一次性补库，季节性规律或被放大
2018年对于电煤需求同样影响较大的因素在于最低和最高库存制度的实施。国家发改委和能源局颁布的《关于建立健全煤炭最低库存和最高库存制度的指导意见（试行）》自2018年1月1日起开始施行，关于最低和最高库存的具体规定与此前发布的征求意见稿没有太大的差别。我们认为其中对动力煤需求影响较大的依然在于对下游重点燃煤电厂最低库存标准的要求。
对于铁水联运的燃煤电厂，《指导意见》中的规定依然是常态下应维持20天的最低库存，而用煤旺季前应将库存提高到25-30天的水平。但以六大电厂的情况看，截至12月29库存可用天数仅为13天。电厂目前维持相对低库存的策略是比较能够理解的，在港口现货价格已经超过700元/吨的情况下，电厂在煤价高位大幅补库意愿自然偏低。但如果严格按照《指导意见》自一月开始考核电厂的最低库存，就将面临规模很大的一次性补库需求。
如果以12月平均71.2万吨的日耗来进行计算，六大电厂将库存天数提高7天则需要一次性增加补库500万吨左右，相当于将目前的库存绝对水平提高50%。另外，我们用日均耗煤量与电厂月初库存和月末库存的变化来大致测算六大电厂合计的月度电煤采购量，10-12月期间每月大致在1,900万吨到2,100万吨之间。也就是说，如果一月要求满足20天库存量，需要将1月月度采购量提高25%左右。而在目前的状态下，采购量如果出现这么大幅度的提升势必会进一步推升煤价。
此外，我们也假设如果自2017年1月开始考核最低库存标准，测算了对于2017年电厂全年的煤炭采购会造成怎样的变化。我们只进行相对静态的考核，即当月煤炭采购必须满足月末达到20天库存可用天数，如果能够满足库存要求，当月采购量则为实际煤耗量，如果不满足则需要额外补库。另外，由于在迎峰度夏和度冬前需将库存提高5-10天，我们设定在6月末和11月末需将库存补充到25天。因此，最低库存标准为当月的平均日耗乘以20或25，采购量为当月煤耗总量+期末库存-期初库存。
我们发现，实行最低库存考核后的实际效果除了造成一月规模较大的一次性补库外，还放大了电厂采购的季节性规律，即电厂采购呈现旺季更旺而淡季更淡的特征。也就是说，在最低库存的要求下，电厂无法进行旺季维持偏低库存而利用淡季补库的调节方式。而如果由旺季转入淡季后，电厂发现库存可用天数偏高（如10月情况），进行一定的去库存，则会更加放大采购的季节淡旺季。因此，我们认为从需求端来看，在严格的最低库存考核下，需求的季节性规律将被放大而并未平抑。
2.4、建材、化工传统领域需求依然回落
在建材和化工耗煤方面，传统领域目前基本已经难以见到增量。2017年以来，水泥和化肥产量基本保持回落状态。另外，根据工信部、环保部在2016年发布的《关于进一步做好水泥错峰生产的通知》，2016-2020年期间，北京、天津、河北等15个省采暖季所有水泥生产线都应当执行错峰生产。另外，2017年11月水泥协会还提交了关于在全国范围内推行水泥错峰生产的请示。水泥错峰生产已经逐步常态化，甚至范围还可能继续扩大，预计未来产量都将处于低速增长到负增长的状态。
在化工领域对煤炭需求有增量的部分依然在于深加工方面，但在煤炭总体需求中的占比较低，对于煤炭边际需求虽有提升，但总体影响还较为有限。
综上，我们认为2018年电力需求增速仍将继续下滑，不过整体呈现前高后低的状态。上半年由于“2+26”城市工业企业复产，华北地区明显下降的电力需求将有所恢复。华东、华南等沿海地区电力需求依然将较为旺盛。而由于货币政策依然延续偏紧的环境、经济增速继续放缓，电力需求还将逐步回落，预计下半年压力将高于上半年。同时，如果需求端出现明显的下行压力，华东、华南地区的需求回落幅度可能也将超出全国平均水平，对海运煤需求产生更大的影响。
另外，最低库存制度的实施或将放大电煤的季节性需求规律，一月份和迎峰度夏前沿海电厂或将面临较大的补库压力，对电煤需求产生拉动。未来动力煤价格或对电厂的库存水平表现的更为敏感。
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供给端变数重重，预计增量依然温和
3.1、电价上调概率较低，政策重心仍在压制煤价
由于2017年电煤价格依然保持在高位，并且重心有所上移，煤电矛盾凸显，电力企业经营困难程度明显增加。从国家统计局发布的电力、热力的生产和供应业经营情况来看，在主营业务收入明显增加的情况下利润总额大幅回落，也说明了煤价的高位运行对于电企经营带来了很大的困难。
而由于煤价上涨对于电企盈利的侵蚀，发改委也要求煤企与电企增加年度长协的比重，央企和规模以上煤炭、发电集团的中长期合同数量应达到自有资源量或者采购量的75%以上。同时，在港口现货价格大涨的同时，环渤海动力煤价格指数并没有发生明显的联动，甚至在下半年出现两者走势背离的情况。这主要也是由于环渤海动力煤价格指数直接与电煤年度长协价格挂钩，若出现明显上涨将直接影响到大型电企的采购成本。
但即使如此，若煤价不出现回落，电企盈利依然堪忧。同时，从2017年电煤价格指数变动来看，已经到了必定会触及煤电联动的程度。虽然我们以煤电联动计算公式测算出的电价变动与发改委实际公布的电价调整有一定出入，但如果严格执行煤电联动，2018年燃煤标杆上网电价应该每千瓦时上调近4分钱。即使在2017年6月发改委发布公告“自2017年7月1日起，取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金，将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%，腾出的电价空间用于提高燃煤电厂标杆电价，缓解燃煤发电企业经营困难”，在不增加下游成本的同时调整了燃煤标杆上网电价。此后有18个省份上调燃煤标杆上网电价，最高调整幅度为2.28分，但调价幅度依然不足。
按以往调价的时间和发改委规定，煤电联动如果实施应当从1月1日开始，也就是说发改委应当在12月末发布调价的通知，但到目前并没有相关的信息公布。我们预计应当是政策层面对于调整电价依然非常谨慎，而倾向于通过压制煤价的方式使电企获得部分让利。煤电联动是否会进行也决定在2018年对于煤价政策的基本基调，就目前来看，下调煤价的政策意味似乎更加强烈。
3.2、煤炭去产能总量存争议，2018年规模或明显下降
根据我们的统计，2016-2017年全国煤炭去产能已经完成了4.5亿吨。从近期政策表态来看，发改委对于煤炭总量去产能的态度和计划规模似乎有所转变。11月发改委副主任连维良在2018年度全国煤炭交易会致辞中提到，要“从总量去产能转变为结构去产能”，以及“市场煤价处于相对高位，要引导煤价下行并处于合理区间”。另外，《人民日报》在报道中也援引连维良的表态“我国于2016年提出的用3年至5年时间，煤炭产能再退出5亿吨左右、减量重组5亿吨左右的任务有望在2018年基本完成，或有可能提前完成”。值得注意的是，在2016年末发布的《煤炭工业发展“十三五”规划中》，煤炭化解淘汰过剩落后产能的规划还是在8亿吨左右，而从目前协会和政府高官的表态中似乎可以看出，近两年煤价的超预期上涨还是令政策层面重新评估了去产能的总体规模。如果按照5亿吨的去产能规模来看，2018年仅有5,000万吨左右煤炭产能需要退出。
不过，近期山东、河北、安徽分别公布了2018年的煤炭去产能计划，三省合计规模已经达到2,775万吨，且与此前两年的节奏和速度比较一致。从2016年各省公布的“十三五”期间煤炭去产能规模的规划来看，似乎还是在按照原有规划分解任务。若山西、河南、贵州等煤炭大省也提出超过1,000万吨的去产能计划，2018年去产能总量很可能会明显超过5,000万吨。我们认为，目前中央和地方政府层面可能尚未在是否要调整产能淘汰规模的问题上进行沟通，甚至部委之间可能还尚未达成明确的一致。其中比较突出的例子在于12月26日，国家能源局召开全国能源工作会议，根据去年的经验，会议上会对下一年供给侧改革的重点领域和大致目标提出框架。《21世纪经济报道》就会议所撰写的报道中提到：“在煤炭和煤电去产能发展方面，2018年煤炭去产能目标为1.5亿吨左右”。但是在国家能源局官网的通稿中，并未提及去产能的具体规模。因此，我们认为在对煤炭去产能的总规模上，政府部门之间也存在着比较大的争议，尚未达成统一。
此外，随着煤炭供给侧改革进入更多的在产煤矿关停期，其对煤炭产量也开始产生更大的影响。从原煤产量变化来看，2016年276政策退出后煤炭产量迅速恢复，2016年产能关停对产量的实质影响比较小，11-12月原煤日均产量都在1,000万吨以上。而从剔除了季节性影响的产量来看，高点出现在2017年3月。但此后，原煤产量整体出现下滑，虽然下半年有“十九大”期间地方煤矿临时停产造成的供给下降，即使我们用下半年季调后产量的相对高点来计算，原煤实际供给能力较2016年也下降了20万吨/天左右，折合7,300万吨/年。即2017年1.5亿吨的煤炭去产能中，超过一半应该是在产矿井。从上游煤矿库存看，2017年4月之后也处于持续去库存状态。如果2018年去产能继续按类似的速度推进，对于实际供给将会造成更明显的影响。
另外，不管是从晋陕蒙主产区的角度，还是国有重点煤矿角度，2017年市场集中度虽然有一定的提升，但提升幅度不大。晋陕蒙国有重点煤矿以及神华、中煤产量的市场占有率只是基本恢复到了276政策执行前的水平。虽然扩大市场集中度的主要方式在于煤企间的兼并重组。但从神华与国电的整合以及山西的情况来看，目前中央层面更希望推动的是由央企主导整合地方煤企，然后推动跨区域和上下游产业链的整合，而这将是一个相对长期的过程。因此，我们认为在维持主产区集中度进一步提升，并且保持供给稳定甚至需要保证一定增量的情况下，2018年煤炭供给侧改革目标可能会进行一些调整，主产区的去产能任务或将有所下降，总量预计还将超过5,000万吨，但可能在1亿吨之内。
3.3、在建矿井产能庞大，而实际新增供给有限
调节供给另外一条途径是通过在建产能的投放。根据国家能源局的公示，截至2017年6月，全国经核准的在建矿井产能合计10.53亿吨/年，已建成进入联合试运转的产能合计3.68亿吨/年。虽然已经处于联合试运转的煤矿产能很大，但经过梳理，其中有很大一部分已经数年处于联合试运转状态，有很大比重的产能已经释放出来。我们通过公司公告和主要省份煤炭工业局公示的情况，筛选了国家能源局近期核准以及联合试运转时间较短的矿井，预计这些矿井在2018年将产生较大的供给增量。我们整体得出的新增产能大约在1.66亿吨左右，其中也有部分矿井已经处于试生产状态，实际新增供给可能也未必能达到这一水平。
就目前来看，2018年能够新增的产能水平并不是很大。如果假设2018年煤炭去产能总量在8,000万吨左右，预计这部分新增产能投放能够产生的供给净增量在7,000-8,000万吨左右，还是一个相当温和的水平。供给是否还会有额外的增量则要取决于2018年发改委和能源局是否会加快未批先建矿井的核准速度。而从发改委上调电价意愿不足的角度来看，核准速度的确有加快的可能性。
3.4、2017下半年进口降幅较大，2018年或有小幅回升
2017年下半年，动力煤进口量持续处于同比负增长。但由于上半年基数较高的原因，截至11月的累计进口量同比增幅仍超过6%。虽然二类口岸限制进口煤炭船舶停靠的政策从下半年开始执行。但我们看到包括江苏、浙江、山东在内的华东地区自上半年开始动力煤进口量就出现了下滑。因此，限制二类口岸进口动力煤是压制进口的一个因素，另外更加重要的原因在于进口通关时间的延长。
另外，从主要动力煤进口国的情况来看，下半年提高商品煤质量标准和二类口岸的相关限制对于印尼煤造成的边际影响并不是很大。由于印尼频繁受到天气、港口发运问题的扰动，2017年印尼煤全年进口量都处于低位。甚至剔除了季节性因素后，下半年印尼进口煤数量较6月低位还有所回升。对于进口量边际影响最大的还是澳大利亚进口煤在四季度的明显下降，原因也主要在于主流矿企在二、三季度受飓风影响产量处于低位，以及DBCT泊位检修的因素。
即使近期二类口岸限制进口的政策临时取消，通关速度较慢依然使进口动力煤难以明显放量。而且从政策导向看，临时放松进口政策解一时燃眉之急的成分更大一些。政府还并没有很大的意愿放松进口，而是倾向于通过扩大国内供给的方式压低价格重心。虽然国内供给释放的速度比较慢，但这还没有根本上改变对于动力煤进口的态度。因此，我们认为印尼进口煤维持低位应当还是政府比较希望看到的状态，从明年来看，这一部分出现放量的概率不是很大。但我们预计动力煤进口仍会产生增量，这主要是由于澳大利亚煤炭供给和发运的恢复。若印尼月均进口动力煤维持在110万吨左右，而澳大利亚进口动力煤恢复至400万吨以上的月均进口量，2018年动力煤进口增量预计在500-600万吨左右，与国内需求和供给规模相比还处于比较低的水平。
综上，我们认为2018年动力煤供给整体依然将有所回升，主要来自于在建产能的投放以及进口量继续有小幅的增加。但就目前来看，供给增加幅度也并不是很大。扣除2018年去产能规模，我们预计供给增量可能在8,000万吨左右。
不过值得注意的是，由于发改委还没有对2018年煤电是否联动做出表态，我们认为电价不上调的概率还是很大。在电企经营依然困难的情况下，政策重心将在于压制煤价。在建产能核准的进度或将明显加快，这是2018年供给端面临的最大风险。
3.5、长协比重提高及运力倾斜将致市场煤波动加剧
2017年动力煤市场价体现着高波动性以及与环渤海价格指数很不相同的走势。港口库存从三月份以来持续攀升，库存的增加并没有起到压制煤价的作用。虽然从港口货船比的角度来看，全年秦港库存和锚地船舶量比值均处于低位，但波动也并不大。因此，仅从这一点来看市场货源的情况并没有发生太大的变化，而市场价格却发生着很大的波动。
我们认为出现这一现象与2017年开始煤炭货源结构出现变化有关。由于2016年底煤电双方开始执行年度中长期合同，并且发改委要求重点规模以上煤、电企业长协数量应当达到75%以上，这就使得结构上来看，港口的市场货源出现下降。因此，港口库存虽然比较高，但是其中可供流通的市场货源可能并不多。
此外，在煤电双方签订中长期合同的同时，发改委也要求铁路、港航企业对中长期合同在运力上要优先安排和兑现保障，鼓励有运力方参与的产运需三方中长期合同。在这样的情况下，铁路运力必定会向长协煤倾斜。另外，一旦出现运力不足的问题，市场煤的运输优先级也必定很低。
从2017年的情况看，煤炭需求的回暖已经带动主要铁路煤炭运力出现大幅增长，秦港的铁路调入量也始终处于高位稳定的状态。再加上从三季度起，环渤海港口逐渐禁止柴油车集疏港，目前铁路成为绝对主导的煤炭进港方式，这也更加增添了铁路运力的压力。因此，在下游需求旺盛、铁路运量较大的阶段，市场煤的运输很可能无法得到保障。而当需求下降，铁路运力富余时，市场煤可能大量进港。加之市场煤本身供给也更容易受到政策、天气等方面的扰动，价格波动自然也就更加剧烈。
因此，在长协煤比重大幅增加的情况下，市场煤将处于越来越边缘化和小众的境地。尤其是在市场供给总体偏紧的状态下，市场煤价格可能在长时间内都处于大幅波动的状态，甚至与相关价格指数以及长协价格出现背离，这也是影响期货合约价格和其波动性的重要因素。
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2018年动力煤市场展望及投资逻辑
我们认为2018年动力煤市场将向需求逐渐转弱而供给有所回升转化，加上2018年燃煤上网电价还并未出现上调，压制煤价的政策性压力较大，动力煤现货价格重心预计将出现回落。不过目前来看，由于需求回落的速度依然相对比较缓慢，加上新增供给的规模也并不大，市场还难以在短时间内向供过于求转化。因此，2018年动力煤市场可能不会出现明显的趋势性行情。
在投资逻辑方面，我们认为主要在于两点：一方面市场可能将体现出前高后低的状态。主要原因在于一季度环保限产压力下降，工业企业逐渐复产以及南方需求复苏带动的电力需求上升。而目前ZC805合约尚处于大幅贴水的状态，若春季复工导致电力需求淡季不淡，市场可能将进行一定的基差修复。但下半年随着需求回落压力加大，加之我们认为在缓解电企成本压力的目标下，对于违规在建产能的核准速度或有所提升，下半年市场则可能存在下行压力。
另一方面，我们建议2018年重点关注电煤的季节性行情。一是在供需未出现明显失衡的情况下，季节性规律依然相对有效；二是由于2018年开始实施最低库存制度，动力煤需求将存在旺季更旺而淡季偏淡的可能。尤其是迎峰度夏之前，电厂将存在幅度较大的补库存需求。因此，对应9月合约或在电厂旺季补库存阶段处于偏强的格局。如果此时电厂库存处于靠近最低库存标准下限的水平，价格弹性预计将比较大。投资者也可在电厂补库阶段关注正套机会。但是进入淡季，电厂若出现库存偏高的情况，就将放缓采购节奏甚至主动去库存，或将对煤价产生比较大的压力。建议此时可采取阶段性逢高沽空策略以及反套思路。展望全年，电厂库存情况将成为影响行情的重要因素，建议着重关注。
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投资建议
我们在2018年总体给予动力煤“震荡”评级，动力煤主力合约全年主要的波动区间将在550-650元/吨，价格波动重心在580-600元附近。现货价格重心将出现回落，不过目前还没有观测到明显的供给释放因素，回归合理区间还有一定难度。由于目前主力合约贴水幅度较大，继续下行空间受限。
2018年的投资主线在于电厂的库存节奏，即在补库阶段关注逢低偏多以及正套机会，而在库存处于高位有去库存压力的状态下逢高偏空以及以反套思路为主。另外需要重点关注政策导向的变化，若燃煤电价没有出现上调则说明控制煤价将成为2018年的政策主线，去产能规模和在建产能投放速度预计都会做出调整。尤其是在需求逐步回落的状态下，需关注价格下行的风险。
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风险提示
煤价大幅上行压力来自于需求好于预期，以及去产能规模依然较大，供给继续出现下滑。大幅下行风险来自于在建产能的投放速度超出预期，货币政策快速收紧导致需求出现急速回落。
顾萌高级分析师(矿煤焦钢)
从业资格号：F3018879
