继续反弹驱动不足，煤市旺季仍需等待
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报告摘要
旺季高潮未至，被动补库仍在持续：如今夏至已过，华北地区虽已进入炎热天气，但南方地区仍然相对凉爽，且降雨不断，全国尚未进入大面积炎热时期，空调等制冷设备使用量对民用电的增量带动无法出现质的突破；受经济下滑与贸易争端影响，二产用电虽保持韧性但增速仍在降低，夏季难有明显增速带动用电量的整体增长。综合来看，用电量短时难有大的增量，而水电短时内仍旧处于高发状态，火电增发或超发现象难以出现。
夏季水电瓶颈，去库稳价值得期待：展望三季度的夏季行情，民用电存在比6月份环比不低于25%的增量，带来全社会用电量环比不低于12%的增量；而厄尔尼诺气候带来的夏季降水的超发，水电大坝在防洪泄水中浪费了大量的水能，那么新增用电仍旧主要由火电贡献，火电的表现预计仍旧亮眼。
总结：短期供需宽松，下游终端仍然处于被动补库存阶段，库存高位压制下，市场需求乏力，同时成本端存在继续向下的趋势，月初以来的反弹难有支撑，成交乏力下仍然重归下行通道，市场底部区间仍然指向550-570元/吨。
而随着旺季的升级，终端逐步进入被动去库存阶段，需求支撑较强，春季以来的低供给弱需求将可能向低供给高需求转化，伴随着库存的去化，预计8月份开始会出现一波较为明显的反弹，反弹高度可看630元/吨。
风险提示：产地督察不及预期；消费需求加速下滑；进口配额继续收紧。
正文
一、供需宽松，压制继续存在
（一）三西仍可增产，内产弹性较强
据国家统计局数据，2019年5月份，全国原煤产量31239万吨，同比增长3.5%，增速比上月扩大3.4个百分点；环比增加1810万吨，增长6.15%；1-5月份，全国原煤累计产量142269万吨，同比增长0.9%，增速比上月扩大0.3个百分点。继矿难后的安全减产之后，5月份原煤产量继续超预期回升，增速回归上升通道，不仅扭转市场对原煤产量的继续收缩预期，而且体现出坑口产出弹性较大、保供能力可控性较强的特点。
从分地区煤炭产量来看，陕西省由于矿难后的安检限产影响，5月份产量同比去年缩减10.6%，但是晋陕蒙地区产量同比增长8.5%。贡献率最大的内蒙古地区5月份产量9200万吨，同比去年有1400万吨的生产增量，同比增长15%；而山西地区也有同比900万吨的增量，同比增长7.6%。综合来看，三西主产地的生产供应能力依旧维持高位，集中度达到69.7%，比去年同期增长1.8个百分点。
对于2019年初的陕西神木矿难，我们原预期全年导致该地区产量减产6000万吨-8000万吨，并导致全国总煤炭产量缩量3000万吨左右，而前5个月同比减产3000万吨，基本符合预期。但晋蒙两区的增量确实属超出预期，前5个月两地同比增量达到7000万吨，远超出陕西缩量的3000万吨，直接推动全国煤炭总产量继续实现同比净增长。
（二）进口持续增量，平控或有放松
根据海关总署公布的数据显示，2019年5月，中国进口煤炭2746万吨，同比增加513万吨，同比增长23%，环比增加216万吨，环比增长8.5%；2019年1-5月份，中国累计进口煤炭12738万吨，同比增长5.6%。
2018年总体进口量较2017年略有增加，但基本维持在平控的状态，尤其是2018年11月之后的大幅收紧，使得12月份进口通关量大幅缩减到1000万吨左右，不过这也导致了2019年1月份的集中通关，使得1月进口量达到3350万吨之高，同比去年增加20%，而去年1月份由于冬季煤荒与进口集中通关，进口量历年同比本来就高。2019年以来，我国仍然将继续严格执行煤炭进口调控各项政策措施，加强进口煤质量监管，规范煤炭进口秩序；但是具体而言，为保证电力需求，稳定市场价格，在价格可控的范围内，对于直供电厂的进口存在有一定的放松，甚至在2018年的增量基础上继续维持一定的增量。
因为从国际煤炭市场来看，自2018年下半年以来国际煤炭价格进入下行通道，主流港口煤炭价格回落到70美金/吨以下，BDI指数也一直处于1000点以下，而国内煤炭价格受成本支撑影响，回落空间有限，南方港煤炭内外价差一度维持百元以上，这种情况增加进口量可以有效的节省国内资本与外汇开支。
（三）旺季高潮未至，被动补库持续
经过三年多的供给侧改革，技术落后、小而散的煤炭产能基本退出，规模化、集中化、技术能力强的煤矿产能逐步释放，全国千万吨级的产能基本集中于三西地区。所以我们才看到在榆林矿难后的大检查时期，即便陕西地区减产量达到3000万吨，晋陕蒙三地却仍旧出现4000万吨的增量，由此可见产出弹性良好，对不良事件应对能力强，同时在需求淡季的时期，明显的供需宽松可快速积累超量库存，对市场形成明显的压制。
而如今夏至已过，华北地区虽已进入炎热天气，但南方地区仍然相对凉爽，且降雨不断，全国尚未进入大面积炎热时期，空调等制冷设备使用量对民用电的增量带动无法出现质的突破；受经济下滑与贸易争端影响，二产用电虽保持韧性但增速仍在降低，夏季难有明显增速带动用电量的整体增长。综合来看，用电量短时难有大的增量，而水电短时内仍旧处于高发状态，火电增发或超发现象难以出现，日耗短时内仍然处于历年均值附近徘徊。
二、水电瓶颈，火电后期仍可期待
2019年上半年，受厄尔尼诺气候影响，长江中下游地区及南方地区降雨量增大，而且据天气预测，今年6-8月主汛期，长江流域整体降水偏多，中游干流区间及两湖流域北部，出现持续性强降水的概率高，发生区域性洪涝的可能性大。 为应对今年可能出现的严重洪涝灾害，长江防总已将主要控制性水库和部分排江涵闸泵站等水利工程纳入联合调度，降雨量的增加与库容量的控制，使得水电在原本的淡季出现高发的状态，对火电产生了较大的冲击。
那么二季度的水电超高增速是否会在三季度乃至下半年继续维持呢？我们可以从水电机组设备来看，自2018年以来，水力发电新增设备容量累计同比增速连续处于负值状态，2019年以来累计新增水电设备容量仅74万千瓦，占新增装机容量的3.17%，而同期的火电新增却占比仍高达44.4%，跟风、光新增比例也无法相比，由此拖累整个水力发电装机容量一度以2%左右的低增速增长，水力发电装机自2018年以来一直处于3亿千瓦左右。
考指标之一，水电机组的利用效率与气候情况息息相关，2014-2015年的厄尔尼诺现象，导致在2014年进入水电旺年，而2015年由于水位过高，水坝夏季开闸泄洪，发电机组可利用减少，2015年夏季7-8月份水电发电同比2014年减少7.2%，环比增长率也要低于2014年同期近20个百分点。
2018-2019年厄尔尼诺现象导致的天气情况类似于2014-2015年时期，今年夏季7-8月份同样存在水库开闸泄洪的水力浪费现象，水电利用效率同样难以出现类似于3-5月份的同比增量，如果按照2014-2015年的同比减量来看，今年7-8月份平均水力发电量为1190亿千瓦时，环比3-5月份均值仅有34%的增速，而2018年同期却有68%的环比增速。因此，我们预计2019年7-8月份的水电减量可为火电贡献出不低于1%的同比增速，即新增火力发电70亿千瓦时/月，新增煤炭消耗300万吨以上。
三、总结：旺季行情继续等待
近一个月来看，供需环境处于偏宽松情况下，下游终端仍然处于被动补库存阶段，库存高位压制下，市场需求乏力，同时成本端存在继续向下的趋势，月初以来的反弹难有支撑，成交乏力下仍然重归下行通道，市场底部区间仍然指向550-570元/吨。
而展望三季度的夏季行情，民用电存在比6月份环比不低于25%的增量，带来全社会用电量环比不低于12%的增量；且厄尔尼诺气候带来的夏季降水的超发，水电大坝在防洪泄水中浪费了大量的水能，那么新增用电仍旧主要由火电贡献，火电的表现预计仍旧亮眼。
那么为时两个月的高日耗旺季需要增加市场采购以维持电厂安全常备库存，而即将到来的“70周年大庆”也可能再次使得供给端产出受限，春季以来的低供给弱需求将可能向低供给高需求转化，随着旺季的升级，终端逐步进入被动去库存阶段，预计8月份开始会出现一波较为明显的反弹，反弹高度可看630元/吨。
首发自中信期货报告201906026
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