顾萌高级分析师(矿煤焦钢) 从业资格号：F3018879 Email: meng.gu@orientfutures.com
焦煤/焦炭走势评级：看跌
报告日期：2018年01月04日
★双焦市场主导力量由供给逐步转至需求：
2017年影响双焦的主导力量由供给端逐步转至需求端。虽然供给端依然是触发行情的重要因素，但钢焦比价全年基本区间震荡，意味着拉动双焦期价重心上移和焦化利润扩张的核心因素在于钢厂利润的攀升。
★焦炭供需维持紧平衡，钢厂利润及库存周期主导价格走势：
在环保常态化影响下，2018年焦炭供需总体紧平衡。采暖季“气荒”问题可能导致焦化限产政策微调，焦炭自身供需并非影响市场主因。钢厂利润的逐步触顶回落将压制焦炭价格及利润水平；钢厂补库和去库存节奏将是引发焦炭价格波动的主要因素；钢焦局部性限产造成的阶段供需失衡则会加大价格的波动。
★焦煤供给将现增量，价格重心预计下移：
焦煤需求端基本平稳，供给将出现增量。一方面在于国内矿山生产的政策性扰动降低；另一方面在于海外供给增量和蒙煤进口逐步恢复。不过国内焦煤资源相对集中将增加主产区议价能力，同时低硫煤依然相对抗跌，但溢价率将随钢厂利润回落。
★2018年双焦市场展望及投资逻辑：
2018年双焦价格重心大概率下移，预计焦炭、焦煤主力合约主要波动区间在1,500-2,500元/吨和900-1,500元/吨。一季度钢材供需阶段错配或再度带动双焦上行，叠加复产补库预期建议以单边偏多和多焦化利润、正套为主。但随着复产开启，双焦总体将承压下行，建议二季度起单边偏空和空焦化利润思路为主。
★风险提示：
期价全年重心继续上移的风险在于终端需求好于预期以及电弧炉投产进度大幅不及预期导致钢厂利润维持高位，甚至继续上移。煤焦供给出现明显干扰因素也将导致期现货价格表现偏强。
12017双焦市场回顾――价格大幅波动，影响市场主导力量转向需求
2017年双焦期现价格高位大幅震荡，波动重心整体有所抬升。不仅期现货价格呈现高波动的特点，基差波动也相当剧烈。基差的高波动一方面说明了由预期引导的期货价格往往能够领先现货、带动现货，另一方面也体现出市场在一定程度上存在预期过度和矫枉过正的问题。由于环保限产的影响，下半年双焦价格波动更甚于上半年，6月份在焦炭、焦煤主力合约大幅贴水现货后，宏观悲观预期缓和以及钢厂补库预期的开启带动期现价格联动大幅上涨。9月中旬，在期价升水现货后，市场再度由于宏观走弱的预期和下游钢厂环保限产需求下滑的预期大幅下挫，焦炭现货端基本抹去了6月以来的全部涨幅。但仅仅在不到两个月的时间内，市场又出现了企稳回升的态势，春季原料补库预期导致市场出现罕见的远月升水格局，远月合约带动近月合约走强，最终焦炭现货市场产生正向反馈，价格开始迅速提涨。
另外，影响双焦价格的核心逻辑有一定变化，最为突出的一点是：虽然供给端依然是触发价格趋势转折的重要力量，但影响价格的核心因素正在从供给端逐步转向需求端。3月和9月，市场下挫的主导因素一方面在于宏观的悲观预期，另一方面分别在于钢厂补库幅度过高以及环保限产导致钢厂原料需求下降。6月及10月价格企稳回升的触发因素虽然分别在于焦煤生产企业提出联合减产以及焦化限产幅度提高，但支撑价格上涨的最主要因素则在于钢厂开启补库存周期以及钢厂利润向上游环节的传导。
钢焦价格的相对变动也能够从侧面反映影响市场的主因在向需求端转移。相较于2016年钢焦比价的趋势性下行，2017年钢焦比价总体处于区间震荡的格局。同时，2017年焦化利润整体上行。也就是说，驱动市场的主因并不在于上游资源的紧张，而在于下游利润扩张向上游的分配。因此，影响双焦市场的需求端力量总体高于供给端。
2焦炭供需维持紧平衡，钢厂利润及库存周期主导价格走势
2.1、环保限产导致供给相对刚性，焦炭供需仍维持紧平衡
2017年全年，焦炭处于供需紧平衡附近，上下游和港口环节的库存并没有出现明显的趋势性变化。另外，由于环保限产对上下游供给都造成了压制，供给弹性不足，焦炭与生铁的相对产量基本在0.60附近徘徊，也没有体现出以往年份的季节性规律。
由于环保限产的影响，钢焦企业打破了原有的由盈利驱动的供给变化周期，而表现出供给相对刚性的特点。由于环保常态化的影响，在2018年市场供需的主导力量中，环保依然是最重要的一环。从2017年焦炭与生铁产量高、低点之间的相对变化而言，环保因素对于两者造成的产量最大压减幅度大体是一致的。生铁和焦炭的日均产量高点均出现在4月，而产量低点则分别出现在10月和11月，两者环比降幅均略超过12%。
但是，由于钢焦企业生产在2017年受到过环保督查、限产等多项因素扰动，供需双方依然会出现阶段性的强弱关系。焦化厂自上半年起，就频繁受到环保督查的影响，产量先于生铁出现回落。因此，6月份起焦炭供给开始逐渐偏紧导致焦炭价格上涨的弹性和幅度均高于钢材。但真正进入环保限产阶段，焦炭供给的边际减量则明显不足。虽然我们看到焦化厂在面对限产的过程中供给调节能力不及钢厂，一方面钢厂能够通过提高入炉矿石品位、增加利用系数等一系列手段尽可能的提高铁水产量，另一方面不受环保限产影响的地区在高利润引导下也存在一定高炉增产复产的空间，这导致了“2+26”城市与非“2+26”城市所在省份的生铁产量变化出现了明显的背离。而焦化厂调节产能利用率的方式主要是通过控制结焦时间的长短，这也导致在满产状态下，焦化厂继续调节供给的能力有限，采暖季非“2+26”城市所在省份焦炭产量依然基本稳定。但即使在这样的情况下，2017年下半年焦炭产量低点与高点之间的降幅依然不及生铁，进一步说明了上半年的环保督查等一系列活动使大规模限产状态下焦炭供给的边际减量不足，导致焦炭出现了阶段性略宽松的局面。
我们大致测算了若2018年继续沿用2017年环保限产的相关规定带来的影响。由于政策的限制导致供给调节空间有限，钢焦企业在生产过程中基本上呈现限产和非限产两种状态。从2017年产量来看，高炉满产状态下，生铁日均产量基本在200-210万吨区间波动，我们取中值205万吨，限产状态则下降到180万吨左右。焦炭满产状态下，日均产量在121-128万吨区间，我们取中值125万吨；限产状态下在110-115万吨，取中值113万吨。在限产时段上，高炉为11月15日至次年3月15日，焦化为10月1日至次年3月31日。另外，高炉停炉和复产过程假定为15天，设定在正常生产时段进行，生铁日均产量取限产和满产状态的中值附近190万吨。
通过测算，我们总体认为在环保限产政策不发生改变的情况下，焦炭供需依然维持紧平衡状态，且预计会呈现前松后紧的状态。不过，焦炭生铁产量比波动并不大，也意味着整体供需格局可能并不是影响2018年焦炭价格的核心因素。相对于整体的供需格局，下游库存周期影响的阶段性需求，钢厂利润变动对产业链盈利分配的影响将成为2018年影响焦炭价格更为重要的因素。
2.2、“气荒”或致环保限产微调，焦炭供给将略微宽松
如果2018年环保政策依然延续今年的力度，焦炭市场并不会出现明显的供需矛盾。但市场目前最大的不确定性在于工业企业采暖季限产的力度是否依然维持2017年的水平，以及限产政策的可持续性。
以空气质量改善的角度来看，今年采暖季期间，“2+26” 城市PM2.5浓度降幅相当明显，与1-9月份的情况形成了鲜明的对比。由于“2+26”城市采暖季空气质量改善目标是PM2.5同比下降15%以上，目前看来完成这一目标基本没有压力。因此，如果仅从限产对空气质量改善的效果看，限产政策应当还要继续严格执行下去。但另一方面，今年环保限产也伴随出现了一些问题，其中最为明显的是“煤改气”力度过大造成天然气供应不足，采暖季出现“气荒”的情况。
2017年下半年以来，天然气消费量同比增速基本在20%左右的水平。根据中国青年报对能源专家、清华大学研究生院院长姚强的采访，“2+26”城市实际完成“煤改气”319万户，预计采暖季新增天然气需求50亿立方米左右，日均需求增量约4,200万立方米。但天然气需求的实际增量远高于此，全国12月日均用气需求增加1.3亿立方米，较去年同期增量同样在20%左右，除了民用需求外，工业用气需求同样也出现了大幅增长。
此外，今年冬季的“气荒”问题并未改变“煤改气”推进的力度，根据财政部、环保部等十部门在十二月发布的《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）》，2017-2021年“2+26”城市累计新增天然气供暖面积18亿平方米，新增用气230亿立方米。如果按照新增供暖面积各年平均的方法来看，2018年仅民用新增用气需求还要在今年的基础上新增50亿立方米左右。
而从供给端来看，2015和2016年由于油气价格处于低位，油气企业的盈利水平大幅下滑，固定资产投资完成额基本也处于负增长。每年天然气新增产能基本在150亿立方米/年左右，相当于国内供给有10%左右的增量空间。2017年1-11月国内天然气产量累计同比增加9.1%，增幅基本也符合这一情况。但如果以20%左右的天然气消费增速来看，国内供给的增量则完全满足需求的增量。而即使2017年石油和天然气开采业固定资产投资开始出现明显增加，产量的提升依然可能存在一定的滞后。
今冬天然气源的不足也导致国内LNG工厂产能利用率大幅下降至平均不到30%的水平，LNG价格基本已经出现了翻倍的上涨。国内供给不足也使进口量大增，1-11月累计LNG进口量同比已经达到接近50%的水平。由于国内供给增量受到新增产能限制，进口又已经出现了大幅的增长，预计明年采暖季天然气依然比较紧张。
而从LNG气源看，在非常规管道气来源中，焦炉煤气是主要气源来源。截至2016年，焦炉煤气制LNG合计产能1,263万立方米/日，占比在13%左右。其中，河北、山西、山东三省产能合计619万立方米/日，虽然产能规模不是很大，但却是调节供给最灵活的边际产能。目前，山西部分焦化企业已经被允许满产保障用气需求。因此，如果采暖季再度出现供气不足的担忧，加之2017年主流焦化厂脱硫脱硝等环保设施投入基本已经完成，环保排放已经达标。我们预计对焦化厂限产力度有一定放松的概率也比较大。可能表现为一方面在焦化限产时段和限产幅度上有所放松；另一方面改变原本“一刀切”的限产方式，环保达标的大型焦化厂可能不需要执行严格的限产，只需要在重污染天气降低生产负荷。
2017年焦化限产时段较长一是在于10月召开“十九大”，环保压力较大；二是在于政府希望通过提前限产的方式减轻采暖季压力。我们假定如果2018年焦化限产时段有所缩短，政策调整为焦化与钢厂同步限产，则焦炭的供需格局将较2017年向略微宽松的方向倾斜，尤其是一季度和四季度可能会出现一定的供给压力。不过即便在这样的情况下，焦炭也并非出现相对供给严重过剩的问题。因此，在环保限产没有进行根本性调整的情况下，总体供需仍在紧平衡附近。
2.3、钢焦集中度略有差异，限产导致区域性供需失衡
2017年引发焦炭价格的大幅波动的主因并非在于供需总量出现了趋势性的变化，市场的主要矛盾在于三方面：1）钢焦环保限产引发的局部供需失衡，以及购销成本的提升；2）钢厂采购和库存周期导致的需求波动；3）钢厂利润扩张和收缩过程中对上游利润的传导。而2018年，在焦炭总体供需矛盾依然不明显，以及政策性因素仍将频繁影响市场的情况下，以上三个因素还将成为影响市场的主要逻辑。
根据Mysteel的统计，全国钢厂焦化产能约为1.8亿吨，独立焦化产能约为3.74亿吨。作为产能占比更大的独立焦化企业，其分布或接近煤炭资源地、或接近下游消费地。因此造成生铁和焦炭在产能分布和集中度上存在一定的差异。局部的环保限产将导致焦炭出现区域性供需失衡并打破企业传统的购销渠道，导致市场交易和运输成本的提升。
首先，从市场集中度来看，河北生铁产能占据绝对主导地位，而其后几大生产省份产能分布相对均衡。如果从Top 1省份产量占比到Top 10省份产量占比来看，生铁供给集中度逐渐弱于焦炭。2017年1-11月的产量数据显示，生铁前五大生产省份产量占比为58.93%，焦炭前五大生产省份产量占比为55.97%；而生铁前十大生产省份的产量占比为75.19%，焦炭前十大生产省份产量占比为77.74%。虽然相对集中度只有微妙的不同，但如果环保限产集中在前五的主产区范围内，焦炭相对供给的削减幅度将不及生铁，将出现焦炭供给相对过剩的问题；在限产范围由主产区向次主产区逐步扩散的过程中，由于波及的焦化产能规模更大，造成供给边际减量更加明显，焦炭则可能由相对过剩转化为相对紧缺。因此，我们看到9-10月份以河北为中心开始环保限产后，焦炭开始呈现过剩状态，而随着环保限产范围的扩大，焦炭则由过剩逐步转至偏紧。
其次，从地理分布来看，高炉产能相对更为集中的分布在沿海区域，而焦化产能相对更加向中部省份集中。因此，在货源流向上体现为中西部产地的焦炭资源流向东部消费地。如果我们以2017年焦炭与生铁的平均相对产量比0.60来测算某省内部焦炭是否存在外调需求，可以看出在生铁和焦炭前五大产地省份中，河北、江苏、辽宁是主要的焦炭净调入省份。而山西、内蒙古、陕西、河南的焦炭则需要流向外省，是主要的焦炭净调出省份。山东自身供需相对平衡，在以往年份倾向于少量资源输出，但由于焦化产能更多的集中在西部地区，2017年则由焦炭净调出省份转变为净调入省份。
由于焦炭运输和销售半径并不大，对于河北、山东、山西、安徽、江苏、河南这六大在地理位置上比较接近的省份而言，资源首先会在区域内调配，如果还有缺口则会从陕西、内蒙古等地理优势相对不太明显的区域采购。而环保限产则可能改变钢厂以往稳定的购销渠道，增加企业寻找供货或购货方的成本并造成采购和运输半径的扩大。因此，焦炭的购销和外运格局也能够在一定程度上解释今年采暖季限产以来焦炭价格的大起大落。
由于9-10月河北开始环保限产，对焦炭的调入需求减弱，区域内焦炭需求量下滑，周边焦炭资源省份如果没有很快找到新的供货渠道就会出现产地库存累积的问题，也引发焦炭价格开始出现回落。而随着环保限产范围的扩大，山东由资源净调出省变成净调入省，意味着除了原本可能输入江苏、河北的资源将无法保障外，山东钢厂还需要寻求新的货源。而山西、河南这样主要的焦炭净调出省份限产力度加大以及苏北地区加入限产范围也使得区域内资源发生失衡，我们测算出的10月六省焦炭净需求量也创下了年内新高，部分企业可能需要延伸采购渠道，从运距更长的陕西、内蒙等省份购入焦炭。当区域内供需矛盾积累到一定程度时，便带动现货价格大幅反弹，迅速消化了此前的全部跌幅。
综上，2018年继续实施环保限产政策依然可能出现地区间执行顺序和力度不一致的问题。因此，即使总量上不存在明显的供需矛盾，也会由于局部阶段性的供需失衡引发价格波动。如果以河北为中心，或从东部地区逐渐向中部蔓延，限产区域越向中心集中就越可能出现焦炭供给区域性偏宽松的问题。而一旦限产向外围扩散，焦炭供需格局则很有可能出现转变，出现相对偏紧张的局面。
2.4、华北钢厂库存与生产节奏基本一致，库存周期仍将影响阶段性需求
在供需总体矛盾不大的状态下，钢厂采购和库存周期是造成焦炭价格波动的重要因素，尤其是环保限产放大了钢厂生产的淡旺季规律，也使钢厂相应调整了原料库存策略。从全国样本钢厂的库存情况来看，在经历了2016年四季度到2017年初的一次性库存修复后，2017年全年钢厂焦炭库存的波动并不明显，大多集中在11-13天比较正常的范围之内，也没有体现出趋势性的去库存和补库存。但从细分区域的角度来看，地区间分化则非常明显。以华北和华东两大最重要的钢铁产区为例，华北地区钢厂由于靠近焦炭主产区，加之频繁受到限产因素影响，在大多数情况下保持着10天以下的低库存策略。而华东地区钢厂则在2017年初迅速将库存补充到15天左右比较充足的水平，并在全年维持着15-19天相对高库存的水平。
由于钢厂焦炭库存整体比较充裕，同时钢焦企业的生产依然可能受到环保限产的频繁扰动，我们预计2018年钢厂也很难出现全局性、趋势性的原料补库和去库的问题，非限产区域钢厂总体基调依然会是维持库存的相对稳定，同时根据生产节奏来进行阶段性的库存调节。而限产区域的钢厂依然倾向于在3月中旬复产之前逐步增加库存水平，而在11月限产之前逐步减缓采购和补库节奏。由于华北是主要的环保限产区域，华北钢厂的原料库存变化对钢厂的生产节奏也最为敏感。2017年华北地区钢厂的焦炭库存天数也与河北高炉开工率保持着比较紧密的同向变动，在近期高炉开工率下降到50%左右低位的情况下，钢厂焦炭绝对库存量也同样下降到了年内低点。由此看来，春季钢厂复产周期开启前后，复产补库因素依然是影响原料市场的主导因素。
另外，由于供需紧平衡造成社会库存相对稳定，上下游库存的联动性也更加明显。2017年之前，独立焦化厂和钢厂的焦炭库存在总体趋势上保持一致。而2017年，尤其是华北地区的钢厂焦炭库存和独立焦化厂库存则维持着比较明确的反向变动。钢厂补库带动焦化厂去库存，钢厂去库存使焦化厂被动累库存。预计这一现象依然会在2018年延续。
2.5、钢焦盈利联动性加强，钢厂利润下滑是市场最大隐患
如果以2016年中作为煤炭供给侧改革真正发挥效用的时间点，我们发现市场对于钢厂和焦化利润的预期分配模式发生了明显的变化。以1月合约为例，2014-2016年6月期间，由于钢厂利润总体水平不高以及煤焦供给过剩，焦化盘面利润基本在-150元/吨到100元/吨之间徘徊，与钢厂利润的相关系数仅为-0.0287，基本上没有相关性。也就是说，市场认为焦炭供给调节比较市场化，因此给予一个相对固定的利润区间，加上焦化厂议价能力处于弱势，利润基本不会虽钢厂盈利波动。而2016年以后，由于煤焦供给开始紧张，市场逐渐认可了下游利润向上游传导的机制。2016年7月到2017年12月期间，1月合约螺纹盘面利润与焦化盘面利润之间的相关系数上升到了0.7027。在钢厂利润扩张的阶段，市场比较认可上游环节应当分享一部分利润；但当钢厂利润低于500元/吨时，焦化盘面利润基本也在100元/吨以下。钢厂利润下降而焦化利润上升的状况较少出现。2016年四季度钢厂和焦化盘面利润出现过明显的背离，其原因主要在于焦炭供给明显紧缺，而钢厂在低库存情况下又非常急切的补充库存，导致焦炭价格的大幅上升侵蚀了钢厂利润。
除了利润分配模式的变化外，煤炭供给侧改革也使钢厂成本结构发生了很大的改变。2017年以来焦炭在铁水成本中所占的比重不仅持续高于生铁，而且目前测算的比重已经逐渐上升到58%-59%左右的水平。在焦炭供给并未出现紧缺问题的情况下，钢厂利润扩张是焦炭价格上涨的先决条件。在盈利扩张的阶段，钢厂对于焦炭成本的提升不会非常敏感，利润向上游传导的机制相对顺畅。而一旦钢厂利润出现明显下降，对焦炭成本就会变得非常敏感。一方面，吨钢盈利的下降将使钢厂不再追求增加铁水和钢水的产量，对于高品矿和高质量一级焦的热衷程度也将明显减弱。另一方面，由于焦炭成本占比较高，在利润收缩的环境下，钢厂也会首先通过打压焦炭价格起到降低成本的作用。
展望2018年，钢厂利润高位运行这一支撑焦炭价格维持高位甚至继续上行的先决条件可能就会发生变化。虽然目前来看，春季出现阶段性供需错配带动钢厂盈利再度扩张的可能性依然比较大。但在需求总体回落，而供给已无边际减量，加之电弧炉产能的逐步投放，2018年钢厂利润大概率将出现回落。钢厂利润回落对于焦化盘面利润的影响尤为明显。由于钢价下跌和原料相对强势，我们测算的唐山螺纹钢现货利润从12月初一度超过1,600元/吨的水平迅速下降到700-800元/吨。在这样的状况下，即使焦炭现货价格非常坚挺，市场也不再认可相对远月的1805合约焦化利润扩张。因此，从原料端来看，在铁矿石和焦煤依然呈现5月合约升水1月的情况下，焦炭的近远月价差结构则迅速逆转，出现了远月大幅贴水的状况，也侧面说明了焦化利润对钢厂利润变化的敏感程度。
综上，我们认为2018年焦炭依然维持总体供需紧平衡状态，不过由于天然气供给紧张的局面依然可能在2018年采暖季再度出现，加之主流焦化厂基本已经完成了环保设施的投入，焦化厂限产具体措施可能会出现调整，例如相对缩短焦化厂限产时间。另外，环保达标的焦化厂限产力度可能将有所放松。而如果限产政策出现调整，市场将向供给略偏宽松的方向倾斜，导致市场价格重心略有下移。
此外，我们认为焦炭期现货价格依然将宽幅波动，驱动价格波动的主要因素在于：
1）由于焦化利润对钢厂盈利的敏感性大幅提升，2018年钢厂利润的变化是影响焦炭市场预期最为核心的因素，可以说，钢厂利润的变化决定着焦炭价格的主要趋势。而2018年钢厂利润大概率出现下滑，这将是对焦炭价格最大的不利因素。
2）钢厂的补库存和去库存将主导焦炭的需求结构，也影响着价格波动幅度和上下游强弱关系。由于华北地区钢厂焦炭库存较低，一季度仍将总体处于补库环境中，相对有利于原料价格；而在11月前，华北地区钢厂也将基本完成去库存。不过通过今年的经验，钢厂补库和去库节奏可能会趋于缓和。
3）限产在区域间执行的顺序和力度将决定焦炭是否会出现阶段性供需失衡。若限产区域更多集中在以河北为中心、靠近沿海省份的生铁主产区，将出现焦炭供给偏宽松的情况；而在限产范围逐步向河北外围扩散的过程中，焦炭供给将逐渐由松至紧。另外，由于区域限产可能将打破传统的购销区域和渠道，将放大这种供需失衡的局面。
3焦煤供给将现增量，价格重心预计下移
3.1、焦煤总需求基本稳定，关注库存周期及高低硫价差
如前文所述，由于环保限产的扰动，焦化厂生产可能将比较分明的呈现出满产和限产两种状态。满产状态下，焦炭日均产量约在120-125万吨/天左右徘徊；而在限产状态下，日均产量下降到110-115万吨/天左右。以此标准计算，预计2018年焦炭全年产量在4.20-4.38亿吨左右。而从1-11月的生产情况来看，2017年焦炭全年产量预计在4.33亿吨附近，2018年焦炭产量与2017年同比变化或在-3%-1.15%之间。总体来看，焦煤需求出现小幅回落的可能性较大，但幅度有限，需求端依然比较平稳。
在总量相对稳定的情况下，市场主要关注两点：一是下游的补库存周期，二是高低硫煤之间结构性的需求差异。首先，在下游库存方面，钢厂焦化和独立焦化厂的焦煤库存情况出现了一定的分化。从Mysteel采集的100家独立焦化和53家钢厂焦化来看，采暖季期间，钢厂焦化的炼焦煤库存基本维持着过去五年均值附近的水平，而独立焦化则出现了明显的去库存，库存水平大幅低于往年均值。然而从可用天数来看，独立焦化厂焦煤库存则略微高于钢厂焦化。这似乎能够从侧面说明，采暖季独立焦化厂的限产力度强于钢厂焦化。如果未来环保限产依然延续这一模式，那么钢厂焦化将会保持原料库存相对稳定，而独立焦化倾向于根据生产节奏来调整库存。在3月复产开始之前，独立焦化厂的补库行情依然能够阶段性拉动焦煤需求的回升。同时，由于10月开始限产，独立焦化厂往往从9月起开始去库存，使焦煤需求逐步转弱。因此，在合约强弱关系上，1月合约将由传统的强势合约转为偏弱，而5月合约则相对偏强。
另外，2017年以来钢厂利润和低硫相对于高硫煤的溢价变得高度相关，而高低品价差的扩大也是原料端普遍存在的情况。在钢厂利润上升的阶段，会更加倾向于选择低硫煤、一级冶金焦以及高品位矿石增加铁水的数量和质量。同时，由于低硫煤的相对稀缺性，其表现出的抗跌性尤为明显。我们看到在煤价下跌的阶段，往往伴随着低硫对高硫煤溢价率的大幅上升。但在2018年钢厂利润总体面临下滑的情况下，对于低硫主焦煤的结构性需求将有所减弱，虽然低硫煤依然具有抗跌性，但总体溢价率将出现回落。
3.2、焦煤供给或现回升，主产区集中度提高议价能力
从供给端来看，2016年10月以来，剔除了季节性规律后，炼焦精产量基本上处于比较平稳的平台震荡期，不过2017年10月炼焦精煤产量出现了明显的下降。一方面是十九大期间山西煤矿安监力度较强造成小煤矿大范围停产。另一方面，对于安全生产条件较好，受政策性影响不明显的国有大矿和上市公司来说，其2017年的年度生产计划与2016年的实际产量基本持平。在安全当先的情况下，大矿也并没有强烈的意愿进行增产，从上半年情况来看，也基本以完成全年产量计划为主，大矿产量也没有出现明显的增量。
展望2018年，我们认为对煤矿生产的政策性扰动将有所减弱，同时国内新增炼焦煤产能也非常有限。如果没有出现异常气候或安全生产问题导致区域性煤矿停产，炼焦煤生产总体还会维持平台震荡的状态。
不过值得注意的是，随着年度长协政策的推进以及国有大矿长协规模的增加，将会造成两方面的影响：一方面，在年度长协量确定后，国有煤矿可能更加倾向于以销定产。从2018年合同量来看，预计主要炼焦煤矿企业的长协占比均会较2017年有大幅的上升。例如已经完成合同签订的山西焦煤集团年度长协占比由2017年的25%左右上升到了85%左右。加之2018年长协价虽然会按月度根据市场情况调整，但仍然相对稳定。在销售收入比较可控的情况下，大矿还是会倾向于根据长协量来制定产量计划，缺乏增产动力。另一方面，长协煤占比扩大的同时意味着市场煤比重的大幅下降。同时，民营煤矿将成为提供市场煤资源的主要力量。因此，如果一旦出现影响供给的因素，例如异常天气、安全事故导致局部煤矿停产等问题，造成现货货源偏紧。也就是说，虽然长协比例的扩大将降低大型钢厂成本的波动，但却会放大现货的价格弹性。
另外，炼焦煤资源的相对集中性也会造成出现供给扰动因素时，价格弹性较大的问题。山西省国有重点煤矿销往冶金行业的煤炭占全国销量的30%左右，但销往电力行业的占比仅为不到20%。而山西、河南、安徽三省重点煤矿冶金行业方向的销量占到了60%左右。因此，相对于动力煤而言，炼焦煤主产区大型煤矿对于价格的控制能力更强。同时，局部的供给扰动也会对价格产生更大的影响，这依然将成为2018年可能影响市场的因素。
3.3、海外矿商2018年或一致增产，蒙煤进口有望恢复
2017年中国炼焦煤进口量总体呈现前高后低的状态。在4月份达到进口量峰值后，5月开始由于澳洲飓风原因进口焦煤数量明显回落。下半年又因为国内对进口煤的控制态度和蒙煤进口的大幅下降导致进口增速整体下滑。
澳大利亚焦煤进口量呈现大幅波动的状态，同时，澳煤与国内焦煤的价差同样波幅非常明显。2014-2016年上半年，京唐港澳大利亚峰景矿折算出的人民币含税价在多数情况下都较京唐港山西焦煤有100-200元/吨左右的价格优势。但从2016年下半年起，两者价差开始出现明显波动。2017年4月，由于澳大利亚飓风原因导致贡耶拉铁路运输中断，澳洲进口煤曾高于国内接近800元/吨水平。近期也由于DBCT泊位检修因素，澳煤再度高于山西煤近200元/吨。蒙煤价格波动虽然不及澳煤，但也并未稳定的体现出相对于国内焦煤的价格优势。
下半年焦煤进口量相较于上半年回落的原因除了焦煤资源国供给和进口政策之外，由于进口煤价格的大幅波动，国内钢厂和贸易商对进口煤态度也转为谨慎，增加国内煤采购比重，以稳定成本，也造成了进口需求出现回落。
从需求来看，2017年四季度主要钢铁产区的生铁产量基本都出现了负增长，唯有除中国以外的亚洲区域生铁产量还保持着小幅正增长。在亚洲的主要产钢国中，增长仍主要来自于印度。但2017年以来，亚洲产钢国中只有中国依然保持着澳大利亚进口炼焦煤同比增长，澳大利亚出口至印度的炼焦煤数量已经由升转降。
印度在需求回升的同时进口下降的主要原因在于国内供给的增加。在逐步摆脱进口导向的影响下，印度最大的国有煤炭公司Coal India Limited产量逐年稳步增加。2017财年煤炭产量同比增幅达到11%，且计划到2020财年煤炭产量增加到9.08亿吨。其中，2017财年炼焦煤产量5,465万吨，到2020财年计划增加到7,177万吨，增量约1,700万吨。如果按照50%的洗出率来计算，能够增加炼焦精煤供给850万吨。
根据WSA的统计，印度2017-18财年（2017年4月至2018年3月）前八个月生铁产量累计增幅仅为1.54%，我们假设到2020财年印度生铁产量同比增幅均在5%左右的水平，2020财年较2017财年的炼焦精煤需求增量在不到900万吨的水平。若国内增产能够按计划进行，供给增量也基本上能够满足需要。因此，我们预计冶金煤进口需求整体将处于回落状态。
而2017年澳大利亚炼焦煤之所以出现大幅上涨的主导因素依然在于供给侧，从主要矿企截至三季度的产量来看，二季度飓风对于焦煤产量产生了明显的抑制，主流矿商BHP Billiton、Rio Tinto、Anglo American、Glencore二季度合计冶金煤产量同比下降近24%。同时Goonyella铁路的中断也严重影响了海运煤外运。
不过如果没有再度出现严重的天气问题，2018年澳大利亚焦煤供给仍将出现增量，尤其是主流矿商或将明显提高其产量水平。根据Department of Industry, Innovation and Science 的预测，2017-18财年澳大利亚冶金煤产量预计同比增长2.38%，出口量改变负增长局面，也将出现近2%的同比增速。从总量来看，产量提升还比较温和，但主流出口矿商的焦煤出口量则将出现大幅增长。BHP Billiton预估2017-18财年冶金煤产量在4,400万吨到4,600万吨区间，较2016-17财年实际产量增幅达到10.64%-15.67%。Rio Tinto2018年硬焦煤产量计划为750-850万吨，以2017和18年产量计划中值计算，预计同比增幅也在6.7%左右。从主流矿山供给来看，2018年整体将处于相当充裕的状态。
不过，突发性的供给扰动因素仍将对进口煤市场产生不同程度的影响。无论是二季度飓风影响的Goonyella铁路还是11-12月份DBCT泊位检修，影响的都是主流炼焦煤运输通道，诸如BHP的Peak Downs、Saraji，Jellinbah的Lake Vermont资源都主要依靠这一运输通道外运。主流运输通道一旦出现长时间停滞就将明显影响焦煤资源的外运。
蒙古方面，2017年下半年蒙煤通关速度大幅下降，从以往日均1000辆车以上下降到了600车左右，进口数量几乎腰斩。蒙煤进口的大幅下降一方面与那达慕大会、国内控制进口煤数量的政策基调有关，一方面也与蒙古自身政权更迭带来的一系列争议有关。蒙古新任总统哈勒特马・巴图勒嘎在竞选期间对华表态较为强硬，并且表示蒙古大量地下资源出口到中国，也暗指近年来蒙古煤炭出口大增的情况。但其当选后实际态度则有所转变，2017年12月在蒙古外长来华访问期间发表的联合新闻稿中，还特别强调了“在扩大蒙方矿能产品出口、增加蒙方出口牛羊肉等方面积极考虑蒙方愿望”，以及“双方将推动矿产开发和基础设施建设等传统领域合作”。即表明双方在矿产资源合作和对外贸易方面的总体格局并没有发生变化。
另外，由于蒙古煤炭产量中绝大部分向中国出口，出口量的下降也造成其国内煤炭产量的回落。加之从出口结构来看，煤炭出口金额在蒙古出口总额中的占比依然在40%左右的水平，若出口受阻，对其出口创汇能力也将造成巨大的打击。因此，我们认为蒙煤进口下降的局面将有所改变，2018年应当能够看到进口量再度出现回升。
42018年双焦市场展望及投资逻辑
我们认为2018年影响双焦期价的核心因素在于钢厂利润的变化；另外，钢厂的补库存和去库存节奏对行情起着推波助澜的作用，决定着产业链上下游相对强弱关系；而区域性限产时段和力度的差异则决定了双焦依然有很强的波动性。
从趋势上来说，焦炭整体供需状况与2017年较为相似，如果对焦化厂的环保限产力度有所放松，供给将略显宽松。其由自身基本面主导的价格逻辑依然不强，决定价格逻辑的根源仍在于钢厂盈利变动过程中市场对于上游利润的预期。因此，我们对焦炭2018年市场展望的关键总结为――成也“萧何”，败也“萧何”。即2017年由于钢厂利润的大幅扩张带动了焦化利润的走阔和焦炭价格的走强，那么在需求回落和供给增加两方带动的钢厂利润逐渐回归正常的阶段中，也将对上游焦化利润和焦炭价格产生冲击。
焦煤方面，我们认为2018年需求端变化不大，但供给会出现增量。一方面在于国内影响供给的因素在逐步减弱，国内焦煤矿生产情况预计不会受到类似2017年四季度这么明显的扰动因素；另一方面，海外供给开始逐步释放，澳大利亚主流矿山在2018年产量调增幅度较大，同时蒙煤进口大幅回落的状况也将会有所转变。不过，仍然需要关注低、高硫煤之间的溢价，溢价率大概率随着钢厂利润回落，但低硫煤依然会表现出相对较强的抗跌性。
我们认为2018年双焦在趋势上整体回落，但上下半场表现预计依然分化。由于环保限产的影响，一方面钢厂高炉复产可能滞后于需求的复苏，导致钢厂利润一季度再度走阔，将对双焦价格和焦化利润形成提振。另一方面，高炉复产阶段的原料补库需求依然存在，虽然我们认为有了2017年的经验，钢厂会更加倾向于平滑其库存的波动。不过，鉴于目前华北钢厂的低库存，复产补库依然会对行情产生助推作用。因此，1805合约还会是相对偏强的合约。但在钢厂正式开始复产后，供给的释放就将对钢厂利润产生压制，加之终端需求仍存在逐步走弱的预期，我们认为二季度起整体应该以偏空的思路对待价格和利润。虽然钢厂阶段性的补库和环保限产扰动依然将造成原料价格的波动，但如果钢厂利润已经处于逐步回落的阶段，支撑上游原料最重要的逻辑也在弱化。
5
投资建议
我们认为2018年焦炭主力合约的主要波动区间在1,500-2,500元/吨，价格高点很可能出现在一季度，此后价格重心预计将逐步下移。焦煤主力合约的主要波动区间在900-1,500元/吨，高点同样预计在一季度出现，不过由于国内高成本焦煤矿的精煤成本在1,000元附近，若要跌破成本线需要看到海外供给大量释放替代国内资源或需求端大幅度走弱。但目前这两点还没有出现明确的信号，焦煤下方依然有一定的支撑。
操作上，我们建议一季度在钢厂利润大概率阶段性回升和补库预期较强两点的支撑下总体偏多操作，建议在一季度钢厂复产预期开始发酵的阶段单边以逢低偏多的思路为主。套利方面在仍可关注逢低多焦化利润以及5-9正套。
但随着钢厂复产导致供给增加开始压制利润，双焦上涨趋势也将随之结束。因此，二季度起，我们总体建议以单边偏空思路对待，套利方面以空焦化利润为主。不过阶段上套利操作还会受到钢焦企业生产和补库节奏的影响，但焦化高利润的环境预计也将较难维持。由于我们认为双焦价格重心存在回落的压力，给予双焦“看跌”评级。
6
风险提示
双焦期价全年重心继续上移的风险在于终端需求好于预期以及电弧炉投产进度大幅不及预期导致钢厂利润依然维持高位，甚至继续上移。煤焦端供给出现明显干扰因素也将导致期现货价格表现偏强。
走势评级：动力煤:震荡
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。
动力煤供需强弱边际转换 关注下游库存节奏12017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。
2
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。
3
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。
4
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。
5
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。
6
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。
