国投安信期货2024年动力煤年度策略：活水涌现，中枢下移

安如泰山信守承诺 此报告版权属于国投安信期货有限公司0 各项声明请参见报告尾页 活水涌现，中枢下移 国投安信期货2024年动力煤年度策略 高明宇 首席分析师 从业资格证号：F0302201投资咨询证号：Z0012038 个人简介： 中国科学院研究生院毕业，金融学硕士学位，现任国投安信期货研究院能源组负责人兼首席分析师。覆盖原油、动力煤、碳排放等能源品种系列。2015年获中期协金融衍生品高级研修班第1名；2019-2022年连续4年带领团队获上期能源“优秀产业服务团队”，2020、2021年获评上期能源“优秀分析师”；2020年获上海金融职工立功竞赛重点立功竞赛“个人奖-一等奖”；2016-2018年连续3年被评为“郑商所高级分析师”，2019年获评首届“郑商所资深高级分析师”；2017-2019、2021年4次获期货日报&证券时报最佳工业品期货分析师。 近期相关报告： 能源秋季策略展望：中枢上移，风险犹存能源年中策略展望：昙花易现，风险犹存能源春季策略展望：油强煤弱，渐次寻底2023年动力煤行情&策略展望：回归合理区间 【能源转型&碳中和】电力系统能源转型对大宗商品的影响之二：中国市场 目录 1行情回顾3 2动力煤价量格局的“新变化”4 2.1长协比例下调，动力煤价格体系继续“并轨”4 2.2到港流向弱化，产地议价能力增强6 3供应展望7 3.1内产难有明显增量，疆煤外溢冲击弱化7 3.2进口资源小幅缩量12 4需求展望14 4.1经济温和复苏，用电量增速小幅回落14 4.2清洁能源增速可期，动煤消费大体持平15 5行情&策略展望19 摘要 行情回顾 动力煤产业链由2022年的主动补库存、价格上涨过渡为被动累库的降价周期，秦港 Q5500现货交易价格合理区间的上沿1155元/吨从2022年的“底部支撑”变为2023年 的“顶部压制”，年度均价下移330元/吨（25.3%）至974.8元/吨。 动力煤价量格局的“新变化” 1）2024年电煤中长期合同在覆盖范围及履约强度方面均有松绑，现货市场的交易规模将得到明显拓宽，从2022年的“三轨制”并行为“双轨制”的动力煤价格体系有望进一步并轨。2）主产区销售流向多元化导致的港口及上游坑口行情分化仍将持续，2024年我们仍将看到相对独立且议价能力更强的产地市场，受此影响港口市场的下跌行情也将受到部分拖拽和减弱。 供需展望 我们预估内产及进口的边际收缩将带动总体供应下降1.3%，新增电力需求主要靠可再生电源来满足，经济温和复苏的背景下建材、冶金等非电力需求亦难有显著增长，动力煤消费总量或同比微增0.2%与今年大体持平，总体市场供需盈余有所缩减但仍处宽松格局。 行情&策略展望 环渤海港口Q5500市场煤的价格中枢或进一步回落至850元/吨左右，波动区间大体位于700-1000元/吨之间，行情低点有望再次下探年度长协价格及90%边际到港成本支撑。操作节奏上，一季度受春节因素影响内产偏低市场有望小幅去库，但鉴于存量库存已处绝对高位，行情或仍以主动去库存的跌价走势为主，而后续市场的供需盈余将再度凸显，并对动力煤市场价格构成下行压力。 1行情回顾 图1：动力煤产地&港口价格 元/吨中长期合同合理区间山西大同5500 2800 2400 陕西榆林5800内蒙古鄂尔多斯5500 秦皇岛港5500现货合理区间上限 2000 1600 1200 800 400 0 21/121/421/721/1022/122/422/722/1023/123/423/723/10 资料来源：Wind，国投安信期货 在2023年的动力煤年度策略展望《回归合理区间》中，我们详细分析过彼时上游煤&电体系对工业中下游部门的利润挤压依然明显，且煤炭、电力之间的利润分配仍处绝对失衡，煤价下行诉求较为强烈。考虑到年度供需双增的背景下供应增速仍将超过需求，动力煤产业链将由2022年的主动补库存、价格上涨过渡为被动累库的降价周期，港口现货价格将回归合理区间之内。 从实际运行情况来看，这一预判得到了较好的验证，秦港Q5500现货交易价格合理区间的上沿1155元/吨从2022年的“底部支撑”变为2023年的“顶部压制”，港口现货波动区 间765-1225元/吨较2022年的830-1775元/吨出现明显下移，基本位于现货合理区间的上沿之下，且5月末低点一度跌入中长期合同的合理区间。从年度均价来看，秦港Q5500下移330元/吨（25.3%）至974.8元/吨，三西主产区标杆煤种的年度均价跌幅也在113-169元/吨不等，跌幅13%-17.1%。 分季度来看，Q1至Q4秦港Q5500平仓价的均值分别为1139.8元/吨、924.9元/吨、 870.3元/吨、968.7元/吨。煤价高点出现在年初，我们对二季度能源市场展望的主题为《油强煤弱，渐次寻底》，疫情后工业需求复苏力度偏弱，此前市场有所期待的非电补库未能扭转动力煤的淡季宽松格局，市场在二季度兑现了年度级别的主跌浪；步入三季度，我们对动力煤市场的定调为《昙花易现，风险犹存》，认为随着传统电煤夏季消费高峰的来临，动力煤市场存在阶段性反弹机会，但周期性下行趋势仍未结束。7-8月行情的演绎节奏总体符合预期，在安监强化这一超预期供给约束的主导下，非电需求亦受刺激政策影响出现边际改善，9月市场出现强力反弹。以较高的期初价格步入最后一个季度，我们以《中枢上移，风险犹存》作为收官策略展望，四季度均价较三季度有进一步上移，但非电需求旺季过后、年内暖冬现实压制电煤需求，中下游的高库存去化偏缓，煤价下行风险再次得到兑现。 2动力煤价量格局的“新变化” 2.1长协比例下调，动力煤价格体系继续“并轨” 根据2024年电煤中长期合同签订履约工作的通知，新年度的中长协方案有3点边际变化：一是将需求方的覆盖主体缩窄至统调公用电厂及承担民生供电供暖任务的相关电厂，增加了工业自备、供热电厂选择长协煤或市场煤的灵活性；二是将发电、供热企业的签订比例自去年的最高105%下调至不低于80%；三是将季度履约率自去年的100%下调至不低于90%，同时恢复了月度履约率不低于80%的考核要求。 表1：电煤中长期合同签订履约工作要求的比对 《关于做好2021年煤炭中长 期合同签订履行工作的通知》 《关于做好2022年煤炭中长期合同监管工作的通知》 《2023年电煤中长期合同签订履约工作方案》 《关于做好2024年电煤中长 期合同签订履约工作的通知》 基准价 535元/吨；50%权重 675元/吨；50%权重 675元/吨；50%权重 未明确，预计同前 浮动价 1）BSPI； 2）CCTD秦皇岛动力煤综合交易价格指数；3）中国沿海电煤采购价格综合指数 1）全国煤炭交易中心综合价格指数； 2）BSPI； 3）CCTD秦皇岛动力煤综合交易价格指数*均取每月最后一期 1）全国煤炭交易中心综合价格指数； 2）BSPI； 3）CCTD秦皇岛动力煤综合交易价格指数*均取每月最后一期 未明确，预计同前 覆盖范围 规模以上煤炭和电力企业 核定产能30万吨/年及以上的煤炭生产企业；发电、供热用煤企业为主 所有在产煤炭生产企业；所有发电、供热用煤企业 所有在产煤炭生产企业；统调公用电厂、承担民生供电供暖任务的相关电厂 签订比例 煤炭企业：自有资源量80%以上，19年以来核增部分90%以上电力企业：年度使用量75%以上（使用进口煤的电厂国内煤炭使用量的80%以上） 煤炭企业：自有资源量80%以上，21年9月以来核增部分100%发电供热企业：年度用煤扣除进口煤后100% 煤炭企业：总任务26亿吨，自有资源量80%及以上、动力煤资源量75%及以上，21年9月以来核增部分100%发电企业：最高国内耗煤量105%，鼓励按2022年下半年2倍量签约季节性：淡季月份不低于旺季月份80% 煤炭企业：自有资源量80%及以上，21年9月以来核增部分100%发电、供热企业：不低于国内需求量的80%季节性：淡季月份不低于旺季月份80% 履约要求 月度不低于80%季度、年度不低于90% 月度不低于80%季度、年度不低于90% 季度、年度均达到100% 月度不低于80%季度不低于90%年度100%履约 期限要求 3年及以上合同不少于30% 3年及以上长期合同不少于50% 鼓励签订3-5年长期合同 鼓励签订3-5年合同 资料来源：发改委，国投安信期货整理 总体来看，电煤中长期合同在覆盖范围及履约强度方面均有所松绑，特别是需求方发电、供热企业的签约比例已基本回归2021年水平，但较2021年之前要求的“达到规模以上煤炭、发电企业自有资源量或采购量75%以上”仍略偏高。 图2：动力煤长协价与市场价 神华月度长协 秦港Q5500 元/吨 2250 2050 1850 1650 1450 1250 1050 850 650 450 中长期价格合理区间神华年度长协 16/1217/818/418/1219/820/420/1221/822/422/1223/8 资料来源：发改委，国投安信期货整理 2023年电煤中长期合同的总任务量为26亿吨，参考需求方签约比例最高可自105%下调至80%，2024年长协资源向现货市场的释放量或可达6.19亿吨左右，加之季度间履约灵活性的增加，新年度动力煤现货市场的交易规模将得到明显拓宽。受此影响，我们预计过去两年现货市场“小体量、大波动”的特点将再度向流动性充裕、波动性放缓回归，非电需求对市场价格的主导力将下降，电力需求的定价权有望再次凸显。与此同时，随着“中长期合同”与现货市场之间流动机制的打开，长协煤与市场煤之间的价格分化有望缩窄，从2022年的“三轨制”并行为“双轨制”的动力煤价格体系有望进一步并轨。 2.2到港流向弱化，产地议价能力增强 图3：动力煤港口流向占比图4：动力煤年度均价涨跌 万吨环渤海港口铁路调入三西原煤产量元/吨蒙煤到港盈亏（右）山西大同5500 内蒙古鄂尔多斯5500 秦港5500 陕西榆林5800 35港口流向占比 30 25 20 15 10 5 0 201520162017201820192020202120222023 27% 25% 23% 21% 19% 17% 500 400 300 200 100 0 -100 -200 -300 -400 20162017201820192020202120222023 190 140 90 40 -10 -60 资料来源：汾渭，国投安信期货资料来源：汾渭，国投安信期货 2019年以来，动力煤主产区的销售流向更为多元，内陆流向的铁运、汽运直达，以及坑口周边配套煤电厂、冶金化工企业的就近转化，均成为三西动力煤的重要去向。供给侧改革之后，三西原煤产量总体经历了较快增长，预估2023年合计产量较2018年增35.6%，但环渤海港口的铁路调入量却大体持稳，5年累计增幅仅为4.2%，且近两年并未突破2021年的调入峰值6.9亿吨。因此我们不难发现，三西主产区的动力煤增量供应更多以直达煤的形式流向内陆或在坑口就近转化，集港流向占比已从2018年的峰值26.8%逐级回落至20%左右。 鉴于铁运到港已并非主产区销售的最主要选择，港口市场对产地价格的影响力在减弱，近两年港坑口价格相对脱钩。从历史经验来看，港口行情是坑口市场的绝对风向标，港口及产地市场的年度均价涨跌幅基本趋同；但近两年产地与港口市场煤的强弱出现明显分化，特别是2023年进口煤大增对沿海市场造成较大冲击，港口市场的大幅下行并未完全传导至产地，三西产地年度均价的跌幅仅为港口市场的一半左右，导致到港发运利润出现了供给侧改革之后最为严重的亏损。而这一结构性倒挂对集港销量的抑制并未有效反作用于坑口价格的相对强势，主要支撑便在于矿方更强的供给把控能力及剩余内陆直达、就地转化需求的相对稳定。我们预计主产区销售流向多元化导致的港口及上游坑口行情分化仍将持续，2024年我们仍将看到相对独立且议价能力更强的产地市场，受此影响港口市场的下跌行情也将受到部分拖拽和减弱。