煤炭石油未见趋势性机会哈

煤炭石油：未见趋势性机会 类别： 机构： 研究员：

[摘要]

评论：

多处于生产链的最底层 本周观点：仅是交易性机会发改委发起的电煤价格并轨改革是“供给长期压制煤价的征兆”。在这样的大背景下，最近煤炭市场的企稳反弹，主要源于两方面：（1）煤矿复产受矿难暂时性影响而推后；十八大后各地煤矿复产情况不一，陕西榆林地区煤矿基本复产，该地区煤炭供给增大，价格下调，但由于近期全国范围内矿难的影响，山西、内蒙加大了对煤矿复产的验收检查力度，产能恢复仍受到行政限制，供给压力推后；（2）电煤需求的季节性反弹；一方面，进入传统冬季，供暖煤消费需求季节性回升，电煤日耗也逐渐增加，其次，宏观经济企稳向好，固定资产投资增加，水电对火电替代确定性下滑也拉动了近期煤炭需求。上述两支撑会导致供给压力后移积聚，但冬煤需求的回暖只是季节性，而经济趋势性回暖的力度不足以消化行业供给压力，因此，201 年1季度供给集中释放和需求季节性回落仍将对市场产生冲击。

本周，整个市场弱势企稳延续，电厂日耗煤量保持季节性反弹。但整理整个市场多空因素发现，煤炭市场供给宽松、库存高位等利空因素是结构性的，将会持续使市场承压，而需求的季节性反弹、国际煤价的回升等利多因素则具有时间的短暂性和幅度的有限性，因为（1）随着我国经济结构调整，经济增长率中枢长期下移以及能源消费效率提高，使得我国未来煤炭消费增速也必然结构性下移；（2）国际煤炭价格的反弹已受抑制，前期国际煤价连续几周大幅反弹，但随着亚太地区冬储煤告一段落，本周国际煤价开始回调。因此，短期的行政调控和季节性需求增加无法改变煤炭行业中长期供给宽松的局面，我们预期整个市场将在中长期内保持弱势。

（一）港口动力煤稳中有降，产地煤价保持稳定本周港口煤价稳中有降，截至12月12日，环渤海动力煤价指数平均价格为6 8元/吨，较上周环比下降2元/吨。秦皇岛港Q4500大卡、Q5000大卡和Q5500大卡动力煤价格维持不变，报价分别为440元/吨、540元/吨和625元/吨；Q5800大卡价格每吨下降10元，报价660元/吨；广州港动力煤烟煤块和印尼4800大卡报价915元/吨和570元/吨，与上周保持稳定，山西优混（Q5500）下降25元/吨，报价685元/吨。产地方面，我们跟踪的山西地区动力煤坑口均价和车版均价均与上周持平，朔州Q4800大卡气煤坑口价维持上周290元/吨，鄂尔多斯Q6000大卡动力块煤坑口不含税价维持上周495元/吨，榆林动力煤坑口家维持上周600元/吨，兖州Q6000大卡动力块煤车板含税价维持860元/吨。

炼焦煤方面，除安徽部分地区价格小幅上涨外，山西、陕西、山东、贵州等地炼焦煤价格保持稳定。截至12月17日，太原古交Q6000大卡8#焦煤报价1180元/吨，价格与上周持平；开滦肥精煤价格维持1220元/吨，焦精煤维持1 25元/吨；安徽淮北焦精煤车板含税价环比上涨60元/吨，报于1 90元/吨，淮北1/ 焦精煤车板含税价环比上涨 5元/吨，报于1195元/吨；贵州六盘水地区焦精煤维持上周报价1280元/吨。

智慧（二）电厂存煤降至22天，矿难延缓复产近期公布的11月电力行业数据显示，11月我国发电量同比增加7.9%，增速再次提升1.5个百分点，其中火电增速转正，同比增加5%，而水电目前已进入枯水期，增速明显回落。而电力消费方面，随着宏观经济企稳，工业用电需求持续回暖，特别是钢铁行业用电增长强劲，11月工业用电量提升1个百分点至7%，四大主要用电行业用电量同比提升7.2%。而展望12月，截至目前，日均电量维持在亿千瓦时/天，环比增%，预计12月份电量同比增速将继续扩大。

本周来看，12月上旬，我国直供电厂日均耗煤 98.1万吨，旬环比增加2.1%，而截至12月14日，六大电厂日耗煤环比上升6.11万吨/天至67.86万吨/天，环比增幅达9.9%。库存方面，截至12月10日，我国直供电厂存煤8607万吨，较上期下降274万吨，存煤可用天数也进一步下降至22天，同样六大电厂库存环比上周下降25万吨至1554万吨，环比减少1.59%。

港口库存方面，最近两周秦皇岛港煤炭库存相对稳定，保持在650~660万吨左右，煤炭调入量保持高位，但我们预计元旦后由于大秦线业绩压力减轻，煤炭调入量将可能出现回落。港口煤炭吞吐量保持小幅增加，这主要是下游电厂煤炭需求季节性回升所致。