整个十二五期间，伴随着供给过剩与终端需求走弱的两级分化，动力煤价格从2011年850元/吨的高点回落至2015年年底的280元/吨的绝对低位后开始触底反弹。2016年3月开始，国家在加强去产能的同出台了“276政策”，政策约束下煤炭产量下滑明显、供需格局迅速扭转，动力煤也开启了一整年的上涨行情，2016年11月录得整年度高点，年度涨幅约120%。2016年四季度，考虑到旺季月份的严重供不应求，发改委开始慢慢放松276政策，着手增加优质先进产能的释放。随着产能松绑信号的释放，2016年动力煤价格从高位开始回落，也拉开了2017年的序幕。

图1：动力煤指数周K线     

从2017年整年度来看，政策调控与淡旺季因素共同作用下，动力煤价格表现出了明显的宽幅震荡形态。2016年11月上旬开始，有效产量增加下，价格回落至1月初500元/吨附近后开始出现支撑。

1-3月份采暖季，需求旺季发力，价格又上冲至6月底的630元/吨的高点。

整个4-5月份，伴随着宏观悲观预期的不断加强，整个黑色系品种进入大幅回调模式，基差不断创出新高，5月份期货贴水现货幅度一度高达20%，价格则再度回调至5月底的510元/吨附近。

进入6月份，宏观悲观预期修复以及夏季用电高峰来临，叠加供给端安检及环保等因素的影响，动力煤整体供需保持紧平衡下价格再度拉涨至9月中下旬的高点660元/吨。

9月下旬，环保因素导致的供需双杀显现，黑色集体向下调整，同时伴随着中转环节动力煤港口库存走向高位，动力煤价格也调整至11月初的600元/吨附近。

此后，下游火电需求旺季因素再度开启，当前供需紧平衡下，动力煤突破年内新高到达670元/吨后转入高位震荡。

（1） “276政策”退出，先进产能逐步释放

煤炭真正的供给侧改革源于2016年3月份开始实行的 “276政策”，煤炭主产区开始大幅减少煤炭供应，整年度价格向上翻倍调整。2016年四季度，伴随着动力煤价格行至650以上区间，发改委出台三级响应机制，政策支撑下的供需错配开始出现转向，拉开了优质产能释放的序幕。

2017年4月份，国家发改委印发《关于进一步加快建设煤矿产能置换工作的通知》，强调建立煤炭产能置换长效机制、严格落实新建煤矿减量置换。6月份，发改委等部委提出符合条件的优质产能煤矿生产能力的露天煤矿及低瓦斯矿井，可以申请产能置换，但要严格实施产能减量置换要求。7月份，迎峰度夏电力煤炭供应专题会议强调，要在保证安全前提下有序释放优质产能，持续增加有效供给。9 月份，发改委发布《关于做好煤电油气运保障工作的通知》，要求加快推进煤炭优质产能释放，在严格落实增减挂钩、减量置换的情况下加快手续办理，促进项目依法依规投入建设生产；对已核准项目，要积极协调加快办理采矿许可、土地使用、环境影响评价和安全生产许可等手续，已建成项目及时开展联合试运转和竣工验收等工作。

根据国家能源局11月公布的煤炭产能数据来看，截止到2017年6月底，取得安全生产许可证的生产煤矿4271处，产能34.12亿吨；全国已核准（审批）开工建设煤矿1228处（含生产煤矿同步改建、改造项目89处），涉及产能10.98亿吨，其中已建成、进入联合运转的煤矿231处，产能3.74亿吨。

展望2018年，随着新增产能的逐步投放及达产，煤炭市场的整体供应有望进一步提升，而先进产能投放速度将是决定煤炭市场供给边际变化的关键因素。如果乐观估计，假设试运转的部分明年全部投入，再考虑到去产能部分，预计产能总量将增加2亿吨左右，约6%的供应增量，届时将对稳定煤炭供应起到积极作用。但需要注意的是随着安检及环保的常态化，后期投放进度仍然存在不确定性，具体仍取决于执行力度。

（2）环保助力去产能，去化速率超额完成

供给侧改革、经济转型更加注重效益与质量的大背景下，环保督查保持高力度目前已常态化。回顾过去的两年，环保督查力度均超出市场预期。如2016 年，内蒙古和陕西分别在上下半年接受检查中，因环保不达标出现大面积停产情况。2017年4-6月，山西启动新一轮督查， 6月内蒙古制定了贯彻落实中央环保督察反馈整改方案。2017年四季度，京津冀及周边地区 2017-2018 年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动拉开，明确提出稳固“散乱污”企业综合治理、全面完成以电代煤、以气代煤任务、防止散煤复烧等任务，并要求严格控制煤炭消费量，煤炭需求端也受到一定影响。从环保对供需双方影响的直接程度及规模来看，对供应影响大于需求。环保督查常态化将继续阶段性影响边际供求；更重要的是，督查力度的加大也将有助于煤炭行业淘汰落后产能，优化结构及提高效益。

图2：煤炭去产能目标与当前进度       

去产能是煤炭供给侧改革核心，其本质是，在行业面临大范围亏损时淘汰掉落后产能，从而使得有竞争力的产能在行业景气回升时获得较好的盈利水平。2016年底，发改委和能源局发布了整个“十三五”期间要淘汰落后产能 8 亿吨、通过减量置换和优化布局增加先进产能年 5 亿吨，到 2020 年煤炭产量控制在 39 亿吨的目标。根据公布的规划来看，到2020 年煤炭产能利用率有望提升至 80%左右，产能过剩局面将得到有效改善。从当前的进度来看，2016年完成去产能任务目标为2.5亿吨，实际完成2.9亿吨；2017 年煤炭去产能目标为 1.5 亿吨，截止 10 月底年度任务已经超额完成；两年合计去产能4.4亿吨，完成整个十三五淘汰8亿吨落后产能目标的55%。

需要注意的是，由于隐性及不合规煤矿的存在，煤炭产能统计的口径上往往存在较大差别。这里，综合煤炭协会和国家能源局的数据，进一步大致区分核定产能和非核定产能的动态变化情况。具体来看：    

截至2017年底—2018年，预计核定产能将增加3.4亿吨至37.5亿吨，非核定产能将下降0.95亿吨至3.85，合计增加产能2.45亿吨，如果来年全部释放，约增加6%的增量。十三五规划尚余3.6亿吨去产能任务，展望未来几年，淘汰落后产能仍将继续。随着优质产能的不断增加，去产能或将针对非核定产能进行去量。假设未来三年针对非核定产能平均淘汰落后产能0-1.2亿吨，试运转全部投产，那么2018年总产能预计将达到3%-6%的增幅。

（3） 行业集中度尚低，整合重组势在必行

我国煤矿以中小规模居多，特点是产能小而分散，行业集中度尚有待提升。数据来看，煤炭行业前10企业产量占比在缓慢上升，由2008年的28.5%升至2017年的略高于40%，对比国际水平前10企业产量占比60%-70%的水平，我国煤炭行业集中度仍有较大的提升空间。

根据《煤炭工业发展“十三五”规划》，十三五期间我国将进一步优化煤炭行业的生产结构并提高集中度，具体措施包括：（1）矿区内整合：按照一个矿区原则上由一个主体开发的要求，支持大型企业开发大型煤矿，整合矿区内分散的矿业权，提高资源勘查开发规模化、集约化程度；（2）打造大型企业：支持山西、内蒙古、陕西、新疆等重点地区煤矿企业强强联合，组建跨地区、跨行业、跨所有制的特大型煤矿企业集团，推动煤炭生产要素在全国范围内的优化配置；（3）产业链整合：坚持煤电结合、煤运结合、煤化结合，鼓励煤炭、电力、运输、煤化工等产业链上下游企业进行重组或发展大比例交叉持股，打造全产业链竞争优势，更好发挥协同效应，实现互惠互利、风险共担。

要达到任务目标：（1）煤矿数量控制在 6000 处左右，120万吨/年及以上大型煤矿产量占 80%以上，30 万吨/年及以下小型煤矿产量占 10%以下；（2） 大型煤炭基地产量占比 95%以上；（3）煤炭企业数量控制在 3000 家以内，5000 万吨级以上大型企业产量占比 60%以上。

中长期来看，行业集中度的提高有助于加强供给的控制力度，恢复理性供需，同时以市场力量协助产能出清。在煤炭产能集中度提高的同时也将有助力于优质产能的合理有序释放，使得煤电双方共同受益。

（1）采暖季供需紧平衡，一季度价格存支撑

《京津冀及周边地区 2017 年大气污染防治工作方案》规定2017.11.15-2018.3.15对高耗能产业集中的北方“2+26”城市施行限产。一方面，当前进入采暖季、动力煤也迎来传统旺季；另一方面，高炉开工率走低及煤改气等措施的施行也将对动力煤需求造成冲击。此外，进口方面，形势不容乐观。受限制劣质煤进口以及港口禁运政策影响，今年3-4季度，我国动力煤进口增速明显下滑，10月进口量739万吨，同比下滑22%，累计进口增速保持下滑态势。限产季，供需皆受影响情况下，加之进口形势紧张，动力煤整体供需仍呈现偏紧状态。

表3：动力煤月度供需平衡变化    

从供需动态变化来看，2017年1季度煤炭需求旺季，对应煤炭产量释放有限，国内动力煤维持较明显供给缺口。2季度随着供暖季的结束，下游需求出现环比回落，动力煤供需由短缺转为过剩，4-5月份分别过剩1081万吨及1004万吨。之后，伴随着夏季消费旺季的到来，市场整体表现再度体现紧缺，7-8月份缺口明显，供需差一度达到1500-2600万吨。9-10月份需求环比回落，供需紧张程度有所缓解，10月份随着下游补库的进行，整体处于紧平衡状态。结合产量数据来看，10月份动力煤产量2.83亿吨，环比下降4.89%，也低于历年同期平均水平，可见煤炭新增产能产量并未大幅释放。

展望后续，随着新产能陆续投产，紧缺局面预计有望继续改善，价格也有望向下合理调整。从当前态势来看，供暖季中煤炭需求仍有一定支撑，高点可能在一季度，此后煤价下行压力将显著增加，预计2018年煤价走势将呈前高后低。

（2）中长期需求趋于平稳，难见大幅增量

目前，整个发电能源供给结构中，火力发电仍占有超过 72%的比例，即煤炭在发电结构来看占比仍然占有七成。中长期来看，随着发电结构的逐步优化，火电占比将有所下降。但煤炭仍将是我国的核心能源，并肩负着保障能源安全的重任。从动力煤下游行业的消费占比来看，火电发电消费占比67%，建材行业耗煤占比17%，化工行业耗煤占比7%,冶金行业耗煤占比5%，其他行业耗煤占比4%。

图3：发电能源构成及动力煤消费构成

火电耗煤量大致持平。火电发电量累计增速2015年由正转负，2016年9月开始再度由负转正，截止到2017年10月，火力发电累计同比增速5.4%，整体维持平稳增长。其中10月份单月火力发电量3475亿千瓦时，同比下降2.8%，环比下降4%。但从电力行业耗煤数据来看，2016年相比2015年，电力行业耗煤同比增加1.85%，2017年1-10月份电力行业耗煤同比下降0.87%，火力发电量增长的同时耗煤量却在下降，侧面反映了火电单位煤耗的下降。

展望 2018 年，预计火电产量仍将保持小幅增长，但单位耗煤有望继续下降，全年火电耗煤量同比大致持平。

图4：火力发电量及电力行业耗煤年度变化    

建材行业耗煤下滑明显。当前采暖季，水泥行业错峰限产力度较大，产量仍将受到明显压制。此外，环保政策的持续性也将是影响未来水泥产量的重要因素，对供给带来一定抑制作用。2017年1-11月，全国水泥产量累计值21.55亿吨，同比下降 0.2%。总体来看，受环保持续走严影响，1-10月建材耗煤总量下滑超30%，未来水泥对煤炭的需求仍将受限。

图5：水泥及建材行业耗煤年度变化                       

此外，化工行业指标合成氨累计产量从2016年下半年以来一直维持负增长，预计难以出现明显的扭转，近两年整体耗煤量同比为负。冶金行业耗煤来看，2017年1-10月粗钢累计产量7.09亿吨，同比增速5.43%，耗煤累计同比增速2.60%，预计2018年粗钢产量将保持大体平稳，耗煤持平或小幅增长。

图6：化工及冶金行业耗煤年度变化    

总的来看，按照已有产能产量数据估算，2017年底--2018年煤炭在产总产能可能达到41亿吨以上，较目前39亿吨的产能高出超2亿吨，再考虑到可能的淘汰产能0-1.2亿吨，总体产能增幅在3%-6%。对比需求端，在整个煤炭需求维持平稳或小幅下滑的背景下，整体将趋向宽松。因此，我们认为2018年煤价的中枢大概率会低于2017年。

（1）价格超出绿色区间，煤电盈利分化

今年以来，受环保及安检政策影响，煤炭供给端整体投产低于预期。发改委虽多次强调将要把煤炭价稳定在500-570 元/吨绿色区间，但动力煤价格持续维持在相对高位，上半年均价为 610元/吨，预计全年均价将在 630 元/吨以上。煤价重心上移，也使得煤电企业盈利分化，煤企在盈利改善的同时，电厂盈利则开始出现萎缩。

图7：煤炭价格走势与年度绝对平均价格    

2016-2017年实行供给侧改革后，煤炭行业净利润得到明显修复。数据来看，目前煤炭行业吨煤毛利润要比2011-2012年煤价高位时的盈利水平低、整体处于2011年以来的中等偏高水平。相比之下，煤炭上涨对下游电力企业的压力开始加大。

据电企的普遍反应来看，面对高煤价，电企当前普遍承受意愿较低。历史来看，以六大电企为例，上两轮的净利润低点出现在08年及11年，随着2016-2017年供给侧改革的大力推进，当前煤价触及12年高点水平，六大电企净利润水平则明显下挫，接近11年-12年的低点。后期若煤价进一步上行，电企的边际压力将逐步增大。合理下移煤价，是广大电力企业的普遍诉求。

图8：煤企吨煤利润与资产负债变化情况

但同时需要注意的是，从供给侧改革要降低煤炭企业负债杠杆的角度来看，2017年前三季度负债总额3.75万亿、资产负债率68.06%，相比2016年负债总额3.76万亿、资产负债率为69.54%，收缩仍然不够明显。如果按负债率压减到60%的目标，以当前每年约1500亿的还债规模来计算，至少要持续3-4年。因此，从这个角度来看，2018年供给侧改革支撑还将延续，安检和环保也将常态化，煤价仍有政策支撑；综合考虑到电厂诉求以及新增产能的逐步释放，煤价有一定下移空间但不会出现大的跌幅。

（2）长协稳定煤电双方盈利，价格重心有望下移

从供需的角度来看，2018年随着新产能的陆续投产，煤炭偏紧局面有望继续得到改善，煤炭价格或将合理回调。当前电厂通过长协定价进行采购的比例约为75%，对煤炭长协定价机制的完善和推进将有助力煤电双方共同获得稳定盈利。

近期，发改委印发了《关于推进 2018年煤炭中长期合同签订履行工作的通知》，对2018年下水煤及铁路直达合同定价机制作出规定，参照上年度“基准价+浮动价”的办法协商，基准价由双方根据市场供需情况协商；下水煤对协商不能达成一致意见的，仍按不高于2017年度水平执行；铁路直达合同双方不能达成一致意见的，基准价由下水煤基准价格扣除运杂费后的坑口平均价格和供需双方2017年月度平均成交价格结合确定，两类价格权重各占 50%，而浮动价可结合环渤海煤炭价格指数、CCTD 秦皇岛港煤炭价格指数、中国沿海电煤采购价格指数综合确定。

按照长协的定价机制，2018年大体上仍然延续2017的定价方式，以P0（535 元/吨）作为基准价，长协价格P=P0+[(上月最后一期BSPI指数+上月最后一期OPI其它价格指数)/2-535]/2。

从指数的结构变化来看，电力企业采购的煤炭价格变化幅度理论上更多地接近于环渤海指数的波动。实际来看，2017年现货价格波动较大，环渤海指数波动幅度相对较为平稳，现货价格的上涨基本没有在环渤海指数里体现，这或与指数的采集方式有关。数理构造上，再经过平均和差值处理后，即使后续煤炭价格调整至绿色区间，长协价格波动也不会很大。

因此，供需后续趋向宽松情形下，即使现货跌至 500-570 元/吨的绿色区间，煤炭企业通过长协销售部分的盈利并不会发生太大的变化，但却有利于改善电力企业的盈利能力。整体来看，通过加强长协的引导，价格存在回落的可行性，长协比例的提高最终将有助于煤电双方实现互利共赢。

供给来看，稳供应背景下，发改委表态后期要有序释放先进优质产能，后续供应有望逐步趋向宽松。当前全国煤炭核定产能34.1亿吨，非核定产能约3.85亿吨，在建产能11亿吨中有3.7亿吨已进入联合试运转。结合淘汰产能进度，2018年产能增量将达到3%-6%。

需求来看，2018消费或趋于平稳或小幅下滑。2017年1-10月动力煤消费总量相比2016年同期略微增长1.6%，预计2018年或将持平。动力煤火电耗煤有望进一步下调，其他耗煤行业则大多处于收缩下滑态势。需求端较难出现与供给相匹配的增量幅度，后续供需整体趋向宽松。

煤电博弈环节，盈利分化，长协助力价格重心下移。高煤价致使火电企业边际压力增大，煤炭企业近两年盈利显著改善，但当前68.06%的行业债务规模仍然过大，负债率进一步地改善预计还需政策配合。后期加强煤炭长协合作是双方维持利润的共同诉求，2017动力煤全年均价明显偏离绿色区间，若动力煤现货价格回落至500-570元/吨的绿色区间，煤企盈利不会出现大的回落，下游火电企业盈利也将有所改善。

综上所述，当前供需仍偏紧，后续将逐步趋于宽松，但在去产能及环保安检持续推动下，动力煤不会出现大的跌幅。根据我们前面的判断，2018动力煤期货价格高点将出现在一季度（采暖季旺季），后续随着产能的进一步释放，价格重心将有所下移，整体呈现前高后低的态势。ZC805或ZC809价格至650-700元/吨区间时，可尝试做空，目标看至500-550元/吨一线。