供給趨向寬鬆， 先進產能有望逐步達產。 2017全年動力煤平均價格超過630元/噸， 整體趨於緊平衡。 穩供應背景下， 發改委表態後期要有序釋放先進優質產能， 增加有效供給。 產能資料來看， 截至6月底， 全國煤炭核定產能34.1億噸， 非核定產能約3.85億噸， 在建產能11億噸中有3.7億噸已進入聯合試運轉。 去產能方面， 2016-2017年合計淘汰落後產能4.4億噸， 完成整個十三五規劃的55%,後續未完成量可能針對非核定產能進行。 從10月原煤產量低於歷年平均產量推測， 新增產能當前產量釋放有限， 隨著後期逐步達產， 煤炭供應量有望進一步上升。
需求增長空間受限，
2018消費或趨於平穩。
2017年1-10月動力煤消費總量相比2016年同期略微增長1.6%，
預計2018年較難出現大幅增長，
或與2017年持平。
消費結構來看，
火力發電需求仍占動力煤消費體系的60%以上，
建材約18%，
化工冶金約12%。
2017年1-10月火電動力煤消費量相比2016年大體持平，
當前旺季、供需處於緊平衡，
中長期隨著發電結構的優化以及火力發電單位能耗的下降，
動力煤火電消費有望進一步下調。
其他耗煤行業，
受環保系列政策影響，
水泥及合成氨動力煤需求則處於收縮下滑態勢，
總體增量空間有限。
供需趨向寬鬆， 價格重心合理下移。 供給端樂觀估計2018產能將出現約6%的增幅， 但需求端較難出現相匹配的增長幅度， 整體趨向寬鬆。 煤電博弈環節，
預計2018動力煤期貨價格高點將出現在一季度（採暖季旺季）， 後續隨著產能的進一步釋放， 價格重心將有所下移， 整體呈現前高後低的態勢。 ZC805或ZC809價格至650-700元/噸區間時， 可嘗試做空， 目標看至500-550元/噸一線。
2017年動力煤價格回顧：供需偏緊下的寬幅振盪
整個十二五期間， 伴隨著供給過剩與終端需求走弱的兩級分化，
從2017年整年度來看， 政策調控與淡旺季因素共同作用下， 動力煤價格表現出了明顯的寬幅震盪形態。 2016年11月上旬開始， 有效產量增加下， 價格回落至1月初500元/噸附近後開始出現支撐。
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1-3月份採暖季， 需求旺季發力， 價格又上沖至6月底的630元/噸的高點。
整個4-5月份， 伴隨著宏觀悲觀預期的不斷加強， 整個黑色系品種進入大幅回檔模式， 基差不斷創出新高， 5月份期貨貼水現貨幅度一度高達20%， 價格則再度回檔至5月底的510元/噸附近。
進入6月份， 宏觀悲觀預期修復以及夏季用電高峰來臨， 疊加供給端安檢及環保等因素的影響， 動力煤整體供需保持緊平衡下價格再度拉漲至9月中下旬的高點660元/噸。
9月下旬， 環保因素導致的供需雙殺顯現， 黑色集體向下調整， 同時伴隨著中轉環節動力煤港口庫存走向高位， 動力煤價格也調整至11月初的600元/噸附近。
此後， 下游火電需求旺季因素再度開啟， 當前供需緊平衡下，
優質產能逐步達產， 供給有增量空間
（1） “276政策”退出， 先進產能逐步釋放
煤炭真正的供給側改革源於2016年3月份開始實行的 “276政策”， 煤炭主產區開始大幅減少煤炭供應， 整年度價格向上翻倍調整。 2016年四季度， 伴隨著動力煤價格行至650以上區間， 發改委出臺三級回應機制， 政策支撐下的供需錯配開始出現轉向， 拉開了優質產能釋放的序幕。
2017年4月份， 國家發改委印發《關於進一步加快建設煤礦產能置換工作的通知》， 強調建立煤炭產能置換長效機制、嚴格落實新建煤礦減量置換。 6月份， 發改委等部委提出符合條件的優質產能煤礦生產能力的露天煤礦及低瓦斯礦井， 可以申請產能置換， 但要嚴格實施產能減量置換要求。7月份，迎峰度夏電力煤炭供應專題會議強調，要在保證安全前提下有序釋放優質產能，持續增加有效供給。9 月份，發改委發佈《關於做好煤電油氣運保障工作的通知》，要求加快推進煤炭優質產能釋放，在嚴格落實增減掛鉤、減量置換的情況下加快手續辦理，促進項目依法依規投入建設生產；對已核准專案，要積極協調加快辦理採礦許可、土地使用、環境影響評價和安全生產許可等手續，已建成專案及時開展聯合試運轉和竣工驗收等工作。
根據國家能源局11月公佈的煤炭產能資料來看，截止到2017年6月底，取得安全生產許可證的生產煤礦4271處，產能34.12億噸；全國已核准（審批）開工建設煤礦1228處（含生產煤礦同步改建、改造項目89處），涉及產能10.98億噸，其中已建成、進入聯合運轉的煤礦231處，產能3.74億噸。
展望2018年，隨著新增產能的逐步投放及達產，煤炭市場的整體供應有望進一步提升，而先進產能投放速度將是決定煤炭市場供給邊際變化的關鍵因素。如果樂觀估計，假設試運轉的部分明年全部投入，再考慮到去產能部分，預計產能總量將增加2億噸左右，約6%的供應增量，屆時將對穩定煤炭供應起到積極作用。但需要注意的是隨著安檢及環保的常態化，後期投放進度仍然存在不確定性，具體仍取決於執行力度。
（2）環保助力去產能，去化速率超額完成
供給側改革、經濟轉型更加注重效益與品質的大背景下，環保督查保持高力度目前已常態化。回顧過去的兩年，環保督查力度均超出市場預期。如2016 年，內蒙古和陝西分別在上下半年接受檢查中，因環保不達標出現大面積停產情況。2017年4-6月，山西啟動新一輪督查， 6月內蒙古制定了貫徹落實中央環保督察回饋整改方案。2017年四季度，京津冀及周邊地區 2017-2018 年秋冬季大氣污染綜合治理攻堅行動拉開，明確提出穩固“散亂汙”企業綜合治理、全面完成以電代煤、以氣代煤任務、防止散煤複燒等任務，並要求嚴格控制煤炭消費量，煤炭需求端也受到一定影響。從環保對供需雙方影響的直接程度及規模來看，對供應影響大於需求。環保督查常態化將繼續階段性影響邊際供求；更重要的是，督查力度的加大也將有助於煤炭行業淘汰落後產能，優化結構及提高效益。
去產能是煤炭供給側改革核心，其本質是，在行業面臨大範圍虧損時淘汰掉落後產能，從而使得有競爭力的產能在行業景氣回升時獲得較好的盈利水準。2016年底，發改委和能源局發佈了整個“十三五”期間要淘汰落後產能 8 億噸、通過減量置換和優化佈局增加先進產能年 5 億噸，到 2020 年煤炭產量控制在 39 億噸的目標。根據公佈的規劃來看，到2020 年煤炭產能利用率有望提升至 80%左右，產能過剩局面將得到有效改善。從當前的進度來看，2016年完成去產能任務目標為2.5億噸，實際完成2.9億噸；2017 年煤炭去產能目標為 1.5 億噸，截止 10 月底年度任務已經超額完成；兩年合計去產能4.4億噸，完成整個十三五淘汰8億噸落後產能目標的55%。
需要注意的是，由於隱性及不合規煤礦的存在，煤炭產能統計的口徑上往往存在較大差別。這裡，綜合煤炭協會和國家能源局的資料，進一步大致區分核定產能和非核定產能的動態變化情況。具體來看：
截至2017年底—2018年，預計核定產能將增加3.4億噸至37.5億噸，非核定產能將下降0.95億噸至3.85，合計增加產能2.45億噸，如果來年全部釋放，約增加6%的增量。十三五規劃尚餘3.6億噸去產能任務，展望未來幾年，淘汰落後產能仍將繼續。隨著優質產能的不斷增加，去產能或將針對非核定產能進行去量。假設未來三年針對非核定產能平均淘汰落後產能0-1.2億噸，試運轉全部投產，那麼2018年總產能預計將達到3%-6%的增幅。
（3） 行業集中度尚低，整合重組勢在必行
我國煤礦以中小規模居多，特點是產能小而分散，行業集中度尚有待提升。資料來看，煤炭行業前10企業產量占比在緩慢上升，由2008年的28.5%升至2017年的略高於40%，對比國際水準前10企業產量占比60%-70%的水準，我國煤炭行業集中度仍有較大的提升空間。
根據《煤炭工業發展“十三五”規劃》，十三五期間我國將進一步優化煤炭行業的生產結構並提高集中度，具體措施包括：（1）礦區內整合：按照一個礦區原則上由一個主體開發的要求，支持大型企業開發大型煤礦，整合礦區內分散的礦業權，提高資源勘查開發規模化、集約化程度；（2）打造大型企業：支援山西、內蒙古、陝西、新疆等重點地區煤礦企業強強聯合，組建跨地區、跨行業、跨所有制的特大型煤礦企業集團，推動煤炭生產要素在全國範圍內的優化配置；（3）產業鏈整合：堅持煤電結合、煤運結合、煤化結合，鼓勵煤炭、電力、運輸、煤化工等產業鏈上下游企業進行重組或發展大比例交叉持股，打造全產業鏈競爭優勢，更好發揮協同效應，實現互惠互利、風險共擔。
要達到任務目標：（1）煤礦數量控制在 6000 處左右，120萬噸/年及以上大型煤礦產量占 80%以上，30 萬噸/年及以下小型煤礦產量占 10%以下；（2） 大型煤炭基地產量占比 95%以上；（3）煤炭企業數量控制在 3000 家以內，5000 萬噸級以上大型企業產量占比 60%以上。
中長期來看，行業集中度的提高有助於加強供給的控制力度，恢復理性供需，同時以市場力量協助產能出清。在煤炭產能集中度提高的同時也將有助力於優質產能的合理有序釋放，使得煤電雙方共同受益。
採暖季仍存旺季效應，中長期需求難見大幅增量
（1）採暖季供需緊平衡，一季度價格存支撐
《京津冀及周邊地區 2017 年大氣污染防治工作方案》規定2017.11.15-2018.3.15對高耗能產業集中的北方“2+26”城市施行限產。一方面，當前進入採暖季、動力煤也迎來傳統旺季；另一方面，高爐開工率走低及煤改氣等措施的施行也將對動力煤需求造成衝擊。此外，進口方面，形勢不容樂觀。受限制劣質煤進口以及港口禁運政策影響，今年3-4季度，我國動力煤進口增速明顯下滑，10月進口量739萬噸，同比下滑22%，累計進口增速保持下滑態勢。限產季，供需皆受影響情況下，加之進口形勢緊張，動力煤整體供需仍呈現偏緊狀態。
從供需動態變化來看，2017年1季度煤炭需求旺季，對應煤炭產量釋放有限，國內動力煤維持較明顯供給缺口。2季度隨著供暖季的結束，下游需求出現環比回落，動力煤供需由短缺轉為過剩，4-5月份分別過剩1081萬噸及1004萬噸。之後，伴隨著夏季消費旺季的到來，市場整體表現再度體現緊缺，7-8月份缺口明顯，供需差一度達到1500-2600萬噸。9-10月份需求環比回落，供需緊張程度有所緩解，10月份隨著下游補庫的進行，整體處於緊平衡狀態。結合產量資料來看，10月份動力煤產量2.83億噸，環比下降4.89%，也低於歷年同期平均水準，可見煤炭新增產能產量並未大幅釋放。
展望後續，隨著新產能陸續投產，緊缺局面預計有望繼續改善，價格也有望向下合理調整。從當前態勢來看，供暖季中煤炭需求仍有一定支撐，高點可能在一季度，此後煤價下行壓力將顯著增加，預計2018年煤價走勢將呈前高後低。
（2）中長期需求趨於平穩，難見大幅增量
目前，整個發電能源供給結構中，火力發電仍佔有超過 72%的比例，即煤炭在發電結構來看占比仍然佔有七成。中長期來看，隨著發電結構的逐步優化，火電占比將有所下降。但煤炭仍將是我國的核心能源，並肩負著保障能源安全的重任。從動力煤下游行業的消費占比來看，火電發電消費占比67%，建材行業耗煤占比17%，化工行業耗煤占比7%,冶金行業耗煤占比5%，其他行業耗煤占比4%。
火電耗煤量大致持平。火電發電量累計增速2015年由正轉負，2016年9月開始再度由負轉正，截止到2017年10月，火力發電累計同比增速5.4%，整體維持平穩增長。其中10月份單月火力發電量3475億千瓦時，同比下降2.8%，環比下降4%。但從電力行業耗煤資料來看，2016年相比2015年，電力行業耗煤同比增加1.85%，2017年1-10月份電力行業耗煤同比下降0.87%，火力發電量增長的同時耗煤量卻在下降，側面反映了火電單位煤耗的下降。
展望 2018 年，預計火電產量仍將保持小幅增長，但單位耗煤有望繼續下降，全年火電耗煤量同比大致持平。
建材行業耗煤下滑明顯。當前採暖季，水泥行業錯峰限產力度較大，產量仍將受到明顯壓制。此外，環保政策的持續性也將是影響未來水泥產量的重要因素，對供給帶來一定抑制作用。2017年1-11月，全國水泥產量累計值21.55億噸，同比下降 0.2%。總體來看，受環保持續走嚴影響，1-10月建材耗煤總量下滑超30%，未來水泥對煤炭的需求仍將受限。
此外，化工行業指標合成氨累計產量從2016年下半年以來一直維持負增長，預計難以出現明顯的扭轉，近兩年整體耗煤量同比為負。冶金行業耗煤來看，2017年1-10月粗鋼累計產量7.09億噸，同比增速5.43%，耗煤累計同比增速2.60%，預計2018年粗鋼產量將保持大體平穩，耗煤持平或小幅增長。
總的來看，按照已有產能產量資料估算，2017年底--2018年煤炭在產總產能可能達到41億噸以上，較目前39億噸的產能高出超2億噸，再考慮到可能的淘汰產能0-1.2億噸，總體產能增幅在3%-6%。對比需求端，在整個煤炭需求維持平穩或小幅下滑的背景下，整體將趨向寬鬆。因此，我們認為2018年煤價的中樞大概率會低於2017年。
煤價超出綠色區間，政策支撐價格重心下移
（1）價格超出綠色區間，煤電盈利分化
今年以來，受環保及安檢政策影響，煤炭供給端整體投產低於預期。發改委雖多次強調將要把煤炭價穩定在500-570 元/噸綠色區間，但動力煤價格持續維持在相對高位，上半年均價為 610元/噸，預計全年均價將在 630 元/噸以上。煤價重心上移，也使得煤電企業盈利分化，煤企在盈利改善的同時，電廠盈利則開始出現萎縮。
2016-2017年實行供給側改革後，煤炭行業淨利潤得到明顯修復。資料來看，目前煤炭行業噸煤毛利潤要比2011-2012年煤價高位時的盈利水準低、整體處於2011年以來的中等偏高水準。相比之下，煤炭上漲對下游電力企業的壓力開始加大。
據電企的普遍反應來看，面對高煤價，電企當前普遍承受意願較低。歷史來看，以六大電企為例，上兩輪的淨利潤低點出現在08年及11年，隨著2016-2017年供給側改革的大力推進，當前煤價觸及12年高點水準，六大電企淨利潤水準則明顯下挫，接近11年-12年的低點。後期若煤價進一步上行，電企的邊際壓力將逐步增大。合理下移煤價，是廣大電力企業的普遍訴求。
但同時需要注意的是，從供給側改革要降低煤炭企業負債杠杆的角度來看，2017年前三季度負債總額3.75萬億、資產負債率68.06%，相比2016年負債總額3.76萬億、資產負債率為69.54%，收縮仍然不夠明顯。如果按負債率壓減到60%的目標，以當前每年約1500億的還債規模來計算，至少要持續3-4年。因此，從這個角度來看，2018年供給側改革支撐還將延續，安檢和環保也將常態化，煤價仍有政策支撐；綜合考慮到電廠訴求以及新增產能的逐步釋放，煤價有一定下移空間但不會出現大的跌幅。
（2）長協穩定煤電雙方盈利，價格重心有望下移
從供需的角度來看，2018年隨著新產能的陸續投產，煤炭偏緊局面有望繼續得到改善，煤炭價格或將合理回檔。當前電廠通過長協定價進行採購的比例約為75%，對煤炭長協定價機制的完善和推進將有助力煤電雙方共同獲得穩定盈利。
近期，發改委印發了《關於推進 2018年煤炭中長期合同簽訂履行工作的通知》，對2018年下水煤及鐵路直達合同定價機制作出規定，參照上年度“基準價+浮動價”的辦法協商，基準價由雙方根據市場供需情況協商；下水煤對協商不能達成一致意見的，仍按不高於2017年度水準執行；鐵路直達合同雙方不能達成一致意見的，基準價由下水煤基準價格扣除運雜費後的坑口平均價格和供需雙方2017年月度平均成交價格結合確定，兩類價格權重各占 50%，而浮動價可結合環渤海煤炭價格指數、CCTD 秦皇島港煤炭價格指數、中國沿海電煤採購價格指數綜合確定。
按照長協的定價機制，2018年大體上仍然延續2017的定價方式，以P0（535 元/噸）作為基準價，長協價格P=P0+[(上月最後一期BSPI指數+上月最後一期OPI其它價格指數)/2-535]/2。
從指數的結構變化來看，電力企業採購的煤炭價格變化幅度理論上更多地接近於環渤海指數的波動。實際來看，2017年現貨價格波動較大，環渤海指數波動幅度相對較為平穩，現貨價格的上漲基本沒有在環渤海指數裡體現，這或與指數的採集方式有關。數理構造上，再經過平均和差值處理後，即使後續煤炭價格調整至綠色區間，長協價格波動也不會很大。
因此，供需後續趨向寬鬆情形下，即使現貨跌至 500-570 元/噸的綠色區間，煤炭企業通過長協銷售部分的盈利並不會發生太大的變化，但卻有利於改善電力企業的盈利能力。整體來看，通過加強長協的引導，價格存在回落的可行性，長協比例的提高最終將有助於煤電雙方實現互利共贏。
結論
供給來看，穩供應背景下，發改委表態後期要有序釋放先進優質產能，後續供應有望逐步趨向寬鬆。當前全國煤炭核定產能34.1億噸，非核定產能約3.85億噸，在建產能11億噸中有3.7億噸已進入聯合試運轉。結合淘汰產能進度，2018年產能增量將達到3%-6%。
需求來看，2018消費或趨於平穩或小幅下滑。2017年1-10月動力煤消費總量相比2016年同期略微增長1.6%，預計2018年或將持平。動力煤火電耗煤有望進一步下調，其他耗煤行業則大多處於收縮下滑態勢。需求端較難出現與供給相匹配的增量幅度，後續供需整體趨向寬鬆。
煤電博弈環節，盈利分化，長協助力價格重心下移。高煤價致使火電企業邊際壓力增大，煤炭企業近兩年盈利顯著改善，但當前68.06%的行業債務規模仍然過大，負債率進一步地改善預計還需政策配合。後期加強煤炭長協合作是雙方維持利潤的共同訴求，2017動力煤全年均價明顯偏離綠色區間，若動力煤現貨價格回落至500-570元/噸的綠色區間，煤企盈利不會出現大的回落，下游火電企業盈利也將有所改善。
綜上所述，當前供需仍偏緊，後續將逐步趨於寬鬆，但在去產能及環保安檢持續推動下，動力煤不會出現大的跌幅。根據我們前面的判斷，2018動力煤期貨價格高點將出現在一季度（採暖季旺季），後續隨著產能的進一步釋放，價格重心將有所下移，整體呈現前高後低的態勢。ZC805或ZC809價格至650-700元/噸區間時，可嘗試做空，目標看至500-550元/噸一線。
但要嚴格實施產能減量置換要求。7月份，迎峰度夏電力煤炭供應專題會議強調，要在保證安全前提下有序釋放優質產能，持續增加有效供給。9 月份，發改委發佈《關於做好煤電油氣運保障工作的通知》，要求加快推進煤炭優質產能釋放，在嚴格落實增減掛鉤、減量置換的情況下加快手續辦理，促進項目依法依規投入建設生產；對已核准專案，要積極協調加快辦理採礦許可、土地使用、環境影響評價和安全生產許可等手續，已建成專案及時開展聯合試運轉和竣工驗收等工作。根據國家能源局11月公佈的煤炭產能資料來看，截止到2017年6月底，取得安全生產許可證的生產煤礦4271處，產能34.12億噸；全國已核准（審批）開工建設煤礦1228處（含生產煤礦同步改建、改造項目89處），涉及產能10.98億噸，其中已建成、進入聯合運轉的煤礦231處，產能3.74億噸。
展望2018年，隨著新增產能的逐步投放及達產，煤炭市場的整體供應有望進一步提升，而先進產能投放速度將是決定煤炭市場供給邊際變化的關鍵因素。如果樂觀估計，假設試運轉的部分明年全部投入，再考慮到去產能部分，預計產能總量將增加2億噸左右，約6%的供應增量，屆時將對穩定煤炭供應起到積極作用。但需要注意的是隨著安檢及環保的常態化，後期投放進度仍然存在不確定性，具體仍取決於執行力度。
（2）環保助力去產能，去化速率超額完成
供給側改革、經濟轉型更加注重效益與品質的大背景下，環保督查保持高力度目前已常態化。回顧過去的兩年，環保督查力度均超出市場預期。如2016 年，內蒙古和陝西分別在上下半年接受檢查中，因環保不達標出現大面積停產情況。2017年4-6月，山西啟動新一輪督查， 6月內蒙古制定了貫徹落實中央環保督察回饋整改方案。2017年四季度，京津冀及周邊地區 2017-2018 年秋冬季大氣污染綜合治理攻堅行動拉開，明確提出穩固“散亂汙”企業綜合治理、全面完成以電代煤、以氣代煤任務、防止散煤複燒等任務，並要求嚴格控制煤炭消費量，煤炭需求端也受到一定影響。從環保對供需雙方影響的直接程度及規模來看，對供應影響大於需求。環保督查常態化將繼續階段性影響邊際供求；更重要的是，督查力度的加大也將有助於煤炭行業淘汰落後產能，優化結構及提高效益。
去產能是煤炭供給側改革核心，其本質是，在行業面臨大範圍虧損時淘汰掉落後產能，從而使得有競爭力的產能在行業景氣回升時獲得較好的盈利水準。2016年底，發改委和能源局發佈了整個“十三五”期間要淘汰落後產能 8 億噸、通過減量置換和優化佈局增加先進產能年 5 億噸，到 2020 年煤炭產量控制在 39 億噸的目標。根據公佈的規劃來看，到2020 年煤炭產能利用率有望提升至 80%左右，產能過剩局面將得到有效改善。從當前的進度來看，2016年完成去產能任務目標為2.5億噸，實際完成2.9億噸；2017 年煤炭去產能目標為 1.5 億噸，截止 10 月底年度任務已經超額完成；兩年合計去產能4.4億噸，完成整個十三五淘汰8億噸落後產能目標的55%。
需要注意的是，由於隱性及不合規煤礦的存在，煤炭產能統計的口徑上往往存在較大差別。這裡，綜合煤炭協會和國家能源局的資料，進一步大致區分核定產能和非核定產能的動態變化情況。具體來看：
截至2017年底—2018年，預計核定產能將增加3.4億噸至37.5億噸，非核定產能將下降0.95億噸至3.85，合計增加產能2.45億噸，如果來年全部釋放，約增加6%的增量。十三五規劃尚餘3.6億噸去產能任務，展望未來幾年，淘汰落後產能仍將繼續。隨著優質產能的不斷增加，去產能或將針對非核定產能進行去量。假設未來三年針對非核定產能平均淘汰落後產能0-1.2億噸，試運轉全部投產，那麼2018年總產能預計將達到3%-6%的增幅。
（3） 行業集中度尚低，整合重組勢在必行
我國煤礦以中小規模居多，特點是產能小而分散，行業集中度尚有待提升。資料來看，煤炭行業前10企業產量占比在緩慢上升，由2008年的28.5%升至2017年的略高於40%，對比國際水準前10企業產量占比60%-70%的水準，我國煤炭行業集中度仍有較大的提升空間。
根據《煤炭工業發展“十三五”規劃》，十三五期間我國將進一步優化煤炭行業的生產結構並提高集中度，具體措施包括：（1）礦區內整合：按照一個礦區原則上由一個主體開發的要求，支持大型企業開發大型煤礦，整合礦區內分散的礦業權，提高資源勘查開發規模化、集約化程度；（2）打造大型企業：支援山西、內蒙古、陝西、新疆等重點地區煤礦企業強強聯合，組建跨地區、跨行業、跨所有制的特大型煤礦企業集團，推動煤炭生產要素在全國範圍內的優化配置；（3）產業鏈整合：堅持煤電結合、煤運結合、煤化結合，鼓勵煤炭、電力、運輸、煤化工等產業鏈上下游企業進行重組或發展大比例交叉持股，打造全產業鏈競爭優勢，更好發揮協同效應，實現互惠互利、風險共擔。
要達到任務目標：（1）煤礦數量控制在 6000 處左右，120萬噸/年及以上大型煤礦產量占 80%以上，30 萬噸/年及以下小型煤礦產量占 10%以下；（2） 大型煤炭基地產量占比 95%以上；（3）煤炭企業數量控制在 3000 家以內，5000 萬噸級以上大型企業產量占比 60%以上。
中長期來看，行業集中度的提高有助於加強供給的控制力度，恢復理性供需，同時以市場力量協助產能出清。在煤炭產能集中度提高的同時也將有助力於優質產能的合理有序釋放，使得煤電雙方共同受益。
採暖季仍存旺季效應，中長期需求難見大幅增量
（1）採暖季供需緊平衡，一季度價格存支撐
《京津冀及周邊地區 2017 年大氣污染防治工作方案》規定2017.11.15-2018.3.15對高耗能產業集中的北方“2+26”城市施行限產。一方面，當前進入採暖季、動力煤也迎來傳統旺季；另一方面，高爐開工率走低及煤改氣等措施的施行也將對動力煤需求造成衝擊。此外，進口方面，形勢不容樂觀。受限制劣質煤進口以及港口禁運政策影響，今年3-4季度，我國動力煤進口增速明顯下滑，10月進口量739萬噸，同比下滑22%，累計進口增速保持下滑態勢。限產季，供需皆受影響情況下，加之進口形勢緊張，動力煤整體供需仍呈現偏緊狀態。
從供需動態變化來看，2017年1季度煤炭需求旺季，對應煤炭產量釋放有限，國內動力煤維持較明顯供給缺口。2季度隨著供暖季的結束，下游需求出現環比回落，動力煤供需由短缺轉為過剩，4-5月份分別過剩1081萬噸及1004萬噸。之後，伴隨著夏季消費旺季的到來，市場整體表現再度體現緊缺，7-8月份缺口明顯，供需差一度達到1500-2600萬噸。9-10月份需求環比回落，供需緊張程度有所緩解，10月份隨著下游補庫的進行，整體處於緊平衡狀態。結合產量資料來看，10月份動力煤產量2.83億噸，環比下降4.89%，也低於歷年同期平均水準，可見煤炭新增產能產量並未大幅釋放。
展望後續，隨著新產能陸續投產，緊缺局面預計有望繼續改善，價格也有望向下合理調整。從當前態勢來看，供暖季中煤炭需求仍有一定支撐，高點可能在一季度，此後煤價下行壓力將顯著增加，預計2018年煤價走勢將呈前高後低。
（2）中長期需求趨於平穩，難見大幅增量
目前，整個發電能源供給結構中，火力發電仍佔有超過 72%的比例，即煤炭在發電結構來看占比仍然佔有七成。中長期來看，隨著發電結構的逐步優化，火電占比將有所下降。但煤炭仍將是我國的核心能源，並肩負著保障能源安全的重任。從動力煤下游行業的消費占比來看，火電發電消費占比67%，建材行業耗煤占比17%，化工行業耗煤占比7%,冶金行業耗煤占比5%，其他行業耗煤占比4%。
火電耗煤量大致持平。火電發電量累計增速2015年由正轉負，2016年9月開始再度由負轉正，截止到2017年10月，火力發電累計同比增速5.4%，整體維持平穩增長。其中10月份單月火力發電量3475億千瓦時，同比下降2.8%，環比下降4%。但從電力行業耗煤資料來看，2016年相比2015年，電力行業耗煤同比增加1.85%，2017年1-10月份電力行業耗煤同比下降0.87%，火力發電量增長的同時耗煤量卻在下降，側面反映了火電單位煤耗的下降。
展望 2018 年，預計火電產量仍將保持小幅增長，但單位耗煤有望繼續下降，全年火電耗煤量同比大致持平。
建材行業耗煤下滑明顯。當前採暖季，水泥行業錯峰限產力度較大，產量仍將受到明顯壓制。此外，環保政策的持續性也將是影響未來水泥產量的重要因素，對供給帶來一定抑制作用。2017年1-11月，全國水泥產量累計值21.55億噸，同比下降 0.2%。總體來看，受環保持續走嚴影響，1-10月建材耗煤總量下滑超30%，未來水泥對煤炭的需求仍將受限。
此外，化工行業指標合成氨累計產量從2016年下半年以來一直維持負增長，預計難以出現明顯的扭轉，近兩年整體耗煤量同比為負。冶金行業耗煤來看，2017年1-10月粗鋼累計產量7.09億噸，同比增速5.43%，耗煤累計同比增速2.60%，預計2018年粗鋼產量將保持大體平穩，耗煤持平或小幅增長。
總的來看，按照已有產能產量資料估算，2017年底--2018年煤炭在產總產能可能達到41億噸以上，較目前39億噸的產能高出超2億噸，再考慮到可能的淘汰產能0-1.2億噸，總體產能增幅在3%-6%。對比需求端，在整個煤炭需求維持平穩或小幅下滑的背景下，整體將趨向寬鬆。因此，我們認為2018年煤價的中樞大概率會低於2017年。
煤價超出綠色區間，政策支撐價格重心下移
（1）價格超出綠色區間，煤電盈利分化
今年以來，受環保及安檢政策影響，煤炭供給端整體投產低於預期。發改委雖多次強調將要把煤炭價穩定在500-570 元/噸綠色區間，但動力煤價格持續維持在相對高位，上半年均價為 610元/噸，預計全年均價將在 630 元/噸以上。煤價重心上移，也使得煤電企業盈利分化，煤企在盈利改善的同時，電廠盈利則開始出現萎縮。
2016-2017年實行供給側改革後，煤炭行業淨利潤得到明顯修復。資料來看，目前煤炭行業噸煤毛利潤要比2011-2012年煤價高位時的盈利水準低、整體處於2011年以來的中等偏高水準。相比之下，煤炭上漲對下游電力企業的壓力開始加大。
據電企的普遍反應來看，面對高煤價，電企當前普遍承受意願較低。歷史來看，以六大電企為例，上兩輪的淨利潤低點出現在08年及11年，隨著2016-2017年供給側改革的大力推進，當前煤價觸及12年高點水準，六大電企淨利潤水準則明顯下挫，接近11年-12年的低點。後期若煤價進一步上行，電企的邊際壓力將逐步增大。合理下移煤價，是廣大電力企業的普遍訴求。
但同時需要注意的是，從供給側改革要降低煤炭企業負債杠杆的角度來看，2017年前三季度負債總額3.75萬億、資產負債率68.06%，相比2016年負債總額3.76萬億、資產負債率為69.54%，收縮仍然不夠明顯。如果按負債率壓減到60%的目標，以當前每年約1500億的還債規模來計算，至少要持續3-4年。因此，從這個角度來看，2018年供給側改革支撐還將延續，安檢和環保也將常態化，煤價仍有政策支撐；綜合考慮到電廠訴求以及新增產能的逐步釋放，煤價有一定下移空間但不會出現大的跌幅。
（2）長協穩定煤電雙方盈利，價格重心有望下移
從供需的角度來看，2018年隨著新產能的陸續投產，煤炭偏緊局面有望繼續得到改善，煤炭價格或將合理回檔。當前電廠通過長協定價進行採購的比例約為75%，對煤炭長協定價機制的完善和推進將有助力煤電雙方共同獲得穩定盈利。
近期，發改委印發了《關於推進 2018年煤炭中長期合同簽訂履行工作的通知》，對2018年下水煤及鐵路直達合同定價機制作出規定，參照上年度“基準價+浮動價”的辦法協商，基準價由雙方根據市場供需情況協商；下水煤對協商不能達成一致意見的，仍按不高於2017年度水準執行；鐵路直達合同雙方不能達成一致意見的，基準價由下水煤基準價格扣除運雜費後的坑口平均價格和供需雙方2017年月度平均成交價格結合確定，兩類價格權重各占 50%，而浮動價可結合環渤海煤炭價格指數、CCTD 秦皇島港煤炭價格指數、中國沿海電煤採購價格指數綜合確定。
按照長協的定價機制，2018年大體上仍然延續2017的定價方式，以P0（535 元/噸）作為基準價，長協價格P=P0+[(上月最後一期BSPI指數+上月最後一期OPI其它價格指數)/2-535]/2。
從指數的結構變化來看，電力企業採購的煤炭價格變化幅度理論上更多地接近於環渤海指數的波動。實際來看，2017年現貨價格波動較大，環渤海指數波動幅度相對較為平穩，現貨價格的上漲基本沒有在環渤海指數裡體現，這或與指數的採集方式有關。數理構造上，再經過平均和差值處理後，即使後續煤炭價格調整至綠色區間，長協價格波動也不會很大。
因此，供需後續趨向寬鬆情形下，即使現貨跌至 500-570 元/噸的綠色區間，煤炭企業通過長協銷售部分的盈利並不會發生太大的變化，但卻有利於改善電力企業的盈利能力。整體來看，通過加強長協的引導，價格存在回落的可行性，長協比例的提高最終將有助於煤電雙方實現互利共贏。
結論
供給來看，穩供應背景下，發改委表態後期要有序釋放先進優質產能，後續供應有望逐步趨向寬鬆。當前全國煤炭核定產能34.1億噸，非核定產能約3.85億噸，在建產能11億噸中有3.7億噸已進入聯合試運轉。結合淘汰產能進度，2018年產能增量將達到3%-6%。
需求來看，2018消費或趨於平穩或小幅下滑。2017年1-10月動力煤消費總量相比2016年同期略微增長1.6%，預計2018年或將持平。動力煤火電耗煤有望進一步下調，其他耗煤行業則大多處於收縮下滑態勢。需求端較難出現與供給相匹配的增量幅度，後續供需整體趨向寬鬆。
煤電博弈環節，盈利分化，長協助力價格重心下移。高煤價致使火電企業邊際壓力增大，煤炭企業近兩年盈利顯著改善，但當前68.06%的行業債務規模仍然過大，負債率進一步地改善預計還需政策配合。後期加強煤炭長協合作是雙方維持利潤的共同訴求，2017動力煤全年均價明顯偏離綠色區間，若動力煤現貨價格回落至500-570元/噸的綠色區間，煤企盈利不會出現大的回落，下游火電企業盈利也將有所改善。
綜上所述，當前供需仍偏緊，後續將逐步趨於寬鬆，但在去產能及環保安檢持續推動下，動力煤不會出現大的跌幅。根據我們前面的判斷，2018動力煤期貨價格高點將出現在一季度（採暖季旺季），後續隨著產能的進一步釋放，價格重心將有所下移，整體呈現前高後低的態勢。ZC805或ZC809價格至650-700元/噸區間時，可嘗試做空，目標看至500-550元/噸一線。