核心观点：

无论从调研、线性推演，还是从相关方了解到的情况来看，动煤供给端都是基本没有弹性。与此同时，全社会用电增速持续超预期，发电核心区域的来水又偏枯，意味着火电将成为增量需求的主要支撑。库存方面，如果扣除隐性库存显性化的问题，港口库存其实也没有大家看到的那么高，其他环节的库存都是中偏低的。站在当下，我们等于已经经历了一个月旺季，正面对着将到来的2个月旺季。在这种背景下，进口煤等一些列煤价调控措施最多只能起到稳价的作用，难以造成煤价掉头向下。

第一重底气，供给基本无弹性：按照煤炭运销协会统计的数据看，2018Q1的原煤产量同比增长3727万吨，这基本是10天的原煤产量，这刚好是煤矿春节节假的长度，也就是春节保供影响的产量。当时间推进到4月，单月产量同比只有363万吨，如果按照这个增量线性推演，在考虑煤矿在11月、12月排产的问题，全年原煤产量增长也就1亿吨。根据调研的结果，目前全国产能核增和新增产能为1亿吨，贡献原煤产量预计为6000万吨。这就意味着在去年35.2亿吨的原煤产量的基础上，供给弹性也就1.7%-2.8%之间。

第二重底气，需求增量持续超预期：1-4月份全社会用电同比增速为9.3%，其中二产用电同比增速为6.9%，增长贡献率为51.2%，三产+居民用电同比增速为15%，增长贡献率为48%，这远超年初5.5%的社会用电增速的预测值。据相关消息称，5月份社会用电增速在11%，将再一次刷新预期。值得注意的是，在当前的社会用电增量贡献中，受气温影响明显的三产+居民用电权重越来越大，已经不容忽视。在极端天气不断出现的当下，5月已经与去年旺季用煤的情况相当，如果当前的电厂日耗如期起来，就意味着今年的夏季不再是1.5个月，而是2.5-3.0个月，需求可能会持续超预期。另外，从当前的降雨情况看，总量与去年相当，但结构上，长江上游来水偏枯，水电表现低于预期，这就意味着增量的用电需求将由火电一力承担，火电机组的利用小时组将有显著提高。

第三重底气，库存并不高：现在市场上对库存存在明显的担忧，认为中间的港口环库存总量同比高出了1000万吨，库存的供应能力可能会导致“旺季不旺”。首先，从绝对值看，我们可以发现2017年同期的动力煤68港库存也相对2016年高出了860万吨，但从库存走势看，这860万吨基本都没有成为供应。在2018年，1-2月份的极端天气下，动力煤极其紧缺的状况中，库存相对2017年平均也高出了650万吨，这就意味着这高出来的1000万吨库存中，可以在旺季转化为供应的只有350万吨左右。在“去库存”的改革浪潮中，动力煤的库存也逆势逐年上涨，这显然不符合要求，唯一合理的解释是“隐性”港口库存的“显性化”，所以，目前的港口库存并不算高，而电厂库存基本与去年持平，坑口库存基本就是一周的产量。

第四重底气，进口煤放开也没用：在2018年Q1季度的全球动力煤贸易中，供给增量主要来自于印尼和俄罗斯，澳大利亚同比增速为-0.7%，而印尼和俄罗斯均为13%，需求增量则主要来自于中国和印度。从中国的动力煤进口结构而言，以2018年3月数据为例，澳大利亚是最大的权重国，而印尼、俄罗斯和蒙古是主要的增量贡献国，这就意味着煤炭进口中主要是低卡的褐煤，这对于需要抢发电量的夏季而言，是不适宜的，高卡煤才是刚需。另外，现在全球煤价基本盯着中国制定，纽卡斯尔港、理查德港和欧洲ARA港的动力煤现货价格分别高达725元/吨、675元/吨和611元/吨。以纽卡斯尔港为例，到广州港的库提价为775元/吨，而秦港5500大卡的末煤价格为696元/吨，再算上52元/吨的运费为748元/吨，若算上港杂费，才基本与进口煤价格相当，这意味着进口煤当前并没有什么价格优势，所以对电厂而言，无论是进口还是从环渤海调，成本相当，即使放开，进口也难以放量。就当下而言，煤炭进口仍然是执行的总量控制政策，短期还没有完全放开。

第五重底气，煤价调控缺乏有效措施：与2018年1月份不同，现在的煤价调控政策对着的是即将到来的旺季，而不是确定需求淡季（春节）。在全国强盛的用电需求下，煤价调控政策唯一有效的策略是增加有效供给，但从当下的情况分析，产能投放低于预期，又叠加高强度的环保、安监督查，面对着我们之前调研报告中强调过的责任错配的问题，供给的有效增加基本无法实现。在进口端，受制于价格、用煤结构的问题，即使完全放开也难以放量、扭转供需格局，最多只能起到稳住煤价的作用。限价措施也类似，当用电问题出来以后，煤价将不再是关键问题，保“经济”才是根本任务。也就是说，未来的煤价调控政策最多只能起到稳定煤价的作用，而无法扭转煤价走势，那煤企在高煤价下，利润的同比、环比增速将十分可观。