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煤炭复工超预期，二季度国内自产有望跟进。受疫情影响，2020年1至2月，全国规模以上原煤产量累计4.89亿吨，同比减少6.3%。其中，分地区排名前三的分别是内蒙古1.31亿吨，同比下滑14.1%；山西1.27亿吨，同比下滑5.6%；陕西0.79亿吨，同比上升10.5%。虽一季度产量受到冲击，但煤炭行业整体复产情况超预期，主要产地复工复产持续推进，产量也逐步恢复至正常水平。
从具体省份数据来看，一季度内蒙古已恢复正常生产建设煤矿286处，复工复产率达85.6%。河南省具备复工复产条件煤矿155处，已复产煤矿130处，复工21处，复工复产率达到97%，一季度河南煤炭企业累计生产原煤2560万吨，与去年同期基本持平。煤炭复工复产的超预期推进，为二季度国内煤炭产量水平提供有力支撑。
二季度需求淡季叠加电厂库存高位，煤价支撑较弱。需求层面，随着取暖季的结束以及水电来水的增加，电煤需求走低，二季度将迎来煤炭需求的淡季。2018及2019年二季度占全年动力煤需求量分别为23.7%及23.4%，均为全年最低季度。库存层面，每年为迎峰度夏，五六月份之际主要火电企业将进行一波煤炭补库存，对煤价具有拉动作用，但当下由于用电需求不济，电厂煤炭库存尚处高位，二季度补库存动能减弱。截至4月3日，沿海六大发电集团煤炭库存总量为1647.88万吨，较去年同期上升82.03万吨。因此，即将到来的电煤需求淡季叠加高企的电厂库存，为二季度煤价带来了较大下行压力。
综合判断，煤价将继续维持弱势，全年降幅有望超预期。当前时点来看，全球疫情拐点尚不明晰，较弱的全球煤炭需求短期内难以扭转，进口煤价格优势将持续压制国内煤炭价格；自产层面，煤炭复工情况良好，二季度供给能力持续跟进；随着供暖季结束以及水电发力，二季度是电煤的传统淡季，煤价需求支撑相对较弱，我们认为煤炭价格有望继续下行，全年煤炭降价降幅有望超预期。
根据《中国能源发展报告2020》预测，2020年国内经济和能源消费增速放缓已成定局，2020年煤价会呈现震荡下行的走势。预计2020年煤炭均价将同比分别下跌15%，秦皇岛5500大卡动力煤均价为503吨/元。
3.1.2. 让利空间接近峰值，电价无需悲观
我们认为，目前电价无需悲观，电价下行的空间已经非常有限，主要原因如下：
火电行业亏损面仍然较大，国家能源集团19Q1亏损面接近30%。2015年至今，受煤价上涨拖累，火电行业利润大幅度萎缩，火电行业亏损面较高，2017年和2018年亏损面分别达60%和50%左右。2019年整体火电亏损面尚未有权威数据，根据国家能源集团副总经理米树华在2019年经济形势与电力发展研讨会上的披露，国家能源集团2019年一季度火电利润完成51.9亿元，同比增加18.6亿元。163家火电企业中，48家亏损，较上年减少34家，意味着国家能源集团2019年一季度亏损面接近30%。
火电企业市场化占比超50%，市场化规模扩大对综合电价影响较小。根据中电联数据，2019年一季度大型发电集团煤电市场交易电量2553亿千瓦时，煤电上网电量市场化率为42.4%。从大型发电上市公司来看，2019年华能国际、华电国际和大唐发电的市场化率分别达56%、53.7%和51.37%，同比去年提高13、9.78和13.41个百分点。
由于居民用电、重要公用事业和公益性服务等行业不参与市场化交易，我们判断火电企业的市场化上限在70%左右，因此未来火电公司市场化电量的增量空间较小，市场化规模扩大对综合电价的影响比较有限。意味着国务院如果继续推向降电价政策，相关政策对火电企业综合电价影响较小。
电力供给侧寡头垄断，电企议价能力增强。截至到2018年底，五大发电集团装机容量占全国装机容量的44%，发电量占比48%，发电侧的竞争格局已定，寡头垄断的行业格局明显。但相较发电侧而言，用电侧包含大工业、一般工商业、农业、居民等用户，下游用电侧较为分散。在电力市场化逐步推进的过程中，电力的商品属性将逐步还原，尤其是中小用户进入市场后，我们认为电力行业寡头垄断的格局将有望增强电企的议价能力。
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