入伏之际，电厂和港口的动力煤库存增长至多年来的高位水平，极大地动摇了煤价继续上涨的根基。同时，高温暴雨天气交织下，今夏动力煤需求不太可能出现历史性突破，供需基本面边际变化呈现偏空态势，令煤价弱势下跌。短期内动力煤价格弱势难改，但已经大幅贴水的期货盘面的跌幅难以超过现货。
消费和中转环节库存维持高位
受环保限产行业集中复产、全国多地提前入夏和动力煤供应增长缓慢等因素影响，4—6月，动力煤市场出现“淡季不淡”的上涨行情。眼下刚刚入伏，动力煤市场却开始全面弱势下跌，有可能演绎“旺季不旺”的走势。究其原因，主要是有关部门提前为今年的迎峰度夏做好了准备，当前电厂、港口等中下游环节的动力煤库存较为充裕。
从5月开始，国家发改委就提出多项举措来加强对煤价的调控。其中，调节煤炭库存是重要且见效最快的一项。国家发改委建议，在生产、消费和中转环节确定1亿吨左右的煤炭可调节库存，对铁路直供的发电企业适度降低存煤可用天数，从而提高其他运输相对不便的发电企业的煤炭库存。
根据数据，截至5月末，产地煤炭企业的煤炭库存环比小幅下滑至6050万吨，全国各电网合计煤炭库存环比增加555万吨至6821万吨，全国主要港口的煤炭库存环比增加285万吨至3942万吨。按照这个统计口径，生产、消费和中转环节的煤炭库存合计达到1.68亿吨。除产地煤炭库存外，消费和中转环节的煤炭库存都已经超过了供给侧改革开始（2015年年底）之前的水平，尤其是中转环节港口煤炭库存基本回升至近年来的高位水平。上述的库存变化体现出煤价上涨之后，消费和中转环节的采购思路逐渐由降库存转变为主动补库。此时，个别贸易商囤积居奇的行为极易造成煤价阶段性地快速上涨，然而，支撑煤价持续上涨的动力还是要看终端需求，一旦终端需求不及预期，贸易商积压的库存集中释放，很可能造成煤价阶段性地快速下跌。
6月以来，电厂和港口的煤炭库存继续增长，甚至是加速增长。以沿海地区六大发电集团的电厂为例，截至7月16日，沿海地区主要发电企业的煤炭库存升至2013年7月以来的高位，绝对库存高达1526万吨，库存可用天数为20.83天，基本与往年同期持平。以秦皇岛港为例，截至7月16日，秦皇岛港煤炭库存升至699万吨，占到实际场存能力的80%以上，远高于往年同期水平。
动力煤消费和中转环节库存维持高位将为平稳迎峰度夏打下基础，同时极大地动摇了煤价继续上涨的根基，如果未来实际需求不及此前预期，甚至不排除煤价下跌的可能性。
短期需求着重关注电力行业耗煤量
动力煤消费具有鲜明的季节性规律，一般在每年7—8月、11月至次年1月左右出现两个峰值，其间电力行业耗煤量的占比也会达到年内峰值，即在动力煤夏冬两个消费旺季里，电力行业耗煤量的增长可能是贡献最大的。加之，为打赢蓝天保卫战，从去年冬天开始，很多高耗能工业企业被要求实施错峰限产或阶段性停产，今年夏天，为防范臭氧污染，各地煤化工、焦化、水泥等行业将再度实施错峰限产，这又将削弱传统旺季的工业耗煤量，在某种程度上奠定了动力煤消费“旺季不旺”的基础。因此，判断未来两个月动力煤需求的边际变化，我们主要聚焦全社会用电量及火电发电量。
国家能源局公布的数据显示，在根据新的产业划分标准调整了去年部分行业用电量数据之后，今年1—6月，全国全社会用电量32291亿千瓦时，同比增长9.4%。其中，6月用电量5663亿千瓦时，同比增长8.0%。分产业看，1—6月，第一产业用电量同比增长10.3%；第二产业用电量同比增长7.6%，拉动全社会用电量增长5.3个百分点；第三产业和城乡居民生活用电量同比分别增长14.7%和13.2%，分别拉动全社会用电量增长2.2和1.8个百分点，保持了今年以来较快增长的平稳势头，与互联网等信息技术联系密切的第三产业诸多行业用电量增速也持续高位运行。
以上虽是滞后数据，但反映出上半年我国宏观经济的平稳态势，正好与新鲜出炉的GDP数据相呼应。2018上半年我国GDP同比增长6.8%。分季度看，一季度同比增长6.8%，二季度增长6.7%。
展望7—8月的用电量，第二产业用电量占比依然会是最大的，但是从边际变化角度来看，由于工业企业将错峰限产，第二产业用电量占比是趋于下降的，而第三产业与城乡居民生活用电量占比将显著提高。因此夏季天气将对7—8月动力煤需求的边际变化产生重要影响。
今夏天气将是高温暴雨交织为主
7月上旬，我国已经经历了一轮高温与暴雨天气交错出现的极端天气。预计未来十天，四川盆地、华北北部和华南沿海等地依然多降雨，而黄淮、江淮、江南等地将有持续性高温，后期高温势力还将北抬至华北南部。
以三峡水库的入库流量为例，三峡水库已经分别在7月5日和7月14日接纳了两波长江上游洪水，其中14日2时三峡水库入库洪峰流量在每秒61000立方米左右，为今年以来最大入库洪峰。7月以来，三峡水库的入库流量整体远高于往年同期平均水平，近年来能与之相匹配的年份是2012年，当年夏季的水电发电量增长较快，而且水电出力几乎一直持续到10月份。
总体来看，今夏我国大部分地区气温高于往年同期，尤其是华北、黄淮等地高温天气异常突出，这将令火电企业日均耗煤量维持高位；与此同时，南方地区降水量高于往年同期，尤其是长江流域、珠江流域等水电站密集区，大概率是丰水年，这又为后期水电发电量的持续增长打下基础。两相权衡下，今夏动力煤需求不太可能出现历史性突破，与往年同期水平基本相当的概率较大。
陕蒙两地煤炭产量增长潜力较大
动力煤供应包括国产和进口两部分。在公布2018年煤炭行业去产能任务时，国家发改委就强调，由总量性去产能转向系统性去产能、结构性优产能为主，统筹做好煤炭去产能和保供应等工作，促进供需总体平衡和价格基本稳定。因此，从政策面上看，市场对于今年动力煤国内产量增长的预期较强，但由于环保限产、安全生产检查等其他因素的影响，实际原煤产量增速不及预期。
国家统计局最新数据显示，1—6月，原煤产量累计完成17亿吨，同比增长3.9%，增速比1—5月回落0.1个百分点，主要因为6月原煤产量增速进一步回落。
进口方面，海关数据显示，1—6月，我国累计进口煤及褐煤14618.7万吨，同比增长9.9%，增速比1—5月扩大了1.6个百分点，主要得益于有关部门再度放松对进口煤的限制力度。其中，6月我国进口煤及褐煤2546.7万吨，同比增长17.9%。
展望下半年的动力煤供应形势，供应增长的重任恐怕仍将落在国内产量方面，因为人民币贬值压力可能限制进口煤数量的增长。原本从今年3月底开始，国家再次加强了对进口煤的限制措施，虽然6月份针对电力企业有所放松，但是目前限制并未完全解除。在当前人民币贬值压力不断加大的背景下，一方面，人民币贬值会削弱进口煤的价格优势；另一方面，外汇储备管理压力加大可能导致进口的口子不会扩得更大。
自煤炭行业实施供给侧改革以来，我国原煤生产集中度重新提高。2017年，晋陕蒙三省区累计完成约23亿吨原煤产量，在全国总产量中的占比升至66.8%，接近2012年67%的历史最高水平。今年前5个月，晋陕蒙三省区合计原煤产量94997.6万吨，在全国总产量中的占比进一步提高至67.94%，超过了历史最高水平。
以前5个月的分省区原煤产量数据来看，内蒙古、山西和陕西依次是产量前三甲，又以陕西的增速最为突出，其增量占到全国增量的57%，内蒙古贡献了38%的增量，山西只有5%。而贵州、山东、安徽等省区的累计原煤产量增速则普遍不及全国平均4%的增速，有的省份甚至是负增长。
下半年国内动力煤供应增量仍将集中在陕蒙地区，目前新核增的先进煤炭产能以及有效在建产能都主要集中在陕西和内蒙古，以淘汰落后产能为目的的供给侧改革对其冲击将较小，若环保限产、安全生产检查等其他因素的影响不再进一步扩大，上述地区也充分具备增产潜力。
大幅贴水制约期货价格下跌节奏
综合供需两方面分析，7—8月动力煤市场极有可能出现需求边际增长乏力、被动去库存的阶段性弱势行情。高企的市场煤价格将从港口至产地逐步下跌。不过，截至7月16日收盘，动力煤期货1809合约报收619.8元/吨，较秦皇岛港5500大卡市场煤的现货价偏低51.2元/吨。这意味着期货市场已经充分体现了市场对于未来基本面的预期，在预期没有变得更差的时候，如此大幅的贴水将制约动力煤期货1809合约的下跌节奏。
动力煤期货1809合约将在9月初迎来交割，越临近交割，期现价差越接近零。后市期现价差的收敛大概率是依赖现货价格的加速下跌，而非期货价格的上涨。当期现价差收窄之后，若动力煤市场供需基本面预期变得更加偏空，动力煤现货价格扩大跌幅，那么动力煤期货1809合约也将打开新的下跌空间。
综上所述，短期内动力煤期货1809合约弱势振荡的可能性较大，但下跌速度不会超过现货。电厂及港口煤炭去库存的情况、水电出力情况、产地原煤产量增速等因素将左右后市供需基本面的边际变化，进而影响动力煤价格的下跌节奏。
来源：期货日报
