本來，入伏之后煤價應(yīng)該是旺季，但是電廠和港口的動力煤庫存增長至多年來的高位水平卻有點像讓今年“旺季旺不起來”的意思。而且，最近的天氣也不太給力，高溫暴雨天氣交織下今夏動力煤需求不太可能出現(xiàn)歷史性突破，供需基本面邊際變化呈現(xiàn)偏空態(tài)勢，令煤價弱勢下跌。短期內(nèi)動力煤價格弱勢難改，但已經(jīng)大幅貼水的期貨盤面的跌幅難以超過現(xiàn)貨�！　�

　　消費和中轉(zhuǎn)環(huán)節(jié)庫存維持高位

　　受環(huán)保限產(chǎn)行業(yè)集中復(fù)產(chǎn)、全國多地提前入夏和動力煤供應(yīng)增長緩慢等因素影響，4—6月，動力煤市場出現(xiàn)“淡季不淡”的上漲行情。眼下剛剛?cè)敕�，動力煤市場卻開始全面弱勢下跌，有可能演繹“旺季不旺”的走勢。究其原因，主要是有關(guān)部門提前為今年的迎峰度夏做好了準備，當(dāng)前電廠、港口等中下游環(huán)節(jié)的動力煤庫存較為充裕。

　　從5月開始，國家發(fā)改委就提出多項舉措來加強對煤價的調(diào)控。其中，調(diào)節(jié)煤炭庫存是重要且見效最快的一項。國家發(fā)改委建議，在生產(chǎn)、消費和中轉(zhuǎn)環(huán)節(jié)確定1億噸左右的煤炭可調(diào)節(jié)庫存，對鐵路直供的發(fā)電企業(yè)適度降低存煤可用天數(shù)，從而提高其他運輸相對不便的發(fā)電企業(yè)的煤炭庫存。

　　截至5月末，產(chǎn)地煤炭企業(yè)的煤炭庫存環(huán)比小幅下滑至6050萬噸，全國各電網(wǎng)合計煤炭庫存環(huán)比增加555萬噸至6821萬噸，全國主要港口的煤炭庫存環(huán)比增加285萬噸至3942萬噸。按照這個統(tǒng)計口徑，生產(chǎn)、消費和中轉(zhuǎn)環(huán)節(jié)的煤炭庫存合計達到1.68億噸。除產(chǎn)地煤炭庫存外，消費和中轉(zhuǎn)環(huán)節(jié)的煤炭庫存都已經(jīng)超過了供給側(cè)改革開始（2015年年底）之前的水平，尤其是中轉(zhuǎn)環(huán)節(jié)港口煤炭庫存基本回升至近年來的高位水平。上述的庫存變化體現(xiàn)出煤價上漲之后，消費和中轉(zhuǎn)環(huán)節(jié)的采購思路逐漸由降庫存轉(zhuǎn)變?yōu)橹鲃友a庫。此時，個別貿(mào)易商囤積居奇的行為極易造成煤價階段性地快速上漲，然而，支撐煤價持續(xù)上漲的動力還是要看終端需求，一旦終端需求不及預(yù)期，貿(mào)易商積壓的庫存集中釋放，很可能造成煤價階段性地快速下跌。

　　6月以來，電廠和港口的煤炭庫存繼續(xù)增長，甚至是加速增長。以沿海地區(qū)六大發(fā)電集團的電廠為例，截至7月16日，沿海地區(qū)主要發(fā)電企業(yè)的煤炭庫存升至2013年7月以來的高位，絕對庫存高達1526萬噸，庫存可用天數(shù)為20.83天，基本與往年同期持平。以秦皇島港為例，截至7月16日，秦皇島港煤炭庫存升至699萬噸，占到實際場存能力的80%以上，遠高于往年同期水平。

　　動力煤消費和中轉(zhuǎn)環(huán)節(jié)庫存維持高位將為平穩(wěn)迎峰度夏打下基礎(chǔ)，同時極大地動搖了煤價繼續(xù)上漲的根基，如果未來實際需求不及此前預(yù)期，甚至不排除煤價下跌的可能性。

　　短期需求著重關(guān)注電力行業(yè)耗煤量

　　動力煤消費具有鮮明的季節(jié)性規(guī)律，一般在每年7—8月、11月至次年1月左右出現(xiàn)兩個峰值，其間電力行業(yè)耗煤量的占比也會達到年內(nèi)峰值，即在動力煤夏冬兩個消費旺季里，電力行業(yè)耗煤量的增長可能是貢獻最大的。加之，為打贏藍天保衛(wèi)戰(zhàn)，從去年冬天開始，很多高耗能工業(yè)企業(yè)被要求實施錯峰限產(chǎn)或階段性停產(chǎn)，今年夏天，為防范臭氧污染，各地煤化工、焦化、水泥等行業(yè)將再度實施錯峰限產(chǎn)，這又將削弱傳統(tǒng)旺季的工業(yè)耗煤量，在某種程度上奠定了動力煤消費“旺季不旺”的基礎(chǔ)。因此，判斷未來兩個月動力煤需求的邊際變化，我們主要聚焦全社會用電量及火電發(fā)電量。

　　國家能源局公布的數(shù)據(jù)顯示，在根據(jù)新的產(chǎn)業(yè)劃分標準調(diào)整了去年部分行業(yè)用電量數(shù)據(jù)之后，今年1—6月，全國全社會用電量32291億千瓦時，同比增長9.4%。其中，6月用電量5663億千瓦時，同比增長8.0%。分產(chǎn)業(yè)看，1—6月，第一產(chǎn)業(yè)用電量同比增長10.3%；第二產(chǎn)業(yè)用電量同比增長7.6%，拉動全社會用電量增長5.3個百分點；第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民生活用電量同比分別增長14.7%和13.2%，分別拉動全社會用電量增長2.2和1.8個百分點，保持了今年以來較快增長的平穩(wěn)勢頭，與互聯(lián)網(wǎng)等信息技術(shù)聯(lián)系密切的第三產(chǎn)業(yè)諸多行業(yè)用電量增速也持續(xù)高位運行。

　　以上雖是滯后數(shù)據(jù)，但反映出上半年我國宏觀經(jīng)濟的平穩(wěn)態(tài)勢，正好與新鮮出爐的GDP數(shù)據(jù)相呼應(yīng)。2018上半年我國GDP同比增長6.8%。分季度看，一季度同比增長6.8%，二季度增長6.7%。

　　展望7—8月的用電量，第二產(chǎn)業(yè)用電量占比依然會是最大的，但是從邊際變化角度來看，由于工業(yè)企業(yè)將錯峰限產(chǎn)，第二產(chǎn)業(yè)用電量占比是趨于下降的，而第三產(chǎn)業(yè)與城鄉(xiāng)居民生活用電量占比將顯著提高。因此夏季天氣將對7—8月動力煤需求的邊際變化產(chǎn)生重要影響。

　　今夏天氣將是高溫暴雨交織為主

　　7月上旬，我國已經(jīng)經(jīng)歷了一輪高溫與暴雨天氣交錯出現(xiàn)的極端天氣。預(yù)計未來十天，四川盆地、華北北部和華南沿海等地依然多降雨，而黃淮、江淮、江南等地將有持續(xù)性高溫，后期高溫勢力還將北抬至華北南部。

　　以三峽水庫的入庫流量為例，三峽水庫已經(jīng)分別在7月5日和7月14日接納了兩波長江上游洪水，其中14日2時三峽水庫入庫洪峰流量在每秒61000立方米左右，為今年以來最大入庫洪峰。7月以來，三峽水庫的入庫流量整體遠高于往年同期平均水平，近年來能與之相匹配的年份是2012年，當(dāng)年夏季的水電發(fā)電量增長較快，而且水電出力幾乎一直持續(xù)到10月份。

　　總體來看，今夏我國大部分地區(qū)氣溫高于往年同期，尤其是華北、黃淮等地高溫天氣異常突出，這將令火電企業(yè)日均耗煤量維持高位；與此同時，南方地區(qū)降水量高于往年同期，尤其是長江流域、珠江流域等水電站密集區(qū)，大概率是豐水年，這又為后期水電發(fā)電量的持續(xù)增長打下基礎(chǔ)。兩相權(quán)衡下，今夏動力煤需求不太可能出現(xiàn)歷史性突破，與往年同期水平基本相當(dāng)?shù)母怕瘦^大。

　　陜蒙兩地煤炭產(chǎn)量增長潛力較大

　　動力煤供應(yīng)包括國產(chǎn)和進口兩部分。在公布2018年煤炭行業(yè)去產(chǎn)能任務(wù)時，國家發(fā)改委就強調(diào)，由總量性去產(chǎn)能轉(zhuǎn)向系統(tǒng)性去產(chǎn)能、結(jié)構(gòu)性優(yōu)產(chǎn)能為主，統(tǒng)籌做好煤炭去產(chǎn)能和保供應(yīng)等工作，促進供需總體平衡和價格基本穩(wěn)定。因此，從政策面上看，市場對于今年動力煤國內(nèi)產(chǎn)量增長的預(yù)期較強，但由于環(huán)保限產(chǎn)、安全生產(chǎn)檢查等其他因素的影響，實際原煤產(chǎn)量增速不及預(yù)期。

　　國家統(tǒng)計局最新數(shù)據(jù)顯示，1—6月，原煤產(chǎn)量累計完成17億噸，同比增長3.9%，增速比1—5月回落0.1個百分點，主要因為6月原煤產(chǎn)量增速進一步回落。

　　進口方面，海關(guān)數(shù)據(jù)顯示，1—6月，我國累計進口煤及褐煤14618.7萬噸，同比增長9.9%，增速比1—5月擴大了1.6個百分點，主要得益于有關(guān)部門再度放松對進口煤的限制力度。其中，6月我國進口煤及褐煤2546.7萬噸，同比增長17.9%。

　　展望下半年的動力煤供應(yīng)形勢，供應(yīng)增長的重任恐怕仍將落在國內(nèi)產(chǎn)量方面，因為人民幣貶值壓力可能限制進口煤數(shù)量的增長。原本從今年3月底開始，國家再次加強了對進口煤的限制措施，雖然6月份針對電力企業(yè)有所放松，但是目前限制并未完全解除。在當(dāng)前人民幣貶值壓力不斷加大的背景下，一方面，人民幣貶值會削弱進口煤的價格優(yōu)勢；另一方面，外匯儲備管理壓力加大可能導(dǎo)致進口的口子不會擴得更大。

　　自煤炭行業(yè)實施供給側(cè)改革以來，我國原煤生產(chǎn)集中度重新提高。2017年，晉陜蒙三省區(qū)累計完成約23億噸原煤產(chǎn)量，在全國總產(chǎn)量中的占比升至66.8%，接近2012年67%的歷史最高水平。今年前5個月，晉陜蒙三省區(qū)合計原煤產(chǎn)量94997.6萬噸，在全國總產(chǎn)量中的占比進一步提高至67.94%，超過了歷史最高水平。

　　以前5個月的分省區(qū)原煤產(chǎn)量數(shù)據(jù)來看，內(nèi)蒙古、山西和陜西依次是產(chǎn)量前三甲，又以陜西的增速最為突出，其增量占到全國增量的57%，內(nèi)蒙古貢獻了38%的增量，山西只有5%。而貴州、山東、安徽等省區(qū)的累計原煤產(chǎn)量增速則普遍不及全國平均4%的增速，有的省份甚至是負增長。

　　下半年國內(nèi)動力煤供應(yīng)增量仍將集中在陜蒙地區(qū)，目前新核增的先進煤炭產(chǎn)能以及有效在建產(chǎn)能都主要集中在陜西和內(nèi)蒙古，以淘汰落后產(chǎn)能為目的的供給側(cè)改革對其沖擊將較小，若環(huán)保限產(chǎn)、安全生產(chǎn)檢查等其他因素的影響不再進一步擴大，上述地區(qū)也充分具備增產(chǎn)潛力。

　　綜合供需兩方面分析，7—8月動力煤市場極有可能出現(xiàn)需求邊際增長乏力、被動去庫存的階段性弱勢行情。高企的市場煤價格將從港口至產(chǎn)地逐步下跌。不過，截至7月16日收盤，動力煤期貨1809合約報收619.8元/噸，較秦皇島港5500大卡市場煤的現(xiàn)貨價偏低51.2元/噸。這意味著期貨市場已經(jīng)充分體現(xiàn)了市場對于未來基本面的預(yù)期，在預(yù)期沒有變得更差的時候，如此大幅的貼水將制約動力煤期貨1809合約的下跌節(jié)奏。

　　動力煤期貨1809合約將在9月初迎來交割，越臨近交割，期現(xiàn)價差越接近零。后市期現(xiàn)價差的收斂大概率是依賴現(xiàn)貨價格的加速下跌，而非期貨價格的上漲。當(dāng)期現(xiàn)價差收窄之后，若動力煤市場供需基本面預(yù)期變得更加偏空，動力煤現(xiàn)貨價格擴大跌幅，那么動力煤期貨1809合約也將打開新的下跌空間。

　　綜上所述，短期內(nèi)動力煤期貨1809合約弱勢振蕩的可能性較大，但下跌速度不會超過現(xiàn)貨。電廠及港口煤炭去庫存的情況、水電出力情況、產(chǎn)地原煤產(chǎn)量增速等因素將左右后市供需基本面的邊際變化，進而影響動力煤價格的下跌節(jié)奏。