旺季煤价下行趋势基本形成

提要：进入7月，尽管时间上已经临近夏季用电消费高峰，但是在此前降温用电负荷不高、水电产量快速增加等多方因素影响下，沿海六大电企的电煤日耗水平未出现明显增加，导致发电企业对动力煤采购需求的减少，动力煤现货价格一再承压。

特别在入伏之际，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，促使煤价弱势下跌，现货价格下行趋势渐趋明确。　　

一、产地供应正在恢复

目前，蒙西、晋北、陕北地区部分停产煤矿已经开始陆续投入生产，前期整改项目投入的环保设施已经开始投入使用，环保检查对坑口煤炭的影响开始减弱，部分煤矿开始小幅下调坑口价格;内蒙环保检查结束后，将近半数的露天煤矿开始复产，产量较月初有所增加。

最新产区信息显示：内蒙古环保检查结束后，煤矿陆续复工，主产地煤炭资源供应宽松，近期煤矿销售情况较前期转差，库存略有增加，价格开始下跌，榆林部分煤矿沫煤下跌5-10元；鄂尔多斯沫煤、块煤降10元左右。近两日的强降雨天气冲毁神盘公路部分路段，使得局部地区煤矿销售更加困难，鉴于近期需求不振，煤矿多预计价格还会进一步下跌。

此外，年初以来，煤炭供应持续增加。全国范围内，1-5月，原煤产量为13.9亿吨，累计同比增加4%。三个煤炭主产区的产量数据显示，1-5月，陕西煤炭产量为2.3亿吨，累计同比增加15.3%;内蒙古产量为3.72亿吨，累计同比增加5.8%;山西产量为3.4亿吨，累计同比增加0.8%。由此可见，陕西和内蒙古是今年增产的主力省份，以国有重点煤矿为主的陕西，煤矿增产力度较为明显。

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。

二、高温暴雨交织无助煤价

7月以来旺季来临，同时来临的还有全国范围内持续交织的降雨天气与高温天气，降水较多的情况下，南方水电发力。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。

随着南方地区降雨增多，包括三峡水库在内水电布局较多的多地水库的出入库流量明显升高，促使水电产量及其相关省份针对沿海地区的跨区送电量快速增加，对沿海地区的火电需求和电煤消费形成抑制作用。

从目前大型水电站水位情况来看，以三峡大坝为例，7月6日-15日期间日均出库流量为40080立方米/秒，跟6月26日-7月5日期间的26310立方米/秒相比，增幅高达52.3%;葛洲坝方面，7月6日-15日期间日均出库流量为41420立方米/秒，跟6月26日-7月5日期间的27390立方米/秒相比，增幅达51.2%。

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。三、电厂日耗增加有限

一般惯例，夏季的用电高峰将刺激电厂增加动力煤消耗量，进而推升动力煤现货价格。然而，目前来看，电厂日耗增加幅度并不及预期。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。相较于7月初六大发电集团日均耗煤量高点的78.12万吨，日耗量不增反降，并没有出现2017年7月耗煤量持续增加的现象。电厂日耗增加有限主要有两方面原因，其一是天气因素，其二是工业因素。天气方面，南方持续降雨，水电发力对火力发电形成替代。最新一期的三峡水电出库流量达到42800立方米/秒，较2017年同期的26500立方米/秒大幅提升。三峡水电站出库流量的增加意味着长江流域水电站的发电量上升。同时，降水也导致部分地区气温上升缓慢，迎峰度夏的用电高峰出现折扣。

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。　　

四、港口库存持续高位

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。

最新数据显示，秦皇岛煤炭库存为692.5万吨，处于高位水平。目前，长江口煤炭库存合计已经达到461万吨，相较2月初增加271万吨。港口库存持续增加，加之现货价格也处于高位，市场成交低迷。最新一期的六大发电集团煤炭库存为1508.58万吨，超过1500万吨的库存打消了电厂的补库热情。

北方港口方面，下游采购需求疲软，现货成交稀少，现5500大卡煤主流价670元/吨左右，5000大卡煤主流价590元/吨，市场观望的居多。南方港口方面，市场看空预期增强，贸易商操作积极性不高，华东和华南地区港口煤价出现小幅下滑，受成交清淡影响，海运费价格也结束了一周的上涨走势，开始掉头回落，整个南方动力煤市场交投气氛转淡。

五、进口煤左右煤市走向

从进口煤方面看，每年夏季和冬季是进口量最大的两个时段，增加用煤旺季的进口量成为缓解供应紧张的一种选择。6月份，随着迎峰度夏用煤高峰的到来，为更好保障国内用煤需求，煤炭进口将进一步放开，特别对电厂用煤予以完全保障。

海关总署7月13日公布的数据显示，中国6月份进口煤炭2546.7万吨，同比增加386.7万吨，增长17.9%;环比增加313.4万吨，增长14.03%。1-6月份，全国共进口煤炭14618.7万吨，同比增长9.9%

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。

概述：综上所述，随着产地煤矿陆续复产，煤炭供应量开始缓慢回升，目前环渤海各个港口煤炭库存均处于历史高位，沿海六大电厂日耗持续偏低，目前情况下判断，煤价下行的趋势已基本形成。

尤需特别关注度是，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行节奏。