三大因素制约，动力煤难现旺季上涨盛况

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库存高企，下游采购积极性下降

由于国内煤炭产地进一步向“三西”地区集中，煤炭保供的一大措施便是保证煤炭发运的平稳，完成库存从上游向中下游的转移。一方面，截至7月中旬，全国重点煤矿1493万吨，为2018年以来最高值，同比减少近550万吨，另一方面，重点电厂库存7569万吨，亦处于年内高点，同比增加逾1200万吨；全国主流港口库存7月19日达到年内最高点5493万吨，同比增加近550万吨。以此口径为基准，中下游库存增加逾1700万吨，库存差额来源于产量和进口的增加。

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进口增加，东南沿海电厂减少北上购煤

由于供给侧改革带来煤炭价格的阶段性剧烈波动，煤炭稳价的另一大措施则是适当加快电厂直购进口煤通关，即定向放松进口限制。据海关总署数据，6月进口煤及褐煤2546万吨，环比增加310万吨，同比增加386万吨，增幅达到17.8%。由于去年7月进口仅1900万吨，若今年7、8月份，进口保持在2600万吨水平，则合计将增加730万吨，相当于沿海六大电厂在7-8月的耗煤增幅达到15.5%，这在旺季高基数的基础上很难实现。

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来水超预期，水电替代作用显现

水电历来有“一荣一枯”的说法，今年按照往年轮换属于水电大年，但是，1-6月份，水电的增量一直低于预期，尤其三、四月份甚至出现同比下降。因此，市场对水电的增发预期降低，叠加5月异常高温天气，动力煤强势上涨。

不过，进入7月份，云贵川等长江中上游地区降雨较往年普遍出现较大上升，导致长江来水增加，水电增发的预期迅速提升。截至7月20日，三峡入库流量峰值为5.92万立方米/秒，为2012年夏季以来的最高值。7月日均流量为4.11万立方米/秒，而去年7-9月分别为2.12、1.95、2.25万立方米/秒。从中央气象台获悉，未来10天，云贵川地区降雨量仍较丰，由此估计，整个7月份三峡入库日均流量能够保持在3.5以上。未来11-20天，该地区降雨量低于7月上旬，8月来水或有一定回落。

一方面，过去5年，水电运行效率和三峡入库月日均流量存在明显的线性关系。经过简单线性回归可得，水电设备利用率（水电设备平均利用小时数/月总小时数）=0.1284*三峡入库日均流量+0.2527，回归平方和达到85.44%。另一方面，考虑到极值部分线性相关性变弱，我们总结发现，三峡日均入库流量超过2.5万立方米/秒后，水电设备利用率基本稳定在56%-60%之间。假设运行效率为60%，则保守估计，7月水电产量预计为1378亿千瓦时，同比增加10.59%，8月预计同比增10.18%。由于7-8月原本便是用电旺季，电耗增速预计难以超过10%，因此，水电对火电的替代作用将逐渐显现。

总结综上所述，今年7-8月，中下游潜在供应增量为2480万吨。此外，今年6月鄂尔多斯地区受环保影响，煤炭外售量实际同比减少了650万吨，随着煤矿复产，7-8月预计将恢复正增长。需求方面，受经济走弱影响，水电增速料将保持在全社会用电增速之上。假设煤电增速达到10%，则全国重点电厂7-8月的需求增量预计在2200万吨。因此，供应的增量完全覆盖了需求的增量，并且留有较大的余地。