需求“迟到”但不会“缺席”，动力煤价将“升”起来

今年冬季行情能否走出低迷？综合目前的供需状况和季节性变化规律，可以预计，需求虽然迟到，但并未缺席，其终将支撑煤市企稳回升。

从港口到电厂，煤炭库存高企。沿海六大电厂的煤炭日耗长期徘徊在55万吨，导致港口煤价由涨转跌，由10月中旬的673元/吨下行至11月中旬的631元/吨，1个月累计下跌40元/吨，市场悲观情绪蔓延。这不由让人想起今年8月上旬港口煤价逼近600元/吨时，市场同样一片看空之声，但之后依靠需求拉动，煤价止跌回升，由8月6日的597元/吨到站上670元/吨平台。

错峰补库和库存高企抑制煤价上涨

今年，动力煤市场“淡季不淡、旺季不旺”的特征明显。4月中旬，煤炭价格触底强势反弹，至6月中旬，接近700元/吨的高位，背后反映的是电厂在煤价低位时提前采购，到了7月夏季用电高峰，煤炭价格反而转头向下，直至8月上旬才在600元/吨的低位再度反弹，但10月底的峰值仍低于前期高点。

供应端，9、10月，原煤月均产量超过3亿吨，进口煤月均数量在2400万吨。反观需求端，10月的火电量只有3629亿千瓦时，创今年的最低值。供强需弱，叠加下游电厂提前采购，推高了煤炭库存。

进口煤“平控”不是救市稻草

11月14—16日，江苏、广东、福建连续3日召开进口煤座谈会。今年进口煤与去年持平的政策能否落地，成为本周煤市热点，笔者认为不能期望过高。前10个月煤炭进口量已经突破2.5亿吨，距年底还有1个半月，与去年进口总量相比缺口不足1000万吨，要想在12月将进口煤缩减至1000万吨以下，不太现实。回顾历史数据，2016年1、2月的月度进口量最少，也在1500万吨，且近两年的月均最低进口量都不低于2000万吨，直接“腰斩”，势必影响南方市场的供应。

开会是调研摸底，进口煤会减量，但不能影响煤炭市场稳定和冬季民生取暖需求。而且，目前的市场低迷是需求滞后和库存高企叠加而致，即使进口煤月度进口量减少1000万吨，也难以挽救需求疲弱、提振市场信心。

12月火电量将大幅提升

电力用煤占煤炭总消费量的“半壁江山”，而电力消费具有明显的季节性，高峰分别是迎峰度夏和冬季供热，而每年的2、4、10月是用电低谷。

由于夏季水电增发的“挤占”效应，每年的2月和10月的火电量较小。今年10月，水电量超过1100亿千瓦时，压制火电量，使其创出年内低值。不过，11月至次年1月，当月度水电量降到700亿千瓦时时，火电量就会增加。过去两年，全年最高的火电量都在12月，次高是7—8月。今年8月，火电量首次突破4600亿千瓦时。按照正常的冬季煤炭需求及今年的增速，12月的火电量将接近4700亿千瓦时，较10月增加近700亿千瓦时，进而提振煤炭消费。

期现结合下1月煤价难飙涨

10月中旬，在现货价格依然处于上涨通道时，动力煤期货主力合约就已经开始调整，并于10月下旬开启下跌模式。1月面临主力合约的交割，期货与现货回归，上游煤矿和下游电厂通过“期转现”的方式积极参与交割，必将抑制煤价上涨，去年的“煤超疯”情景难再现。

总之，动力煤的市场格局已经变化，煤电一体化趋势明显，伴随着北方港口发运集中度的提高，原先活跃的贸易商将“转战”分散且交易规模较小的沿江和内河市场，而期货、期权等金融衍生品也将随之拓宽应用范围，共同促进2019年全国煤炭市场的平稳运行。