入伏之際，電廠和港口的動力煤庫存增長至多年來的高位水平，極大地動搖了煤價繼續(xù)上漲的根基。同時，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)集中復產(chǎn)、全國多地提前入夏和動力煤供應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。
根據(jù)數(shù)據(jù)，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。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?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形勢，供應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。
大幅貼水制約期貨價格下跌節(jié)奏
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期，在預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。當期現(xiàn)價差收窄之后，若動力煤市場供需基本面預期變得更加偏空，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。