提要：進入7月，盡管時間上已經臨近夏季用電消費高峰，但是在此前降溫用電負荷不高、水電產量快速增加等多方因素影響下，沿海六大電企的電煤日耗水平未出現明顯增加，導致發電企業對動力煤采購需求的減少，動力煤現貨價格一再承壓。

　　特別在入伏之際，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歷史性突破，供需基本面邊際變化呈現偏空態勢，促使煤價弱勢下跌，現貨價格下行趨勢漸趨明確。

　　一、產地供應正在恢復

　　目前，蒙西、晉北、陜北地區部分停產煤礦已經開始陸續投入生產，前期整改項目投入的環保設施已經開始投入使用，環保檢查對坑口煤炭的影響開始減弱，部分煤礦開始小幅下調坑口價格；內蒙環保檢查結束后，將近半數的露天煤礦開始復產，產量較月初有所增加。

　　最新產區信息顯示：內蒙古環保檢查結束后，煤礦陸續復工，主產地煤炭資源供應寬松，近期煤礦銷售情況較前期轉差，庫存略有增加，價格開始下跌，榆林部分煤礦沫煤下跌5-10元；鄂爾多斯沫煤、塊煤降10元左右。近兩日的強降雨天氣沖毀神盤公路部分路段，使得局部地區煤礦銷售更加困難，鑒于近期需求不振，煤礦多預計價格還會進一步下跌。

　　此外，年初以來，煤炭供應持續增加。全國范圍內，1-5月，原煤產量為13.9億噸，累計同比增加4%。三個煤炭主產區的產量數據顯示，1-5月，陜西煤炭產量為2.3億噸，累計同比增加15.3%；內蒙古產量為3.72億噸，累計同比增加5.8%；山西產量為3.4億噸，累計同比增加0.8%。由此可見，陜西和內蒙古是今年增產的主力省份，以國有重點煤礦為主的陜西，煤礦增產力度較為明顯。

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

　　二、高溫暴雨交織無助煤價

　　7月以來旺季來臨，同時來臨的還有全國范圍內持續交織的降雨天氣與高溫天氣，降水較多的情況下，南方水電發力。7月上旬，我國已經經歷了一輪高溫與暴雨天氣交錯出現的極端天氣。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、江南等地將有持續性高溫，后期高溫勢力還將北抬至華北南部。

　　隨著南方地區降雨增多，包括三峽水庫在內水電布局較多的多地水庫的出入庫流量明顯升高，促使水電產量及其相關省份針對沿海地區的跨區送電量快速增加，對沿海地區的火電需求和電煤消費形成抑制作用。

　　從目前大型水電站水位情況來看，以三峽大壩為例，7月6日-15日期間日均出庫流量為40080立方米/秒，跟6月26日-7月5日期間的26310立方米/秒相比，增幅高達52.3%；葛洲壩方面，7月6日-15日期間日均出庫流量為41420立方米/秒，跟6月26日-7月5日期間的27390立方米/秒相比，增幅達51.2%。

　　今夏我國大部分地區氣溫高于往年同期，尤其是華北、黃淮等地高溫天氣異常突出，這將令火電企業日均耗煤量維持高位；與此同時，南方地區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，大概率是豐水年，這又為后期水電發電量的持續增長打下基礎。兩相權衡下，今夏動力煤需求不太可能出現歷史性突破，與往年同期水平基本相當的概率較大。

　　三、電廠日耗增加有限

　　一般慣例，夏季的用電高峰將刺激電廠增加動力煤消耗量，進而推升動力煤現貨價格。然而，目前來看，電廠日耗增加幅度并不及預期。6月以來，電廠和港口的煤炭庫存繼續增長，甚至是加速增長。以沿海地區六大發電集團的電廠為例，截至7月16日，沿海地區主要發電企業的煤炭庫存升至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。相較于7月初六大發電集團日均耗煤量高點的78.12萬噸，日耗量不增反降，并沒有出現2017年7月耗煤量持續增加的現象。

　　電廠日耗增加有限主要有兩方面原因，其一是天氣因素，其二是工業因素。天氣方面，南方持續降雨，水電發力對火力發電形成替代。最新一期的三峽水電出庫流量達到42800立方米/秒，較2017年同期的26500立方米/秒大幅提升。三峽水電站出庫流量的增加意味著長江流域水電站的發電量上升。同時，降水也導致部分地區氣溫上升緩慢，迎峰度夏的用電高峰出現折扣。

　　展望7-8月的用電量，第二產業用電量占比依然會是最大的，但是從邊際變化角度來看，由于工業企業將錯峰限產，第二產業用電量占比是趨于下降的，而第三產業與城鄉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生重要影響。

　　四、港口庫存持續高位

　　除產地煤炭庫存外，消費和中轉環節的煤炭庫存都已經超過了供給側改革開始（2015年年底）之前的水平，尤其是中轉環節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出煤價上漲之后，消費和中轉環節的采購思路逐漸由降庫存轉變為主動補庫。此時，個別貿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，支撐煤價持續上漲的動力還是要看終端需求，一旦終端需求不及預期，貿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。

　　最新數據顯示，秦皇島煤炭庫存為692.5萬噸，處于高位水平。目前，長江口煤炭庫存合計已經達到461萬噸，相較2月初增加271萬噸。港口庫存持續增加，加之現貨價格也處于高位，市場成交低迷。最新一期的六大發電集團煤炭庫存為1508.58萬噸，超過1500萬噸的庫存打消了電廠的補庫熱情。

　　北方港口方面，下游采購需求疲軟，現貨成交稀少，現5500大卡煤主流價670元/噸左右，5000大卡煤主流價590元/噸，市場觀望的居多。南方港口方面，市場看空預期增強，貿易商操作積極性不高，華東和華南地區港口煤價出現小幅下滑，受成交清淡影響，海運費價格也結束了一周的上漲走勢，開始掉頭回落，整個南方動力煤市場交投氣氛轉淡。

　　五、進口煤左右煤市走向

　　從進口煤方面看，每年夏季和冬季是進口量最大的兩個時段，增加用煤旺季的進口量成為緩解供應緊張的一種選擇。6月份，隨著迎峰度夏用煤高峰的到來，為更好保障國內用煤需求，煤炭進口將進一步放開，特別對電廠用煤予以完全保障。

　　海關總署7月13日公布的數據顯示，中國6月份進口煤炭2546.7萬噸，同比增加386.7萬噸，增長17.9%；環比增加313.4萬噸，增長14.03%。1-6月份，全國共進口煤炭14618.7萬噸，同比增長9.9%

　　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產量方面，因為人民幣貶值壓力可能限制進口煤數量的增長。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。

　　概述：綜上所述，隨著產地煤礦陸續復產，煤炭供應量開始緩慢回升，目前環渤海各個港口煤炭庫存均處于歷史高位，沿海六大電廠日耗持續偏低，目前情況下判斷，煤價下行的趨勢已基本形成。

　　尤需特別關注度是，電廠及港口煤炭去庫存的情況、水電出力情況、產地原煤產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行節奏。