本來，入伏之后煤價應該是旺季，但是電廠和港口的動力煤庫存增長至多年來的高位水平卻有點像讓今年“旺季旺不起來”的意思。而且，最近的天氣也不太給力，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，令煤價弱勢下跌。短期內動力煤價格弱勢難改，但已經大幅貼水的期貨盤面的跌幅難以超過現貨。　　

　　消費和中轉環節庫存維持高位

　　受環保限產行業集中復產、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“淡季不淡”的上漲行情。眼下剛剛入伏，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、港口等中下游環節的動力煤庫存較為充裕。

　　從5月開始，國家發改委就提出多項舉措來加強對煤價的調控。其中，調節煤炭庫存是重要且見效最快的一項。國家發改委建議，在生產、消費和中轉環節確定1億噸左右的煤炭可調節庫存，對鐵路直供的發電企業適度降低存煤可用天數，從而提高其他運輸相對不便的發電企業的煤炭庫存。

　　截至5月末，產地煤炭企業的煤炭庫存環比小幅下滑至6050萬噸，全國各電網合計煤炭庫存環比增加555萬噸至6821萬噸，全國主要港口的煤炭庫存環比增加285萬噸至3942萬噸。按照這個統計口徑，生產、消費和中轉環節的煤炭庫存合計達到1.68億噸。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。

　　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。

　　動力煤消費和中轉環節庫存維持高位將為平穩迎峰度夏打下基礎，同時極大地動搖了煤價繼續上漲的根基，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。

　　短期需求著重關注電力行業耗煤量

　　動力煤消費具有鮮明的季節性規律，一般在每年7—8月、11月至次年1月左右出現兩個峰值，其間電力行業耗煤量的占比也會達到年內峰值，即在動力煤夏冬兩個消費旺季里，電力行業耗煤量的增長可能是貢獻最大的。加之，為打贏藍天保衛戰，從去年冬天開始，很多高耗能工業企業被要求實施錯峰限產或階段性停產，今年夏天，為防范臭氧污染，各地煤化工、焦化、水泥等行業將再度實施錯峰限產，這又將削弱傳統旺季的工業耗煤量，在某種程度上奠定了動力煤消費“旺季不旺”的基礎。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電量。

　　國家能源局公布的數據顯示，在根據新的產業劃分標準調整了去年部分行業用電量數據之后，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%。分產業看，1—6月，第一產業用電量同比增長10.3%；第二產業用電量同比增長7.6%，拉動全社會用電量增長5.3個百分點；第三產業和城鄉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勢頭，與互聯網等信息技術聯系密切的第三產業諸多行業用電量增速也持續高位運行。

　　以上雖是滯后數據，但反映出上半年我國宏觀經濟的平穩態勢，正好與新鮮出爐的GDP數據相呼應。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。

　　今夏天氣將是高溫暴雨交織為主

　　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。

　　以三峽水庫的入庫流量為例，三峽水庫已經分別在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，當年夏季的水電發電量增長較快，而且水電出力幾乎一直持續到10月份。

　　總體來看，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。

　　陜蒙兩地煤炭產量增長潛力較大

　　動力煤供應包括國產和進口兩部分。在公布2018年煤炭行業去產能任務時，國家發改委就強調，由總量性去產能轉向系統性去產能、結構性優產能為主，統籌做好煤炭去產能和保供應等工作，促進供需總體平衡和價格基本穩定。因此，從政策面上看，市場對于今年動力煤國內產量增長的預期較強，但由于環保限產、安全生產檢查等其他因素的影響，實際原煤產量增速不及預期。

　　國家統計局最新數據顯示，1—6月，原煤產量累計完成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月原煤產量增速進一步回落。

　　進口方面，海關數據顯示，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。

　　自煤炭行業實施供給側改革以來，我國原煤生產集中度重新提高。2017年，晉陜蒙三省區累計完成約23億噸原煤產量，在全國總產量中的占比升至66.8%，接近2012年67%的歷史最高水平。今年前5個月，晉陜蒙三省區合計原煤產量94997.6萬噸，在全國總產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個月的分省區原煤產量數據來看，內蒙古、山西和陜西依次是產量前三甲，又以陜西的增速最為突出，其增量占到全國增量的57%，內蒙古貢獻了38%的增量，山西只有5%。而貴州、山東、安徽等省區的累計原煤產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。

　　綜合供需兩方面分析，7—8月動力煤市場極有可能出現需求邊際增長乏力、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大卡市場煤的現貨價偏低51.2元/噸。這意味著期貨市場已經充分體現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，期現價差越接近零。后市期現價差的收斂大概率是依賴現貨價格的加速下跌，而非期貨價格的上漲。當期現價差收窄之后，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貨。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跌節奏。