2019年下半年，動力煤市場或將面對產區(qū)供應穩(wěn)步增加，進口量三季度寬松四季度緊張情況，下游電力需求繼續(xù)回落，并且火電需求被水電等清潔能源替代明顯，再加中游港口高庫存，下游電廠高庫存、日耗低增長等因素共同作用，夏天旺季行情可能落空，煤價或將承壓，四季度可能受到進口煤限制政策影響而短期堅挺，但難改供需寬松的基本格局。

一、2018年末至今，煤價逆季節(jié)性周期走勢較為明顯。產區(qū)因礦難引發(fā)的安全檢查籠罩19年上半年，致使供應側驅動成為2019年上半年主導。

2018年末10月市場因冬季預期沖高之后，隨著北方冬季真正來臨，煤價旺季持續(xù)下跌。下游高庫存、高日耗背景下，供應依然可以穩(wěn)定保障，煤價下行顯現(xiàn)供需過剩情況。這充分表明了我國煤炭產能和需求方面已經從16年因供給側改革導致的緊平衡，轉化為寬松狀態(tài)。而隨著19年新產能不斷投產，供需寬松的格局將進一步確認。

在此預期背景下，2019年初煤價低位振蕩。但后期意外發(fā)生的礦難引發(fā)嚴峻的安全檢查形勢，再次引發(fā)了供應側波瀾。

2019年1月12日榆林百吉礦業(yè)發(fā)生特大礦難，造成21人死亡；2月23日內蒙銀漫礦業(yè)再次發(fā)生特大安全生產事故，造成22人死亡。連續(xù)特大礦難事故引發(fā)安全生產關注度驟升，煤炭產區(qū)生產受到劇烈影響。

與此同時，2019年2月份開始我國對澳洲煤炭進口進行嚴查，導致澳洲進口煤受限。在短期風險因素和長期產需寬松博弈過程中，春節(jié)前后，全年需求最淡之期，產區(qū)煤價持續(xù)上漲，帶動港口煤價走高，直至4月11日港口煤價達到2019年高點，期貨交割基準品5500大卡動力煤報價640元/噸左右。

后礦難時期，產區(qū)生產受限情況下，遭遇需求低迷，供需雙弱最終表現(xiàn)為隨著價格上升，中下游庫存持續(xù)走高，港口煤價漲勢不及產區(qū)。在產區(qū)緊張漲價、到港倒掛的情況下，港口率先開始下跌。隨后北方港現(xiàn)貨價格持續(xù)走低直至6月中旬。迎峰度夏預期落空，旺季之前再陷跌勢，逆季節(jié)性周期情況繼續(xù)上演。

二、煤炭行情受到供給端決定的情況，在5月后逐步轉為需求端因素占主導。后期如何演繹需進一步關注供需平衡移動情況。

1.國內原煤生產端一路坎坷，但總量仍大幅增長，預計后期還以穩(wěn)定增加為主。

2019年以來產區(qū)供應端礦難頻發(fā)，安全檢查形勢嚴峻，陜西春節(jié)后復產艱難，似乎生產大幅萎縮。但我們從全國原煤產量數據看來，2019年原煤產量依然穩(wěn)步提升，甚至在3月和5月達到接近3％和超過5％的提升。這說明之前我們對煤炭產能比較充裕的判斷是正確的。但是我們所了解的產區(qū)限產嚴重問題就不存在嗎？

當然不是，從陜西，內蒙，山西產量分項數據看，陜西原煤產量確實大幅萎縮，上半年產量累計同比下降13.2％。但內蒙和山西卻大幅增產，1—5月份山西原煤產量累計同比增產8.4％，內蒙原煤產量累計同比爭產7.2％。而從各月分項數據看來，陜西減產幅度正逐步恢復，山西增產幅度較為穩(wěn)定，內蒙增產幅度5月份最高。

而6月份，陜西連續(xù)公布第六批、第七批復產名單，并且今年以來批復新建和產能置換的先進產能逐步落實。預計陜西煤炭產量會逐步恢復。按往年陜西生產節(jié)奏看來，6月產量將比5月增產300—450萬噸。如果再增加陜西合規(guī)復產的額度，可能6月會有更大幅度的增產。

但內蒙能否延續(xù)如此大的增產幅度，還是問題。因6月份以來，內蒙地區(qū)嚴格治理貨車超載情況，導致內蒙煤礦外運困難。進而影響了內蒙煤礦的銷量和產量。

6月以來鄂爾多斯煤炭運銷數據僅與3月數據相當，若整個內蒙地區(qū)數據以鄂爾多斯水平來估算的話，6月份內蒙全省可能產生環(huán)比800萬噸的產量下降，可能導致19年6月環(huán)比產量下降約9％。而歷史數據上看因環(huán)保、安全檢查等原因，內蒙前兩年6、7月數據都比5月低，所以19年6月環(huán)比下降的同時，仍可能維持同比17％以上的增長。

發(fā)改委、能源局6月25日聯(lián)合發(fā)布通知，要求統(tǒng)籌做好2019年能源迎峰度夏保障供應工作，加快推進煤炭優(yōu)質產能釋放，晉陜蒙等重點產煤地區(qū)要帶頭落實增產增供責任，大型煤炭企業(yè)要積極挖潛增量；各地要科學加快儲氣設施建設；加強儲煤設施建設，鼓勵有條件的企業(yè)在煤炭生產地、消費地、鐵路交通樞紐、主要中轉港口建立煤炭產品儲備，按照合理輻射半徑，培育建設一批儲煤基地。政府在旺季之前強調保供、產能釋放工作，對三季度煤炭供應釋放的預期進一步增強。

綜合國內產量方面，預計后期陜西產量會逐步回升，山西也可能保持穩(wěn)定或略增，而內蒙產量可能有所回落。初步預計晉陜蒙原煤產量環(huán)比最多下降400—700百萬噸，而同比增幅仍可能達到4％左右。而再往后看，陜西和內蒙的生產受限問題都會逐步得到解決，在三四季度看來，原煤產量仍有很大上升空間。十一國慶前可能成為整個下半年限產最嚴格期間。十一過后，產能釋放節(jié)奏可能進一步加快，進而應對冬季供暖需求。

2.澳煤進口限制并未全面減少進口量，并且2019年我國進口動力煤依然執(zhí)行平控政策，進口方面短期預計穩(wěn)定，但下半年可能受限。

6月10日，海關總署發(fā)布數據顯示，中國5月份進口煤炭2746.7萬噸，同比增加513.4萬噸，增長23％；環(huán)比增加216.8萬噸，增長8.57％。

2019年1—5月，全國共進口煤炭12738.8萬噸，同比增長5.6％。

6月份海關總署下發(fā)各關《海關總署綜合業(yè)務司關于煤炭進口情況的函》稱，煤炭進口監(jiān)督工作是國家鋼鐵煤炭行業(yè)化解過剩產能工作的重要內容之一，近期發(fā)改委致函總署，要求加強進口管理，并認真做好進口煤炭監(jiān)督工作，嚴控劣質煤進口。

數據上看，今年前5個月進口總量已經很多，據筆者了解，沿海電廠6—7月仍將有較多進口煤到港，以備迎峰度夏。很可能原煤進口數據直至8月份都難以下降，甚至比5月更多。這也是海關總署提出關注的原因。而19年我國依然要執(zhí)行進口煤炭數量不超去年的平控政策，前半年大量進口將很可能像18年一樣擠壓下半年甚至四季度的進口額度。

如果以6月份開始直至年末，進口量平控政策落實，6—12月份每月僅有2241萬噸額度，較5月數據下降466萬噸/月，環(huán)比下降17.2％，即上圖的預1情況，但這種情況預期概率較低；如6-8月保持5月份的進口量，那么9—12月，每月進口額度就只有1892萬噸/月，較5月份進口量下降855萬噸/月，環(huán)比下降31.1％，筆者認為這種可能更大一些。

綜合評估進口煤，預計短期還不會受限，但三四季度很可能因落實平控政策隨時限制進口煤數量，這對下半年煤炭供應和市場氛圍是一個影響，但此情況對市場氛圍和炒作的影響程度大于實際供應的影響。

3.電力需求明顯下滑，火電發(fā)電量降幅更加突出。重點電廠庫存高企，都表明下游需求不佳。

都說今年宏觀形勢不佳，經濟下行壓力較大。從電力需求數據方面看，這是有道理的。我國全社會用電數據上看，2019年5月份社會用電量同比增幅從2—4月份的6％—7.6％下降至同比2.37％。而1—5月份社會用電量累積增幅降至4.64％，此數據在4月份為5.85％，2018年全年維持8.5％以上。社會用電量同比數據和累積同比數據明顯看到，電力需求轉弱跡象。

而在社會用電量增速全面下滑的背景下，環(huán)保能源增幅巨大，火電產生明顯下降。2019年5月，全國火力發(fā)電3830.6億千瓦時，同比增幅-2.33％。電力需求全面遇冷，火電是最冷的那一個，這將明顯壓制動力煤需求。

火電總體數據不佳，我們必須再看火電廠方面具體如何。

重點電廠供耗煤情況看來，今年日耗情況僅與去年同期差不多，但5月份稍低于去年。這是因為，一去年5月份基數較高，二今年5月水電較高，并且天氣涼爽，三社會用電需求整體下行并且環(huán)保能源發(fā)電大幅增加。

但采購方面3—4月采購略高于去年，導致重點電廠庫存高企。從宏觀方面看，社會用電下行跡象顯現(xiàn)，后期有逐步進入水電旺季，水電對火電的替代作用在7—9月份達到每年的高峰，并且今年南方降水量很大，水電數據或大幅好于往年，這在下一部分著重分析，而天氣方面因厄爾尼諾跡象顯現(xiàn)，預計今年南方會是涼夏。綜合各方面看不到后期火電需求超季節(jié)性增長的跡象�；痣姲l(fā)電量可能同比增幅為零，甚至延續(xù)同比降幅。而重點電廠庫存又高企，對后期煤炭需求不利。

而全國73港煤炭庫存統(tǒng)計數據我們也能得出，今年超高的港口庫存同樣沉重壓制煤價。因2018年港口庫存就持續(xù)處于高位，庫存高于去年同期961萬噸，高于前年同期2656.7萬噸。在去年高基數情況下，今年庫存繼續(xù)大幅上升，壓制后市煤炭價格。

由以上數據，日耗與去年同期相差不多，采購較去年略高。我們做一個供耗煤數據預測，“預判1”以去年6—8月份日耗數據作為今年6-8月份日耗標準，以今年5月份采購均值日供煤363萬噸作為采購標準。計算可得“預判1”情況在8月30日重點電廠庫存可能下降2977萬噸至5687萬噸，低于去年8月30日的6743萬噸庫存水平15.6％，但高于2017年8月末水平。也就是說，電廠完全按照5月份情況采購，夏季高峰期過后，庫存可能跟前年同期持平。如果考慮港口庫存水平，“預判1”情況下，甚至煤炭社會庫存大幅高于前年，僅略低于去年8月末水平。

如果電廠在8月30日仍然維持20％的庫存同比增幅。那么僅需要在6—8月兩個半月期間比“預判1”情況增加采購2977萬噸即可。即“預判2”每月增加采購2977/2.6=1145萬，按照5月份月采購11253萬噸計算，月采購需要增加10.2％。

也就是說預計今年夏季重點電廠較5月份需要增加0—10.2％的采購即可順利度夏。相對于去年8月較同年5月采購增量1271萬采購增幅11.3％的情況來說，下降空間較大。而回憶2018年行情，18年6月13日達到年度高點，夏季價格持續(xù)下跌，8月6日首次觸底，隨后震蕩整理，直至9月下旬開始炒作冬儲需求才沖高一波到10月18日創(chuàng)第二高點，隨后冬季旺季再次一路下行。

而今年將比去年更高的庫存，可能更低的日耗入夏，一旦電廠在夏季旺季采購以去庫存為主，那么旺季預期大概率落空。夏季過后最終面對依然是9月初電廠高庫存低日耗的情景，四季度煤價壓力或將更加沉重。

4.今年水利發(fā)電數據較好，水電增幅高于社會用電總增幅比例。因今年厄爾尼諾現(xiàn)象越發(fā)明顯，預計夏季水利發(fā)電仍將保持較高增幅。

今年水利增幅較大，3—5月增幅都超過10％，遠高于全國用電量增幅。其中分省份看來，全國水電裝機最大三省，云南、四川、湖北中，其中水利發(fā)電量最大的云南省和四川省水利發(fā)電增量最大，5月同比增幅云南達51.97％，四川達40.81％，湖北省增量不大，三峽樞紐發(fā)電量變化不大，對水電增量影響小于川滇。

因今年厄爾尼諾現(xiàn)象逐漸明顯，西南地區(qū)降水量充沛，預計此種水電出力情況還將維持一段時間。對火電替代作用強勁，壓制電煤消費。