一、動力煤市場最新運行情況
今日國內動力煤市場延續下行態勢運行。隨著氣溫升高，沿海六大電廠日耗連續3天位於80萬噸以上，但整體庫存水平連續9天處於1500萬噸以上高位，在庫存充足背景下，電廠採購意願偏低，需求不足使得北方港口煤價繼續下行。現5500大卡煤降至650-655元/噸，5000大卡煤降至575元/噸左右，市場看跌情緒仍然較濃。產地方面，受北方港口動力煤價格跌幅擴大的影響，產地多數煤礦煤炭庫存增加，整體煤價處於下行通道，另外受暴雨天氣影響，西北地區部分運煤線路受阻，導致周邊煤礦銷售壓力加大。近日鄂爾多斯準旗某礦價格小幅上調，據瞭解漲價主要受周邊露天煤礦關停的影響，後期隨著煤礦產量逐步提升，煤價仍存一定的下行風險。受國內煤價走低和匯率波動過大影響，進口動力煤下游採購明顯放緩，價格出現明顯走低。印尼3800大卡煤小船型FOB報價46-47美元/噸，4700大卡煤FOB66.5-67美元/噸。澳煤5500大卡煤有報價FOB76美元/噸，雖然價格在持續下滑，但下游接貨意願依然沒有提升。
二、庫存高企，下游採購積極性下降
由於國內煤炭產地進一步向“三西”地區集中，煤炭保供的一大措施便是保證煤炭發運的平穩，完成庫存從上游向中下游的轉移。截至7月中旬，全國重點煤礦產出1493萬噸，為2018年以來的最高值，但同比減少近550萬噸。同時，重點電廠庫存為7569萬噸，亦處於年內高點，同比增加逾1200萬噸。此外，截至7月19日，全國主流港口庫存達到年內最高點，至5493萬噸，同比增加近550萬噸。以此口徑為基準，中下游庫存增加逾1700萬噸，庫存差額來源於產量和進口量的增加。
三、進口量增加，東南沿海電廠減少北上購煤
供給側改革帶來煤炭價格的階段性劇烈波動，煤炭穩價的一大措施則是適當加快電廠直購進口煤通關，即定向放鬆進口限制。海關總署的數據顯示，6月，國內進口煤及褐煤2546萬噸，環比增加310萬噸，同比增加386萬噸，增幅達到17.8%。由於去年7月進口僅1900萬噸，若今年7—8月進口量保持在2600萬噸的水平，則合計將增加730萬噸，相當於沿海六大電廠在這兩個月的耗煤增幅為15.5%，這在旺季高基數的基礎上很難實現。
四、來水超預期，水電替代作用顯現
水電歷來有“一榮一枯”的說法，今年按照往年輪換屬於水電大年，但是，1—6月，水電增量一直低於預期，尤其3—4月甚至出現同比下降。因此，市場對水電的增發預期降低，疊加5月異常高溫天氣，動力煤價格強勢上漲。
不過，進入7月，雲貴川等長江中上游地區降雨較往年偏大，導致長江來水增加，水電增發預期迅速增強。截至7月20日，三峽入庫流量峰值為5.92萬立方米/秒，為2012年夏季以來的最高值，當月日均流量為4.11萬立方米/秒，而去年7—9月分別為2.12萬、1.95萬、2.25萬立方米/秒。從中央氣象臺獲悉，未來10天，雲貴川地區降雨量仍較豐，由此估計，整個7月三峽入庫日均流量能夠保持在3.5萬立方米/秒以上。未來11—20天，該地區降雨量低於7月上旬，8月來水或有一定回落。
關係。經過簡單線性迴歸可得，水電設備利用率（水電設備平均利用小時數/月總小時數）=0.1284×三峽入庫日均流量+0.2527，迴歸平方和達到85.44%。另一方面，考慮到極值部分線性相關性變弱，總結髮現，三峽日均入庫流量超過2.5萬立方米/秒後，水電設備利用率基本穩定在56%—60%。假設運行效率為60%，保守估計，7月水電產量預計為1378億千瓦時，同比增長10.59%，8月同比預計增長10.18%。因此，水電對火電的替代作用將逐漸顯現。
總體上，今年7-8月，中下游潛在供應增量為2480萬噸。此外，6月鄂爾多斯地區受環保影響，煤炭外售量實際同比減少650萬噸，隨著煤礦的復產，7-8月將恢復正增長。需求方面，水電增速將保持在全社會用電增速之上。假設煤電增速達到10%，則全國重點電廠7-8月的需求增量預計在2200萬噸。因此，供應增量完全覆蓋了需求增量，並且留有較大餘地。
後期判斷，隨著環保檢查對主產地的影響逐漸消除，後期煤炭供應增加將是大趨勢，而中轉地北方港口在國家多項保供措施保障下，庫存總量穩步回升，有效地保障了下游迎峰度夏期間的動力煤供給。因此，預計7月底之前國內動力煤價格仍將呈下行的態勢運行。(中國(太原)煤炭交易中心微信平臺)
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