2019年下半年，动力煤市场或将面对产区供应稳步增加，进口量三季度宽松四季度紧张情况，下游电力需求继续回落，并且火电需求被水电等清洁能源替代明显，再加中游港口高库存，下游电厂高库存、日耗低增长等因素共同作用，夏天旺季行情可能落空，煤价或将承压，四季度可能受到进口煤限制政策影响而短期坚挺，但难改供需宽松的基本格局。

一、2018年末至今，煤价逆季节性周期走势较为明显。产区因矿难引发的安全检查笼罩19年上半年，致使供应侧驱动成为2019年上半年主导。

　　2018年末10月市场因冬季预期冲高之后，随着北方冬季真正来临，煤价旺季持续下跌。下游高库存、高日耗背景下，供应依然可以稳定保障，煤价下行显现供需过剩情况。这充分表明了我国煤炭产能和需求方面已经从16年因供给侧改革导致的紧平衡，转化为宽松状态。而随着19年新产能不断投产，供需宽松的格局将进一步确认。

　　在此预期背景下，2019年初煤价低位振荡。但后期意外发生的矿难引发严峻的安全检查形势，再次引发了供应侧波澜。

　　2019年1月12日榆林百吉矿业发生特大矿难，造成21人死亡；2月23日内蒙银漫矿业再次发生特大安全生产事故，造成22人死亡。连续特大矿难事故引发安全生产关注度骤升，煤炭产区生产受到剧烈影响。

　　与此同时，2019年2月份开始我国对澳洲煤炭进口进行严查，导致澳洲进口煤受限。在短期风险因素和长期产需宽松博弈过程中，春节前后，全年需求最淡之期，产区煤价持续上涨，带动港口煤价走高，直至4月11日港口煤价达到2019年高点，期货交割基准品5500大卡动力煤报价640元/吨左右。

　　后矿难时期，产区生产受限情况下，遭遇需求低迷，供需双弱最终表现为随着价格上升，中下游库存持续走高，港口煤价涨势不及产区。在产区紧张涨价、到港倒挂的情况下，港口率先开始下跌。随后北方港现货价格持续走低直至6月中旬。迎峰度夏预期落空，旺季之前再陷跌势，逆季节性周期情况继续上演。

二、煤炭行情受到供给端决定的情况，在5月后逐步转为需求端因素占主导。后期如何演绎需进一步关注供需平衡移动情况。

　　1.国内原煤生产端一路坎坷，但总量仍大幅增长，预计后期还以稳定增加为主。

　　2019年以来产区供应端矿难频发，安全检查形势严峻，陕西春节后复产艰难，似乎生产大幅萎缩。但我们从全国原煤产量数据看来，2019年原煤产量依然稳步提升，甚至在3月和5月达到接近3%和超过5%的提升。这说明之前我们对煤炭产能比较充裕的判断是正确的。但是我们所了解的产区限产严重问题就不存在吗？

　　当然不是，从陕西，内蒙，山西产量分项数据看，陕西原煤产量确实大幅萎缩，上半年产量累计同比下降13.2%。但内蒙和山西却大幅增产，1—5月份山西原煤产量累计同比增产8.4%，内蒙原煤产量累计同比争产7.2%。而从各月分项数据看来，陕西减产幅度正逐步恢复，山西增产幅度较为稳定，内蒙增产幅度5月份最高。

　　而6月份，陕西连续公布第六批、第七批复产名单，并且今年以来批复新建和产能置换的先进产能逐步落实。预计陕西煤炭产量会逐步恢复。按往年陕西生产节奏看来，6月产量将比5月增产300—450万吨。如果再增加陕西合规复产的额度，可能6月会有更大幅度的增产。

　　但内蒙能否延续如此大的增产幅度，还是问题。因6月份以来，内蒙地区严格治理货车超载情况，导致内蒙煤矿外运困难。进而影响了内蒙煤矿的销量和产量。

　　6月以来鄂尔多斯煤炭运销数据仅与3月数据相当，若整个内蒙地区数据以鄂尔多斯水平来估算的话，6月份内蒙全省可能产生环比800万吨的产量下降，可能导致19年6月环比产量下降约9%。而历史数据上看因环保、安全检查等原因，内蒙前两年6、7月数据都比5月低，所以19年6月环比下降的同时，仍可能维持同比17%以上的增长。

　　发改委、能源局6月25日联合发布通知，要求统筹做好2019年能源迎峰度夏保障供应工作，加快推进煤炭优质产能释放，晋陕蒙等重点产煤地区要带头落实增产增供责任，大型煤炭企业要积极挖潜增量；各地要科学加快储气设施建设；加强储煤设施建设，鼓励有条件的企业在煤炭生产地、消费地、铁路交通枢纽、主要中转港口建立煤炭产品储备，按照合理辐射半径，培育建设一批储煤基地。政府在旺季之前强调保供、产能释放工作，对三季度煤炭供应释放的预期进一步增强。

　　综合国内产量方面，预计后期陕西产量会逐步回升，山西也可能保持稳定或略增，而内蒙产量可能有所回落。初步预计晋陕蒙原煤产量环比最多下降400—700百万吨，而同比增幅仍可能达到4%左右。而再往后看，陕西和内蒙的生产受限问题都会逐步得到解决，在三四季度看来，原煤产量仍有很大上升空间。十一国庆前可能成为整个下半年限产最严格期间。十一过后，产能释放节奏可能进一步加快，进而应对冬季供暖需求。

　　2.澳煤进口限制并未全面减少进口量，并且2019年我国进口动力煤依然执行平控政策，进口方面短期预计稳定，但下半年可能受限。

　　6月10日，海关总署发布数据显示，中国5月份进口煤炭2746.7万吨，同比增加513.4万吨，增长23%；环比增加216.8万吨，增长8.57%。

　　2019年1—5月，全国共进口煤炭12738.8万吨，同比增长5.6%。

　　6月份海关总署下发各关《海关总署综合业务司关于煤炭进口情况的函》称，煤炭进口监督工作是国家钢铁煤炭行业化解过剩产能工作的重要内容之一，近期发改委致函总署，要求加强进口管理，并认真做好进口煤炭监督工作，严控劣质煤进口。

　　数据上看，今年前5个月进口总量已经很多，据笔者了解，沿海电厂6—7月仍将有较多进口煤到港，以备迎峰度夏。很可能原煤进口数据直至8月份都难以下降，甚至比5月更多。这也是海关总署提出关注的原因。而19年我国依然要执行进口煤炭数量不超去年的平控政策，前半年大量进口将很可能像18年一样挤压下半年甚至四季度的进口额度。

　　如果以6月份开始直至年末，进口量平控政策落实，6—12月份每月仅有2241万吨额度，较5月数据下降466万吨/月，环比下降17.2%，即上图的预1情况，但这种情况预期概率较低；如6-8月保持5月份的进口量，那么9—12月，每月进口额度就只有1892万吨/月，较5月份进口量下降855万吨/月，环比下降31.1%，笔者认为这种可能更大一些。

　　综合评估进口煤，预计短期还不会受限，但三四季度很可能因落实平控政策随时限制进口煤数量，这对下半年煤炭供应和市场氛围是一个影响，但此情况对市场氛围和炒作的影响程度大于实际供应的影响。

　　3.电力需求明显下滑，火电发电量降幅更加突出。重点电厂库存高企，都表明下游需求不佳。

　　都说今年宏观形势不佳，经济下行压力较大。从电力需求数据方面看，这是有道理的。我国全社会用电数据上看，2019年5月份社会用电量同比增幅从2—4月份的6%—7.6%下降至同比2.37%。而1—5月份社会用电量累积增幅降至4.64%，此数据在4月份为5.85%，2018年全年维持8.5%以上。社会用电量同比数据和累积同比数据明显看到，电力需求转弱迹象。

　　而在社会用电量增速全面下滑的背景下，环保能源增幅巨大，火电产生明显下降。2019年5月，全国火力发电3830.6亿千瓦时，同比增幅-2.33%。电力需求全面遇冷，火电是最冷的那一个，这将明显压制动力煤需求。

　　火电总体数据不佳，我们必须再看火电厂方面具体如何。

　　重点电厂供耗煤情况看来，今年日耗情况仅与去年同期差不多，但5月份稍低于去年。这是因为，一去年5月份基数较高，二今年5月水电较高，并且天气凉爽，三社会用电需求整体下行并且环保能源发电大幅增加。

　　但采购方面3—4月采购略高于去年，导致重点电厂库存高企。从宏观方面看，社会用电下行迹象显现，后期有逐步进入水电旺季，水电对火电的替代作用在7—9月份达到每年的高峰，并且今年南方降水量很大，水电数据或大幅好于往年，这在下一部分着重分析，而天气方面因厄尔尼诺迹象显现，预计今年南方会是凉夏。综合各方面看不到后期火电需求超季节性增长的迹象。火电发电量可能同比增幅为零，甚至延续同比降幅。而重点电厂库存又高企，对后期煤炭需求不利。

　　而全国73港煤炭库存统计数据我们也能得出，今年超高的港口库存同样沉重压制煤价。因2018年港口库存就持续处于高位，库存高于去年同期961万吨，高于前年同期2656.7万吨。在去年高基数情况下，今年库存继续大幅上升，压制后市煤炭价格。

　　由以上数据，日耗与去年同期相差不多，采购较去年略高。我们做一个供耗煤数据预测，“预判1”以去年6—8月份日耗数据作为今年6-8月份日耗标准，以今年5月份采购均值日供煤363万吨作为采购标准。计算可得“预判1”情况在8月30日重点电厂库存可能下降2977万吨至5687万吨，低于去年8月30日的6743万吨库存水平15.6%，但高于2017年8月末水平。也就是说，电厂完全按照5月份情况采购，夏季高峰期过后，库存可能跟前年同期持平。如果考虑港口库存水平，“预判1”情况下，甚至煤炭社会库存大幅高于前年，仅略低于去年8月末水平。

　　如果电厂在8月30日仍然维持20%的库存同比增幅。那么仅需要在6—8月两个半月期间比“预判1”情况增加采购2977万吨即可。即“预判2”每月增加采购2977/2.6=1145万，按照5月份月采购11253万吨计算，月采购需要增加10.2%。

　　也就是说预计今年夏季重点电厂较5月份需要增加0—10.2%的采购即可顺利度夏。相对于去年8月较同年5月采购增量1271万采购增幅11.3%的情况来说，下降空间较大。而回忆2018年行情，18年6月13日达到年度高点，夏季价格持续下跌，8月6日首次触底，随后震荡整理，直至9月下旬开始炒作冬储需求才冲高一波到10月18日创第二高点，随后冬季旺季再次一路下行。

　　而今年将比去年更高的库存，可能更低的日耗入夏，一旦电厂在夏季旺季采购以去库存为主，那么旺季预期大概率落空。夏季过后最终面对依然是9月初电厂高库存低日耗的情景，四季度煤价压力或将更加沉重。

　　4.今年水利发电数据较好，水电增幅高于社会用电总增幅比例。因今年厄尔尼诺现象越发明显，预计夏季水利发电仍将保持较高增幅。

　　今年水利增幅较大，3—5月增幅都超过10%，远高于全国用电量增幅。其中分省份看来，全国水电装机最大三省，云南、四川、湖北中，其中水利发电量最大的云南省和四川省水利发电增量最大，5月同比增幅云南达51.97%，四川达40.81%，湖北省增量不大，三峡枢纽发电量变化不大，对水电增量影响小于川滇。

　　因今年厄尔尼诺现象逐渐明显，西南地区降水量充沛，预计此种水电出力情况还将维持一段时间。对火电替代作用强劲，压制电煤消费。

未来行情预判

　　2019年下半年，动力煤市场或将面对产区供应稳步增加，进口量三季度宽松四季度紧张情况，下游电力需求继续回落，并且火电需求被水电等清洁能源替代明显，再加中游港口高库存，下游电厂高库存、日耗低增长等因素共同作用，夏天旺季行情可能落空，煤价或将承压，四季度可能受到进口煤限制政策影响而短期坚挺，但难改供需宽松的基本格局。

　　后期可能风险点：1.内蒙生产限制；2.陕西复产进度；3.十一前限产情况；4.进口限制问题；5.水电是否符合预期；6.社会用电量会否大幅波动。