區(qū)域供應持續(xù)寬松或導致基本面弱勢局面繼續(xù)，現貨市場中長期下行趨勢已經較為明確，而長江口市場由于其區(qū)域性、市場參與群體結構性特點，在本輪大趨勢下行過程中或表現更為疲軟
據中國天氣網預計，7月下旬，江淮、江南地區(qū)將轉為高溫少雨天氣，部分地區(qū)日最高氣溫可達38攝氏度至40攝氏度，高溫持續(xù)時間可達6天到8天。8月上旬，黃淮、江淮、江南、華南北部等地仍多高溫天氣。
姍姍來遲的高溫天氣對電廠日耗形成明顯提振。廣東、廣西、貴州、云南、海南五省區(qū)的南方電網統(tǒng)調負荷創(chuàng)歷史新高。7月24日，六大電力集團沿海電廠日耗煤73萬噸，比一周前增加12.5萬噸。日耗增加誘發(fā)挺價情緒，近期北方港口部分貿易商報價小幅探漲。
對于后期市場走勢，筆者認為，煤價短期或存在反彈行情，但整體價格中樞下移趨勢將不會改變。
下游火電需求基本明朗
“旺季不旺”已成共識
今年以來，沿海電廠日耗表現平平，其中4月六大電力集團沿海電廠耗煤量同比下降5.32%，5月降幅更是達到了18.9%。沿海日耗同比減少的部分原因在于經濟下行壓力依然存在，而外來電以及新能源發(fā)電對火電的擠壓也非常明顯。
數據顯示，上半年清潔能源累計發(fā)電量同比增長14%，占全社會發(fā)電量的27%，而火電發(fā)電累計增長僅0.2%，4月和5月同比增速為負，分別為-0.2%和-4.9%。同時，受外來電影響，沿海地區(qū)火電發(fā)電量出現負增長，上半年火電累計發(fā)電增速上海為-10.1%、浙江為-9.9%、福建為-10.7%、廣東為-16.4%。2月至6月，粵、浙、滬、蘇四省市合計輸入電量2048.65億千瓦時，輸出電量293.9億千瓦時，凈輸入1754.65億千瓦時，占四省市用電量的23.9%。
所以，7月底到8月，即使南方出現持續(xù)高溫悶熱天氣，電廠日耗升至70萬噸，乃至80萬噸，從整體的發(fā)用電趨勢來看，夏季沿海地區(qū)的火電耗煤增速也仍不容樂觀。外來電以及新能源發(fā)電或將持續(xù)增加，沿海部分省份夏季火電發(fā)電增速或將降至-10%左右。加上目前電廠庫存依然較高，電廠還將保持一定數量的進口煤補充，對國內煤炭采購增量有限，難以強勢提振煤炭市場。
筆者預計，7月和8月國內煤炭市場將繼續(xù)保持電廠高庫存、環(huán)渤海港口下錨船低位、煤價中低位運行的態(tài)勢，煤價不會大幅上漲。
長江口區(qū)域庫存處于高位
雖然6月北方港口加速去庫存，但這部分庫存并未被市場消納，而是轉移到了長江口區(qū)域港口。數據顯示，7月19日，長江口區(qū)域主要港口合計庫存為835萬噸，較一周前減少34萬噸，但整體庫存依舊處于歷史高位。
長江口區(qū)域的港口相較于北方港口中小型終端用戶比較多，定價更加市場化，在區(qū)域可售貨源增加的背景下，價格下行風險更高。
今年以來，煤價的支撐因素最主要的就是成本，從鏈條的最上游來看，產地價格居高不下，一方面是由于生產供應受到多因素的影響；另一方面是由于產地終端用戶的壘庫動作帶來的采購需求提前釋放。
但隨著影響煤礦生產供應的因素減少，優(yōu)質產能持續(xù)釋放，供應處于持續(xù)恢復狀態(tài)。而全國重點電廠庫存亦攀升至同比高位，隨著后續(xù)進入去庫存階段，產地價格或逐步回落?？紤]到北方港口和長江口區(qū)域港口存在價格聯動的情況，當北方港口市場成本支撐消失，中小貿易商大量積聚的長江口區(qū)域市場或面臨煤價快速下跌的風險。
進口煤收緊的預期逐步增強
數據顯示，2018年我國累計進口煤炭28123.2萬噸，2019年上半年我國累計進口煤炭15448.6萬噸，同比增長5.8%。若全年保持平控，今年下半年剩余煤炭進口量12674.6萬噸。
2018年年底進口煤平控政策基本定調，當前部分地區(qū)和海關進口煤額度基本告罄，部分地區(qū)進口煤政策嚴格執(zhí)行，部分進口煤大港上半年已經基本用完全年額度，國內貿易商對于下半年進口煤收緊的預期逐步增強，對進口煤的采購越發(fā)謹慎，預計下半年煤炭進口量將同比減少。
綜合來看，區(qū)域供應持續(xù)寬松或導致基本面弱勢局面繼續(xù)，在忽略供應出現“黑天鵝”事件擾動的背景下，現貨市場中長期下行趨勢已經較為明確，而長江口市場由于其區(qū)域性、市場參與群體結構性特點，在本輪大趨勢下行過程中或表現更為疲軟。
