动力煤价格波动区间将继续收窄 环渤海动力煤价报收578元/吨 环比下行1元/吨

6月中旬以来，电煤消费有启动迹象，沿海六大电厂日耗由月初的55万吨回升至66万吨。动力煤期货价格也一改前期颓势，从570元/吨的低位反弹，一路上行，并一度突破610元/吨。但近期受南方大面积降雨影响，民用电需求受到抑制，电厂日耗回升受阻，在60万—70万吨之间徘徊。

当前市场已经到了变盘临界点，变数来自两点：一是消费端，传统旺季动力煤需求增加的证实与证伪;二是供给侧，“三西”主产地产能释放的加速或趋缓。

从消费端来讲，6月中旬至8月中旬是传统高温季节，电煤需求旺盛，当前动力煤期货价格的反弹行情，正是市场押注动力煤在高温季节将有一波需求高峰。但是从目前的数据来看，电煤的消费需求转弱。

数据显示，2019年1—4月，电力行业耗煤7.3亿吨，同比仅增长0.7%，而2017年、2018年电煤消费分别增长5.4%、6.6%。当前，北方港口库存有所去化，但这更多的是贸易商因成本倒挂控制发运量，北方港口被动去库。下水煤量并未出现消费增量，而是累积在靠近终端的江内港口库存。当前长江口已累库至808万吨，较2018年同期高100万吨，南方接卸港和华东港口库存已煤满为患。电厂库存同样高位，比2018年所谓的“高库存”有过之而无不及。截至6月21日，沿海六大电厂库存1780万吨，较去年同期高400万吨，库存可用天数27天，较去年同期增加6天;国内重点电厂库存8689万吨，较去年同期高389万吨，库存可用天数25天，较去年同期增加21天。这意味着电煤消费不及预期。

同时，今年厄尔尼诺现象再现，南方降水丰沛，水电增发挤占火电份额不可避免，且今年核电发电量异军突起，维持高增长，这均对火电消费形成压制。

从供给端分析，矿难影响逐渐散去，虽然产量和运量依然受到环保、安检、煤管票、汽运发送等因素限制，但在保供稳价的形势下，煤炭生产将趋于正常，前期停产煤矿将有序复工。短期来看，消费端将引领二、三季度煤价走势。

笔者认为，后期煤炭价格向上向下的空间都将有限。受宏观经济数据低位摆动和能源消费转向清洁低碳政策的制约，电煤消费趋缓，煤价上方存在“天花板”;而若煤价掉头向下，生产和运输成本将是煤价坚固的“钻石底”，加之安检和环保是重中之重，在煤价跌破矿方心理价位时，相信会有更多政策出台刺激煤价回到合理区间。

总之，虽然当前正处于动力煤传统消费旺季，但煤价波动区间将继续收窄。

环渤海动力煤价报收578元/吨 环比下行1元/吨

从环渤海六个港口交易价格的采集计算结果看，本报告期，24个规格品中， 价格下降的规格品数量有5个，价格持平的规格品数量有19个。

本期，环渤海地区价格方向逐渐明朗，除上期提到的库存下移制约下游采购积极性、港口铁路降费让利消费终端外，以下几点也是促使本期综合价格下行的原因：

一、倒挂倒逼产地市场，销售端开启下行通道。产地市场供给偏紧局面缓解，发运到港价格倒挂，倒逼产地市场销售价格下行。同时据测算，大型煤企年度长协价格已基本确定下调，月度长协价格也大概率下调，销售端开启下行通道引领现货价格向下回归。

二、电厂“低耗高存”，需求短期难有放量。尽管东南沿海煤炭消费地逐渐转入夏季模式，但沿海电厂却进入“低耗高存”状态，秦皇岛煤炭网数据显示，六大电力集团沿海主要电厂日耗低于去年同期近20万吨，库存较去年同期高500万吨左右，截止5月29日，存煤可用天数向上突破30天，高库存制约电厂采购热情。同时水电、核电及太阳能等清洁能源也将进入快速增长期，后续电煤短期难有放量，使得买方议价权大幅提升。

三、动力煤远期合约连续下挫，悲观情绪扩散。动力煤主力09合约出现连续5个交易日收于阴线，底部下探至580元/吨，市场悲观情绪有扩大迹象，促使现货市场压价采购意愿加强，交易价格继续向下承压。

沿海航运市场方面，秦皇岛海运煤炭交易市场发布的海运煤炭运价指数(OCFI)显示，本报告期(2019年5月22日至2019年5月28日)，国内海上煤炭运价指数呈下行走势。2019年5月28日运价指数收于864.73点，与5月21日相比，下降76.45点，跌幅为8.12%。

具体到部分主要船型和航线，2019年5月28日与2019年5月21日相比，秦皇岛至广州航线5-6万吨船舶的煤炭平均运价下行0.9元/吨至40.7元/吨;秦皇岛至上海航线4-5万吨船舶的煤炭平均运价下行5.1元/吨至30.5元/吨;秦皇岛至江阴航线4-5万吨船舶的煤炭平均运价下行6.9元/吨至32.4元/吨。