动力煤短期来看盘面在580-615区间运行 旺季动力煤价格为何上行动力不足？

操作上，现货面临高库、弱需求及国家保供压力，而下方则有发运倒挂及需求转入旺季形成支撑，短期来看盘面在580-615区间运行，关注旺季到来对日耗的拉动作用。

现货方面，7月19日CCI指数5500大卡593元/吨(-1)，5000大卡511元/吨(-1)。坑口市场整体稳中趋弱：陕西榆林地区目前下游需求没有增加，周边地区焦化洗煤厂限量采购，降价后拉煤车仍较少，矿上库存积压，价格持续下跌。内蒙鄂尔多斯地区少数煤矿价格回落5-10元/吨。山西晋北地区由于整体市场处于下行趋势、终端及煤厂采购积极性不高，多数煤矿在环保检查制约下，维持产销平衡，暂时保持观望态度，煤价暂时稳定运行。

港口方面，成本支撑之下，贸易商挺价心态较强，加上高温天气来临，日耗有提升预期，前整体市场气氛较前几日略有好转，港口现货价跌幅收窄。(CV5500)主流报价590-595元，(CV5000)主流报价510-515元附近。

进口煤方面，进口煤市场冷清，电厂压价较低，市场成交稀少，外矿报价还有走弱，印尼(CV3800)小船型报价FOB35美金，澳煤外盘报价太高，且运费大涨，国内接货的意愿不强。

库存方面，近期港口调入稳定，而下游因需求弱出货情况较差，7月19日北方四港区总库存2307.3万吨，周环比上涨173.5万吨，其中，秦皇岛港场存624.5万吨;曹妃甸港场存841.2万吨;京唐港场存629.6万吨;黄骅港场存212万吨。

需求方面，7月19日沿海六大电库存1782.1万吨，日耗65.1万吨，存煤可用天数27.4天，出梅后中江中下游地区普遍迎来高温天气，日耗水平有较明显提振。

旺季动力煤价格为何上行动力不足？

虽正值传统动力煤需求旺季，但近期动力煤市场整体呈下行态势，上行动力不足，与往年同期相比，处于低位运行。以秦皇岛Q5500大卡动力煤为例，目前主流贸易商报价在590-595元/吨，较去年同期665-675元/吨相比，下降80元/吨左右，降幅近12%。

供应端处于相对宽松状态

近期中转港口与下游电厂库存均维持在高位。中转港口以秦皇岛为例，进入7月份以来，随着产地运费下降，发运积极性提高，但下游终端需求始终低迷，秦皇岛库存整体呈上升态势，截至7月18日，秦皇岛库存达616万吨，较月初538.5万吨增加77.5万吨。而随着秦皇岛港库存的增加，优质煤总量上升，供应增加，动力煤价格进一步下行。

需求端也处于低迷状态

第一，沿海六大电厂库存维持在高位。自7月2日库存突破1800万吨以来，7月16日首次跌下1800万吨，截至7月18日，库存1776.2万吨，但日耗仍在60万吨左右徘徊，可用天数28.4天。沿海六大电厂主动去库存意识强化，日耗以消化库存为主，对市场煤需求低，压制下游购买热情。

第二，进入七月份以来，受水泥等行业错峰生产影响，高耗能行业用电量下降，电厂耗煤量随之下降;同时还有部分地区为加强环保治理，限制煤作为燃料或原料的使用，一定程度上削弱了动力煤需求。

第三，清洁能源发电对火力发电的替代作用进一步增强。国家统计局日前发布的数据显示，2019年6月份全国绝对发电量5834亿千瓦时，同比增长2.8%。其中，全国火力绝对发电量4052亿千瓦时，同比增长0.1%;水力绝对发电量1136亿千瓦时，同比增长6.9%;核能发电量280亿千瓦时，同比增长17.8%;风力绝对发电量263亿千瓦时，同比增长11.9%;太阳能绝对发电量103亿千瓦时，同比增长7.4%。2019年1-6月份全国绝对发电量33673亿千瓦时，同比增长3.3%，增速较一季度放缓0.9个百分点。其中，全国火力绝对发电量24487亿千瓦时，同比增长0.2%;水力绝对发电量5138亿千瓦时，同比增长11.8%;核能发电量1600亿千瓦时，同比增长23.1%;风力绝对发电量1879亿千瓦时，同比增长6.6%;太阳能绝对发电量568亿千瓦时，同比增长11.2%。另根据中电联发布的1~5月电力工业运行简况，前5月水电工程投资完成255亿元，同比增长33.8%;而火电工程投资仅为161亿元，同比下降26.6%。数据显示，火力绝对发电量增长速度远低于其他清洁能源发电增长速度，同时水电工程远高于火电投资，火力发电作用减弱，挤压电煤需求。

目前，港口与下游电厂库存处于高位，需求暂时未见有明显提升，预计后期动力煤市场或将弱稳运行。