冬储时点将影响动力煤价格走势节奏

展望四季度，电力需求难见起色及其供应比较充裕的局面依旧抑制动力煤价格，不过市场仍存在阶段性的冬储补库行情。电厂冬储时点将影响动力煤价格走势节奏。

  需求端亮点难觅

  二季度以来，动力煤期现货价格调整重心有所下移。1—8月，全社会用电量增长速度逐步下降，第二、第三产业的电力需求增速速度均出现显著下降。尽管zui近M1增长速度开始低位反弹，但依旧在低位盘整，下半年很难对实体经济产生显著的推动。尤其是在“房住不炒”的政策调控下，房地产投资及开工建设增长速度的下行压力逐步显现，对第二产业电力需求也将产生抑制。另外，2019年水电对火电的替代非常明显。尽管三季度由于水电厂泄洪等因素抑制了水电出力的幅度，但随着zui近主要水电厂流量和水位的恢复，四季度水电出力仍有希望逐步恢复。

  2019年沿海电厂每日消耗总体下下滑幅度度依旧超过全国水平。一方面，三西地区用电量同比尽管有所下降，但依旧维持着较迅速增长速度。而东南沿海、沿江省份的电力需求下行则非常明显。另一方面，西北主要省份输出电量高速增长对于煤炭净调入省份的需求产生了一定冲击。另外，2019年核电装机容量增长幅度尽管大幅放慢，但已投运的核电机组仍然对火电起到显著的替代作用，江苏、浙江、福建、广东、广西等东南沿海省份的核电发电量在其总体发电量中的占比已经从2016年的12%左右上升到16%以上。

  供应总体充足

  5月以来，全国原煤产量明显释放，截至8月原煤产量累计同比增加5.26%。尽管其中存在表外产量转表内的问题，但以全国73个港口和下游重点电厂的合计库存来看，二、三季度动力煤库存较2018年同期的增量也基本稳定在2000万—3000万吨。这说明随着合规产能的逐步释放，严格控制超产等因素造成的供应缺口已经基本被弥补，煤炭供应仍处于比较充裕的水平。

  尽管中下游库存高位现象延续，但库存结构上有一定的分化。一方面，通过季节性旺季的消耗，沿海六大电厂的库存绝对水平已经下降到与去年同期接近的水平。另一方面，港口库存虽总体偏高，但长江口库存已经大幅降至去年同期水平，环渤港口口库存也有显著下降。而华东港口库存仍有上升，华南港口库存则大幅高于去年同期。这意味着华南地区的需求比较疲弱，同时进口煤到港量很大。全局来看，由于下游电厂库存去化，其在“迎峰度冬”前仍存在冬储补库需求。

  弱势振荡难改

  在煤价重心下移的情况下，电厂补库节奏将更加谨慎。过去两年，大型煤企月度长协价往往能对港口现货价格起到显著的支撑，但今年以来，现货价格多数时段位于月度和年度长协价之间。仅有在现货价格与月度长协相比有价格优势的情况下，电厂才会增加现货采购力度。而由于当前现货价格与月度长协比较接近，下游短期还很难产生冬储意愿，煤价仍有下降压力。我们认为相比较1911月合约，2001月合约更有可能成为冬储合约，预期2001合约主要在550—590元/吨区间运转。

（文章来源：期货日报）