動力煤現(xiàn)貨市場在供需雙弱的情況下已經(jīng)沉寂月余，港口現(xiàn)貨價格波動大幅縮小。后期隨著天氣和進口政策不確定性逐漸降低，動力煤價格或走向需求偏弱主導的下行趨勢。

坑口價格相對強勢

2019年1—4 月動力煤產(chǎn)量大的省份依次為內(nèi)蒙古、山西省、陜西省。其中內(nèi)蒙古累計原煤產(chǎn)量31434.1萬噸，占全國累計產(chǎn)量的28.33%，同比增長6.5%；山西累計原煤產(chǎn)量29729萬噸，占全國累計產(chǎn)量的26.79%，同比增長8.6%；陜西累計原煤產(chǎn)量15611.6萬噸，占全國累計產(chǎn)量的14.07%，同比下降14%。三省區(qū)前4月生產(chǎn)原煤76774.7萬噸，占全國原煤產(chǎn)量的69.19%。陜西煤炭生產(chǎn)受礦難影響，同比大幅下降；山西、內(nèi)蒙古同比溫和增長，4月增幅速加快。整體上，產(chǎn)地安全檢查嚴格、煤管票緊張，產(chǎn)能釋放相對平緩；陜西煤管尤其緊張。相應(yīng)地，產(chǎn)區(qū)庫存持續(xù)處于較低態(tài)勢，坑口價格相對港口強勢。

國家統(tǒng)計局5月15日發(fā)布的消息顯示，4月全國絕對發(fā)電量5440 億千瓦時，同比增長3.8%。其中，全國火力絕對發(fā)電量3886 億千瓦時，同比下降0.2%；水力絕對發(fā)電量829億千瓦時，同比增長18.2%；核電絕對發(fā)電量278億千瓦時，同比增長28.8%。1—4月全國絕對發(fā)電量22198億千瓦時，同比增長4.1%。其中，全國火力絕對發(fā)電量16554億千瓦時，同比增長1.4%；水力絕對發(fā)電量2987億千瓦時，同比增長13.7%；核電絕對發(fā)電量1048億千瓦時，同比增長26.8%。全國火電發(fā)電量占比繼續(xù)下滑。

煤炭運費、電網(wǎng)將國內(nèi)煤電市場分割為區(qū)域煤、區(qū)域電。而其中的發(fā)電結(jié)構(gòu)變化，對港口動力煤市場更重要，尤其是核電的變化。

隨著防治污染攻堅戰(zhàn)的深入，我國清潔能源占比將逐漸提升。水電、風電、太陽能等清潔能源面臨自然條件的制約較強，高效安全利用核能是提高我國清潔能源的有效手段。自2018年開始，廣東、江蘇、浙江、山東等沿海省份核電機組投運量逐漸增大，其中，廣東、江蘇、浙江三省核電累計值與火電累計值的比值已經(jīng)從14%上升到20%。受此影響，沿海六大電廠日耗均值重心繼續(xù)上移壓力較大。

旺季需求或低于預(yù)期

產(chǎn)區(qū)與沿海消費地區(qū)的供需差異，造成了持續(xù)性的價格倒掛，自陜西礦難以來持續(xù)至今。同時，庫存結(jié)構(gòu)亦發(fā)生較大變化，庫存從上游為主轉(zhuǎn)變?yōu)楦劭?、下游為主?/p>

當前，各個主要海關(guān)煤炭進口通關(guān)仍然緩慢。但近期受人民幣貶值、印尼齋月影響，進口煤炭優(yōu)勢減弱。后期進口通關(guān)仍是影響動力煤價格的變量。

后期價格的另外一個重要變量是天氣。由于水電在夏季占比較高，天氣一直是影響動力煤夏季價格的重要因素。盡管從厄爾尼諾指數(shù)ONI看，后期發(fā)生厄爾尼諾的概率較高，但相對于兩周天氣預(yù)報來說，該指數(shù)誤差較大。同時，降雨的具體區(qū)域，西南或者東部，對動力煤價格的指示意義截然不同。從博弈的角度看，當前，押注旺季需求超預(yù)期或者低于預(yù)期，均是劣勢策略。

然而，剔除進口通關(guān)、天氣兩項不確定性因素，從當前的庫存結(jié)構(gòu)、沿海煤消費結(jié)構(gòu)變化等中期因素看，中期動力煤下行的可能性更大。