旺季需求疲软，动力煤不旺。

　　本周开始，北方港口动力煤市场进入下行通道。

　　8月初煤炭需求有所增加，但由于高库存和对旺季接近尾声的预期，沿海电厂对北方港口的采购、内陆电厂对坑口的采购力度都不足以支撑一次有效的反弹，电厂基本控制了采购节奏或者说港口价格涨跌节奏，目前处于被动去库存阶段。

　　今日北方港口动力煤市场稳中下行。截至8月6日，沿海六大电厂库存合计1732.35万吨，环比增加3.65万吨，日耗68.51万吨，环比减少0.27万吨，电厂日耗呈持续下降走势，对动力煤采购积极性放缓。目前市场整体处于一个疲软的状态，下游询货不积极，贸易商报价按照指数下浮2-5元/吨，但成交量较低。Q5500大卡煤贸易商报价围绕在590元/吨附近上下浮动，Q5000大卡煤贸易商报价围绕在515元/吨附近上下浮动，预计本周价格将以小幅下跌为主。产地方面，山西晋北地区受北方港口煤价下跌的传导，部分下水煤为主的矿价格小幅下跌5-10元/吨。陕蒙地区煤价涨跌互现，各矿根据自身的产销情况进行调整，价格波动幅度多维持在10元/吨左右。

　　供应量持续增加

　　2016年以来煤炭价格持续上行，其驱动在于2016年煤炭供给侧结构性改革之后，产量出现了显著下滑。随着《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》《2016年能源工作指导意见》《煤炭工业发展“十三五”规划》等文件的推出，煤炭行业去产能工作展开，煤炭产量快速压缩，带动了煤炭价格持续上行。根据《煤炭工业发展“十三五”规划》的要求，化解淘汰过剩落后产能8亿吨/年左右，通过减量置换和优化布局增加先进产能5亿吨/年左右，到2020年煤炭产量为39亿吨。

　　从产量来看，2016年1—12月原煤产量为33.63亿吨，同比2015年下降9.4%，产量下降3.2亿吨，但随着政策从去产能调整为保供稳价之后，煤炭产量逐年回升。2017年原煤产量为34.4亿吨，2018年原煤产量为35.4亿吨，2019年1—6月原煤产量累计同比继续上升2.6%。国内原煤产量稳定增加，对煤炭价格上方形成压力，后期随着榆林等地煤炭限产政策的放松，国内产量将延续上升态势。另从进口来看，国外动力煤的进口意愿持续攀升。数据显示，2019年1—6月原煤进口量为1.545亿吨，累计同比增加5.67%。

　　火电耗煤量下降

　　作为和经济周期走势密切的大宗商品，动力煤受宏观经济的影响较大。从今年的宏观情况来看，国内整体经济增速有所回落。房地产数据显示，1—6月房地产销售面积累计同比增速下降1.8%，远低于2018年同期3.3%的增速。汽车的情况显示，1—6月汽车产量累计同比下降14.2%，连续8个月累计同比增速为负。

　　此外，宏观需求疲弱，造成全社会用电量下滑较为明显。据统计，1—6月全社会用电量累计同比增速为5%，2018年同期为9.43%，其中工业用电量增速为2.9%，2018年同期为7.53%。在总用电量增速下滑的同时，水电的发力造成火电发电量进一步走弱。1—6月水电发电量累计同比增速为11.8%，2018年同期为2.9%，与之对应的是，1—6月火电发电量累计同比增速仅为0.2%，2018年同期为8%。火电增速大幅下滑，造成电厂的耗煤量显著下降。

　　电厂库存高位

　　目前来看，电厂的高库存使得电厂对于港口煤炭的采购热情下降。最新一期沿海六大发电集团煤炭库存量为1765万吨，2018年同期为1540万吨，同比高出224万吨。从港口的情况来看，最新一期长江口煤炭库存为854万吨，2018年同期仅为683万吨，下游库存持续累积。

　　随着华东天气渐渐炎热，近期电厂日耗有所恢复，但当前的日耗恢复并未超越季节性。月度日耗数据显示，2018年7月沿海六大发电集团月度日均耗煤量为77.41万吨，2019年7月为66.69万吨，仍显著低于2018年的水平。在电厂库存无法有效消耗、日耗回升又较为有限的情况下，电厂对于煤炭采购的积极性回升仍待观察。

　　从历年情况看，进入七八月，火电与水电需求均达到当年高峰水平。今年降雨量偏多，6月水电发电量增长明显，预计七八月水电发电量进一步增加，迎来峰值，一定程度上替代火电需求。往年，受到电厂提前备库存影响，动力煤价格一般在五六月出现上涨行情。7月中旬，六大发电集团沿海电厂煤炭库存维持在1600万吨附近绝对高位，由于今年电厂库存可用天数维持历史高位水平，可较大程度保障高峰期需求，后期补库存预期减弱，压制需求。

　　总体来看，后期煤炭先进产能释放有望继续加快，稳定煤炭市场供应预期，保障夏季旺季需求，下游电厂库存维持近年来高位水平，压制补库存需求，动力煤市场呈现旺季不旺特征，维持弱势。

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