迎峰度夏即将过去，动力煤消费将进一步转弱，而产量增速却维持高位水平，9、10月是传统的消费淡季，煤价将继续承压。
图为我国原煤产量变化（单位：万吨）
当前，动力煤库存高企，日耗低迷，价格更是一路走低，截至8月中旬，港口动力煤Q5500报价570元/吨左右，基差呈现平水状态已经一月有余，这也反映了动力煤现货市场疲软的状态。
供应收缩被证伪产量大增超预期
8月14日煤炭运销协会公布的数据显示，7月我国原煤产量3.22亿吨，同比增幅12.2%，创出2013年以来的新高。1—7月原煤产量累计20.86亿吨，同比增幅4.3%。前五个月，陕西地区煤炭减产幅度超过10%，但内蒙古和山西产量增幅更大，完全弥补了陕西地区的减产。自6月开始，陕西地区复产加速，三西地区煤炭产量全面增长。从前几个月煤炭产量增速可以看出，近两年来，我国鼓励先进产能投产取得了显著成效，极大地保证了我国煤炭的供应。
从供应端分析，如果不出现大规模限产，则煤炭产量将继续保持较高的增速，因为可观的利润是煤矿增产的唯一驱动力。2019年全年煤炭产量将呈现前低后高的趋势，随后的5个月煤炭产量增速有望进一步提升。后期需要关注的风险因素有：一是突发性矿难事故导致的停产，此为不可预估性影响；二是环保安检加码，当前环保安检已常态化，对于生产的影响很小，但要谨防强污染天气引发的环保限产加码。
进口平控为主关注结构性错配
煤炭进口政策一直是国家调控煤炭供应、维稳煤价的重要手段。今年2月澳煤进口突然收紧，使得2月动力煤进口量大幅下降，3—6月进口量逐渐回升并加速。根据海关总署的数据，今年上半年广义动力煤进口量累计6516万吨，同比增加71万吨，增幅1.1%。
图为动力煤进口量走势（单位：万吨）
今年煤炭进口政策大概率以平控为主，即进口量不超过去年，或有小幅下降。因此，2019年全年煤炭进口总量较为平稳，但需警惕结构性错配，若三季度进口量保持较大增幅，将导致处于煤炭消费旺季的四季度进口配额较少，有可能引发结构性错配行情。
消费持续低迷天气亦不给力
图为全社会用电量统计（单位：亿千瓦时）
今年以来，我国经济增速下行压力较大，工业制造业表现低迷，全社会用电量明显低于去年同期，今年1—6月全社会用电量累计33980亿千瓦时，同比增速5%，低于去年同期增速4.43个百分点。7、8月是季节性用电高峰，但今年7月严厉的环保限产政策抑制了工业企业的开工率，并且今夏高温天气较少，降雨量丰富，导致电厂日耗低迷。
图为六大电厂煤炭日耗（单位：万吨）
据统计，今年7、8月六大电厂日均耗煤量超过80万吨的天数只有4天，最高日耗81.7万吨，而去年同期日耗超过80万吨的天数是22天，最高日耗为84.33万吨。正可谓“屋漏偏逢连夜雨”，工业消费低迷的同时，天气也不给力，预计7、8月社会用电量数据仍将疲软。
去煤化政策显效新能源逐渐替代
图为我国火电占比走势（单位：%）
国家统计局发布的数据显示，今年1—7月，火力发电量29089亿千瓦时，同比增速0.1%，低于去年同期增速7.2个百分点；水力发电6514亿千瓦时，同比增速10.7%，高于去年同期7.2个百分点，今年降雨量持续丰富，水力发电增速迅猛；核电累计1913亿千瓦时，同比增速22.2%，高于去年同期增速9.3个百分点。1—6月，风力发电累计2145亿千瓦时，同比增速11.5%，低于去年同期。可以看出，新能源发电增速迅猛，对于火电的替代作用日益显现。截至7月，今年火力发电占总发电量的72.18%，明显低于去年同期的74.16%。从2016年下半年开始，火电占比逐年下降，特别是今年占比降幅较大。当然，火电依然占据发电总量的大头，并且长时间不会改变，但是新能源替代正在逐渐发挥作用。
高库存呈现常态化利于稳定价格
高供给弱需求必然导致库存高企难下。电厂煤炭库存经过5、6月的补库后，7月以来持续去库存，截至8月15日，六大电厂煤炭库存1654.78万吨，同比增幅10.2%；港口库存7月以来持续攀升，截至8月15日，秦皇岛、曹妃甸、京唐港库存累计1422.9万吨，同比增幅6.2%。
图为我国港口库存变化（单位：万吨）
即使在迎峰度夏的旺季，港口库存和电厂库存的总和依然维持在近几年来的高位水平。高库存处于常态化，能明显抑制价格的上涨。
综上所述，短期来看，由于台风影响港口作业，动力煤价格有所反弹，而一旦台风影响过去，价格将继续下行，把握反弹沽空机会。中期来看，采暖季消费有望提振动力煤价格走强，届时进口限制也可能是扰动因素，预计动力煤价格难以超越年内高点。全年供应略宽松的格局决定了动力煤价格将呈现季节性波动。长期来看，煤炭行业供给侧改革影响逐渐淡化，先进产能的投产保证了煤炭的充足供应，且去煤化政策导向决定了煤炭消费趋于减少，煤炭价格重心也将逐渐下移。
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