近期，在港口动力煤现货价跌破大型煤企的月度长协价后，市场煤销售回暖，价格表现出抗跌性，配合产地煤矿安全生产综合督查工作和大秦线秋季检修的启动，动力煤期货主力合约价格连续反弹，日K线向上触及布林通道上轨。预计短期内动力煤市场供需紧平衡，煤价维持坚挺。然而，动力煤需求难以与供给形成共振，煤价反弹得越高，遇到的阻力也将越大。

　　保供能力大增

　　在超额完成8亿吨去产能任务目标的背景下，煤炭行业的供给侧结构性改革已经全面转入结构性去产能、系统性优产能的新阶段。加快煤炭产能置换、增加先进煤炭产能、扩大优质增量供给的工作，在2018年初见成效。国家能源局统计2018年年底全国生产煤矿产能较2017年年底增加了约2亿~35.3亿吨，在建产能维持在10.3亿吨的高位。

　　今年，国家能源局和国家发改委进一步加快核准批复已承担产能置换任务、具备安全条件的优质产能项目。据不完全统计，目前累计核准批复了至少1.6亿吨的新建煤矿产能项目。由此来看，2019年全国生产及在建的煤矿产能大概率继续增加。

　　除了产能稳步增加外，今年我国原煤产量也实现正增长。虽然年初陕西神木矿难事故曾导致陕西和内蒙古部分煤矿停产，但从5月开始，全国原煤产量明显增加。今年5月、6月、7月，我国单月原煤产量连续3个月超过3亿吨，为2015年之后较为罕见的现象。截至7月底，我国累计生产原煤20.89亿吨，创2016年同期以来的新高，累计同比增幅为4.3%。从8月重点煤矿的生产情况来推测，8月全国原煤产量有望继续增长。

　　不过，受国庆假期综合因素制约，9~10月原煤产量环比可能出现下滑，这正是短期内支撑动力煤价格止跌企稳的重要因素。一方面，国家煤矿安监局8月7日下发通知称，8月下旬至9月底开展煤矿安全生产综合督查，以优异的成绩迎接新中国成立70周年。另一方面，环保督察工作已经在三西地区（山西、陕西和内蒙古西部）展开，高压态势预计将持续至国庆假期结束后。

　　虽然10月上旬之前动力煤市场供给端的利多题材相对丰富，容易刺激市场看涨情绪，但是根据季节性规律，每年11~12月的原煤产量一般都是一年当中最高的，在当前国内先进煤矿产能稳步增加的情况下，今年11~12月的原煤产量增长可期。因此，对于动力煤期货1911和2001合约来说，供给压力还是比较大的。

　　外运能力提升

　　基于我国煤炭主产区与主销区分布不均衡的特点，煤炭运输能力和运输成本一直是影响下游煤价波动的重要因素。煤炭行业实施供给侧结构性改革之后，全国煤炭产能愈发向三西地区集中，煤炭调运量更加庞大，煤炭外运能力对于煤价的影响也更为重要。近年来，根据打赢蓝天保卫战三年行动计划的总体要求，煤炭运输“公转铁”加速推进，铁路运输在我国煤炭运输总量中的占比越来越大，这对铁路煤炭运输能力提出更高的要求。

　　我国的煤炭运输方式一般以铁水联运为主，公路运输为辅。“西煤东运”的铁路运输通道相对多一些，主要是从山西发起、运往环渤海港口，陕西和内蒙古的煤炭铁路外运能力相对不足，对公路运输的依赖更大；但“北煤南运”的铁路直达能力不足，主要依靠海运，从环渤海港口发往南方港口，这对很多南方内陆电厂来说并不“友好”，煤炭短倒成本较高，而且间接增加了“西煤东运”运输通道的负担，容易暴露运力不足的风险。

　　好在我国煤炭铁路运输通道持续扩能，南北向铁路直达能力实现重大突破，东西向铁路通道能力不断提升，对于增大三西地区煤炭外运能力、降低动力煤综合成本意义非凡。今年10月1日，浩吉铁路（曾用名蒙华铁路）将全线建成开通，首年开通增运目标4000万吨，2020年至少达到6000万吨，之后将迅速达到1亿吨以上规模。这是我国目前最长运煤专线和“北煤南运”新的战略大通道，线路全长1837公里，规划设计输送能力为2亿吨/年，北起内蒙古浩勒报吉站，经陕西省、山西省、河南省、湖北省、湖南省，终点到达江西省吉安市。此外，浩吉铁路的重要支线——靖神铁路也将于9月30日开通，便于陕北地区优质煤炭资源东出南下。

　　《煤炭工业发展“十三五”规划》预计，“十三五”期间煤炭铁路运力总体宽松，到2020年全国煤炭铁路运输总需求约26亿~28亿吨。考虑到铁路、港口及生产、消费等环节的不均衡性，需要铁路运力30亿~33亿吨。铁路规划煤炭运力36亿吨，可以满足“北煤南运、西煤东调”的煤炭运输需求。受益于外运能力的提升，动力煤港口价格与坑口价格之间的联动性将更加紧密，因运输瓶颈导致港口煤价格强于产地的现象将减少。

　　因此，当国庆假期结束后动力煤产量恢复快速增长之际，运输能力的提升和运输成本的下降也将成为利空动力煤期货1911和2001等远月合约价格的共振因素。

　　需求增速放缓

　　在刚刚结束的夏季用煤高峰期，由于总体上降雨天气持续更长，而高温天气持续时间相对往年偏短，所以这一方面拉高了非化石能源发电量增速，另一方面拉低了全社会用电量增速，导致动力煤价格在旺季反而弱势运行。

　　7月我国全社会用电量当月同比仅增长2.7%，增速同比下降4.1个百分点。据国家电网有限公司电力供需研究实验室测算，7月全国降温电量同比减少9.5%，降幅同比扩大，占全社会用电量的比重有所降低；气温因素拉低全社会用电量增长1.6个百分点，经济因素拉动全社会用电量增长4.3个百分点。

　　7月全国发电量同比增长0.6%，增速同比下降5.1个百分点。其中，火力发电量同比下滑1.6%，水力发电量同比增长6.3%，核能发电量同比增长18.2%，风力发电量同比下滑10.8%，太阳能发电量同比增长13.2%。

　　进入9月，我国大部分地区的气温明显回落，35摄氏度以上的高温天气仅局限在少数地区，持续时间也不会很长。随着气温回落，在下一个冬季用煤高峰期到来之前，火电厂的日均耗煤量将显著回落。

　　即便不考虑季节性规律和天气因素，今年我国动力煤需求增速放缓也是不争的事实。今年，全球及中国经济下行压力进一步加大，尤其是制造业增速下滑明显，对能源需求来说负面影响更大。同时，我国能源消费结构加速调整，非化石能源消费占比稳步提升。

　　国家能源局的统计数据显示，今年1~7月，我国全社会用电量累计同比增速仅4.62%，较去年同期回落4.37个百分点。其中，工业用电量累计同比增速低至2.6%，较去年同期回落4.4个百分点，而且工业用电量增速低于全社会用电量增速的现象从我国经济下行压力增大以来已经持续了较长一段时间。

　　2018年，煤炭在我国能源消费总量中的占比降至59%，距离能源发展“十三五”规划要求的58%，已经相去不远。2011年以来，火电在全国总发电量中的比重一直在降，根据今年前7个月的发电量数据计算，火电在全国总发电量中的占比已经降至72%。今年1~7月，全国火力发电量同比几乎没有增长，而水力发电量累计同比增长10.7%，核能发电量累计同比增长22.2%，风力发电量累计同比增长5.1%，太阳能发电量累计同比增长12.1%。

　　因此，尽管供给端的扰动可能短暂推高动力煤价格，但是动力煤需求增速放缓的事实会导致下游需求弹性增大，高价难以向下游传导，这反而成为抑制需求的理由。

　　去库存难度较大

　　经过7~8月的消耗，沿海地区电厂的动力煤库存环比有所下降，恰逢市场煤价格偏低，部分电厂淡季补库，推动沿海煤炭运价回升，这也成为市场看涨短期煤价的理由之一。近期，环渤海港口的煤炭库存降幅有所加快，验证了下游采购的回暖。截至9月5日，秦皇岛港煤炭库存降至571万吨，基本回到7月初迎峰度夏启动时候的水平。此外，今年大秦线秋季检修提前至9月15日~10月9日，相比往年秋季检修来说，启动时间提前了15天，持续时间增加了5天左右。预计9~10月，环渤海港口动力煤现货供需出现紧平衡的概率较大。

　　不过，与往年同期相比，下游电厂的动力煤库存仍然处于相对高位，而中长期动力煤需求又难言乐观，动力煤去库难度依然较大，补库行为很难长时间维持，一旦补库结束，动力煤价格恐将承压回落。

　　截至2019年9月5日，沿海地区主要发电集团煤炭库存量由7月初的1800万吨以上降至1631万吨，库存可用天数由30天左右降至24天左右。这样的库存状态与2018年同期大致持平，但普遍高于2017年及之前的库存水平。

　　综上所述，当前我国动力煤市场中长期的基本面格局依然是煤炭消费增速放缓、优质煤炭增量供给扩大，叠加煤炭外运能力的显著提升，煤炭供给能力将更有保障。因此，动力煤价格下跌将是主要趋势。短期内的安全、环保督察提振市场看涨情绪，但供给端的利好题材“独木难支”，预计动力煤价格反弹幅度较为有限，尤其是淡季补库行为结束后，将是逢高沽空期货远月合约的机会。