煤价能否跌破600元

目前，虽然正处迎峰度夏时节，但由于中转地港口以及沿海主要电厂整体库存偏高，电煤采购积极性并不强，国内动力煤价格继续下行，且跌幅有所扩大。

港口方面看，近期，北方港口堆存的大量蒙煤接连受到大雨、暴晒影响，加之其高挥发的特性，自燃现象频繁发生。蒙煤大范围自燃现象的发生再次加快了港口贸易商低价甩货的速度，导致近期持续走低的煤价再度重挫下行。现货5500大卡北方港动力煤平仓价已降至630-640元/吨，仍有价无市，目前逼近“600元/吨”整数大关。

产地方面看，三西地区煤炭价格依旧处于小幅回落的迹象。陕西地区在产煤矿近期销售一般，部分煤矿基本处于消库存的状态。内蒙古鄂尔多斯地区受港口价格回落影响，贸易商寻货减少，煤矿已好久未出现拉煤车排队现象。山西晋北地区煤矿销售整体良好，价格暂时稳定运行。

电厂方面看，近日，沿海六大电厂日耗再次站回80万吨，且后续10天高温日数将有4～6天，部分地区可达7～9天，耗煤量或延续高位，不过目前电厂库存相对充足，加之水电发力较强，短期内其采购积极性暂难大幅提升。26日数据显示，六大电厂整体库存1485.5万吨；日耗80.86万吨；存煤可用天数18.37天。

煤市旺季不旺原因分析

一、煤价处于相对高位

尽管当前煤价与前期煤价相比有所下跌，但较国家的500-570元/吨的绿色区间仍存在较大差距，且2017年煤价从6月初开始持续上涨88元/吨后，才达到645元/吨，仍低于当前煤价11元/吨。因此价格的阴跌完全可以定位为：高位震荡回落。

二、政策保供成效可见

1.电煤中长期合同有效稳定供求关系。煤、电双方的长协合同在签订量、定价机制、合同期限方面均有明确规定：年度合同量在30万吨以上，以535元为基准价格+浮动价格定价，合同期在一年以上。2018年煤价整体高位运行，年度长协、月度长协明显低于市场煤价格，较大的价差使得长协“稳价器”、“压仓石”的作用凸显。夏季煤炭会议上签署的三年以上的中长期合同，作为年度长期合同的升级版将更加有利于减少煤炭供需的波动，有效稳定煤炭市场。

2.平价煤适时补充市场。为了遏制5月份煤价的持续、快速反弹，保障沿海市场电煤供应，多家重点地方煤炭企业主动承担社会责任，积极组织远低于市场价的平价煤投放市场。6六月份开始，在路港协同护航下，近300万吨平价煤陆续抵达港口，短时补充作用明显，有效地冲击了高价市场。

3.进口煤放量。据悉，从6月份开始相关部门放松了对进口煤的限制，通关时间缩短，进口煤增量明显。海关数据显示，6月我国进口煤及褐煤2546.7万吨，同比增长17.9%；上半年，我国累计进口煤及褐煤14618.7万吨，同比增长9.9%，增速比1-5月扩大了1.6个百分点。

三、电煤市场供需宽松

1.原煤产量增长。主产地在环保督查“回头看”及安全大检查的重压之下，今年的原煤产量却仍保持恢复性增长。统计局数据显示，6月份我国原煤产量3.1亿吨，同比增长10.6%；1-6月份，全国原煤产量16.97亿吨，同比增长3.9%。

2.中、下游库存充裕。北方下水港、东南沿海接卸港、沿江港口及电厂库存在5-7月份均呈连续上涨走势，且较去年同期水平偏高明显，电煤供应链条库存充裕。据秦皇岛煤炭网数据显示，环渤海（秦、唐、沧）港口存煤增长明显5月份日均存煤1930.5万吨；6月份日均存煤2033万吨，环比涨102.5万吨；7月1-22日日均存煤2269.8万吨，环比涨236.8万吨，同比涨630.4万吨，同比涨幅高达38.5%。同时，沿海六大电厂库存高企。5月日均1295.6万吨；6月日均1352.3万吨，环比涨66.7万吨；7月1-24日日均1519.8万吨，环比涨167.5万吨，同比涨236.4万吨，同比涨幅高达18.4%。

3.下游需求不及预期。5月份，工业用电需求旺盛、气温偏高，火电同比增长10.3%。市场各方对今年煤炭需求产生较高预期。但进入6月份后，全国平均气温较往年同期仅偏高0.8℃，而水电及新能源发电替代作用增强，火电同比增长6.3%，增速较5月回落4个百分点。从电厂日耗数据上看，5月六大电日均耗煤72.2万吨，同比增长11.5万吨；6月日均耗煤较5月有所回落，6、7月同比涨幅较5月明显收窄，市场各方预期的高需并未出现。跌破600元/吨？

供应端方面来看，目前主产地三西地区符合环保要求的煤矿均在正常生产之中，煤炭产量增加将是大趋势，而中转地北方港口在铁路运力不断增加的情况下，库存总量继续向上攀升，有效地保障了夏季煤炭供应。需求方面来看，受南方降雨天气的影响，沿海电厂日耗回升幅度有限，且存煤总量攀升至近些年高位，抑制了下游的电煤采购需求。在供需环境相对宽松的背景下，预计短期内动力煤仍有下行空间，秦皇岛港5500大卡煤或将很快向下突破600元/吨。