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动力煤仍有回落压力


     展望四季度,电力需求难见起色以及供给较为充裕的格局依然压制动力煤价格,不过市场仍存在阶段性的冬储补库行情。电厂冬储时点将影响动力煤价格走势节奏。


  需求端亮点难觅


  二季度以来,动力煤期现货价格波动重心有所下移。1—8月,全社会用电量增速逐渐回落,第二、第三产业的电力需求增速均出现明显下滑。虽然近期M1增速开始触底反弹,但依然在低位徘徊,下半年难以对实体经济产生明显的推动。尤其是在“房住不炒”的政策调控下,房地产投资及开工建设增速的下行压力逐渐显现,对第二产业电力需求也将形成压制。此外,2019年水电对火电的替代非常明显。虽然三季度由于水电站泄洪等因素压制了水电出力的幅度,但随着近期主要水电站流量和水位的恢复,四季度水电出力仍有望逐渐恢复。


  2019年沿海电厂日耗整体回落幅度依然超过全国水平。一方面,三西地区用电量同比虽然有所下滑,但依然维持着较高增速。而东南沿海、沿江省份的电力需求下行则更加明显。另一方面,西北主要省份输出电量大幅增加对于煤炭净调入省份的需求产生了一定冲击。另外,2019年核电装机容量增幅虽然大幅放缓,但已投运的核电机组仍然对火电起到明显的替代作用,江苏、浙江、福建、广东、广西等东南沿海省份的核电发电量在其整体发电量中的占比已经从2016年的12%左右上升到16%以上。


  供应整体充裕


  5月以来,全国原煤产量明显释放,截至8月原煤产量累计同比增长5.26%。虽然其中存在表外产量转表内的问题,但以全国73个港口和下游重点电厂的合计库存来看,二、三季度动力煤库存较2018年同期的增量也基本稳定在2000万—3000万吨。这说明随着合规产能的逐渐释放,严控超产等因素造成的供应缺口已经基本被弥补,煤炭供给仍处于比较充裕的水平。


  虽然中下游库存偏高现象延续,但库存结构上存在一定的分化。一方面,经过季节性旺季的消耗,沿海六大电厂的库存绝对水平已经下降到与去年同期接近的水平。另一方面,港口库存虽整体偏高,但长江口库存已经大幅降至去年同期水平,环渤海港口库存也有明显回落。而华东港口库存仍有上升,华南港口库存则大幅高于去年同期。这意味着华南地区的需求较为疲弱,同时进口煤到港量比较大。整体来看,由于下游电厂库存去化,其在“迎峰度冬”前仍存在冬储补库需求。


  弱势振荡难改


  在煤价重心下移的情况下,电厂补库节奏将更趋谨慎。过去两年,大型煤企月度长协价往往能够对港口现货价格起到明显的支撑,但今年以来,现货价格多数时段位于月度和年度长协价之间。只有在现货价格与月度长协相比有价格优势的情况下,电厂才会增加现货采购力度。而由于目前现货价格与月度长协较为接近,下游短期还难以形成冬储意愿,煤价仍有回落压力。我们认为相较于1911月合约,2001月合约更有可能成为冬储合约,预计2001合约主要在550—590元/吨区间运行。