入伏之际，电厂和港口的动力煤库存增长至多年来的高位水平，极大地动摇了煤价继续上涨的根基。同时，高温暴雨天气交织下，今夏动力煤需求不太可能出现历史性突破，供需基本面边际变化呈现偏空态势，令煤价弱势下跌。短期内动力煤价格弱势难改，但已经大幅贴水的期货盘面的跌幅难以超过现货。

　　消费和中转环节库存维持高位

　　受环保限产行业集中复产、全国多地提前入夏和动力煤供应增长缓慢等因素影响，4—6月，动力煤市场出现“淡季不淡”的上涨行情。眼下刚刚入伏，动力煤市场却开始全面弱势下跌，有可能演绎“旺季不旺”的走势。究其原因，主要是有关部门提前为今年的迎峰度夏做好了准备，当前电厂、港口等中下游环节的动力煤库存较为充裕。

　　从5月开始，国家发改委就提出多项举措来加强对煤价的调控。其中，调节煤炭库存是重要且见效最快的一项。国家发改委建议，在生产、消费和中转环节确定1亿吨左右的煤炭可调节库存，对铁路直供的发电企业适度降低存煤可用天数，从而提高其他运输相对不便的发电企业的煤炭库存。

　　数据显示，截至5月末，产地煤炭企业的煤炭库存环比小幅下滑至6050万吨，全国各电网合计煤炭库存环比增加555万吨至6821万吨，全国主要港口的煤炭库存环比增加285万吨至3942万吨。按照这个统计口径，生产、消费和中转环节的煤炭库存合计达到1.68亿吨。除产地煤炭库存外，消费和中转环节的煤炭库存都已经超过了供给侧改革开始(2015年年底)之前的水平，尤其是中转环节港口煤炭库存基本回升至近年来的高位水平。上述的库存变化体现出煤价上涨之后，消费和中转环节的采购思路逐渐由降库存转变为主动补库。此时，个别贸易商囤积居奇的行为极易造成煤价阶段性地快速上涨，然而，支撑煤价持续上涨的动力还是要看终端需求，一旦终端需求不及预期，贸易商积压的库存集中释放，很可能造成煤价阶段性地快速下跌。

　　6月以来，电厂和港口的煤炭库存继续增长，甚至是加速增长。以沿海地区六大发电集团的电厂为例，截至7月16日，沿海地区主要发电企业的煤炭库存升至2013年7月以来的高位，绝对库存高达1526万吨，库存可用天数为20.83天，基本与往年同期持平。以秦皇岛港为例，截至7月16日，秦皇岛港煤炭库存升至699万吨，占到实际场存能力的80%以上，远高于往年同期水平。

　　动力煤消费和中转环节库存维持高位将为平稳迎峰度夏打下基础，同时极大地动摇了煤价继续上涨的根基，如果未来实际需求不及此前预期，甚至不排除煤价下跌的可能性。

　　短期需求着重关注电力行业耗煤量

　　动力煤消费具有鲜明的季节性规律，一般在每年7-8月、11月至次年1月左右出现两个峰值，其间电力行业耗煤量的占比也会达到年内峰值，即在动力煤夏冬两个消费旺季里，电力行业耗煤量的增长可能是贡献最大的。加之，为打赢蓝天保卫战，从去年冬天开始，很多高耗能工业企业被要求实施错峰限产或阶段性停产，今年夏天，为防范臭氧污染，各地煤化工、焦化、水泥等行业将再度实施错峰限产，这又将削弱传统旺季的工业耗煤量，在某种程度上奠定了动力煤消费“旺季不旺”的基础。因此，判断未来两个月动力煤需求的边际变化，我们主要聚焦全社会用电量及火电发电量。

　　国家能源局公布的数据显示，在根据新的产业划分标准调整了去年部分行业用电量数据之后，今年1-6月，全国全社会用电量32291亿千瓦时，同比增长9.4%。其中，6月用电量5663亿千瓦时，同比增长8.0%。分产业看，1-6月，第一产业用电量同比增长10.3%;第二产业用电量同比增长7.6%，拉动全社会用电量增长5.3个百分点;第三产业和城乡居民生活用电量同比分别增长14.7%和13.2%，分别拉动全社会用电量增长2.2和1.8个百分点，保持了今年以来较快增长的平稳势头，与互联网等信息技术联系密切的第三产业诸多行业用电量增速也持续高位运行。

　　以上虽是滞后数据，但反映出上半年我国宏观经济的平稳态势，正好与新鲜出炉的GDP数据相呼应。2018上半年我国GDP同比增长6.8%。分季度看，一季度同比增长6.8%，二季度增长6.7%。

　　展望7-8月的用电量，第二产业用电量占比依然会是最大的，但是从边际变化角度来看，由于工业企业将错峰限产，第二产业用电量占比是趋于下降的，而第三产业与城乡居民生活用电量占比将显著提高。因此夏季天气将对7-8月动力煤需求的边际变化产生重要影响。

　　今夏天气将是高温暴雨交织为主

　　7月上旬，我国已经经历了一轮高温与暴雨天气交错出现的极端天气。预计未来十天，四川盆地、华北北部和华南沿海等地依然多降雨，而黄淮、江淮、江南等地将有持续性高温，后期高温势力还将北抬至华北南部。

　　以三峡水库的入库流量为例，三峡水库已经分别在7月5日和7月14日接纳了两波长江上游洪水，其中14日2时三峡水库入库洪峰流量在每秒61000立方米左右，为今年以来最大入库洪峰。7月以来，三峡水库的入库流量整体远高于往年同期平均水平，近年来能与之相匹配的年份是2012年，当年夏季的水电发电量增长较快，而且水电出力几乎一直持续到10月份。

　　总体来看，今夏我国大部分地区气温高于往年同期，尤其是华北、黄淮等地高温天气异常突出，这将令火电企业日均耗煤量维持高位;与此同时，南方地区降水量高于往年同期，尤其是长江流域、珠江流域等水电站密集区，大概率是丰水年，这又为后期水电发电量的持续增长打下基础。两相权衡下，今夏动力煤需求不太可能出现历史性突破，与往年同期水平基本相当的概率较大。

　　陕蒙两地煤炭产量增长潜力较大

　　动力煤供应包括国产和进口两部分。在公布2018年煤炭行业去产能任务时，国家发改委就强调，由总量性去产能转向系统性去产能、结构性优产能为主，统筹做好煤炭去产能和保供应等工作，促进供需总体平衡和价格基本稳定。因此，从政策面上看，市场对于今年动力煤国内产量增长的预期较强，但由于环保限产、安全生产检查等其他因素的影响，实际原煤产量增速不及预期。

　　国家统计局最新数据显示，1-6月，原煤产量累计完成17亿吨，同比增长3.9%，增速比1-5月回落0.1个百分点，主要因为6月原煤产量增速进一步回落。

　　进口方面，海关数据显示，1-6月，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，主要得益于有关部门再度放松对进口煤的限制力度。其中，6月我国进口煤及褐煤2546.7万吨，同比增长17.9%。

　　展望下半年的动力煤供应形势，供应增长的重任恐怕仍将落在国内产量方面，因为人民币贬值压力可能限制进口煤数量的增长。原本从今年3月底开始，国家再次加强了对进口煤的限制措施，虽然6月份针对电力企业有所放松，但是目前限制并未完全解除。在当前人民币贬值压力不断加大的背景下，一方面，人民币贬值会削弱进口煤的价格优势;另一方面，外汇储备管理压力加大可能导致进口的口子不会扩得更大。

　　自煤炭行业实施供给侧改革以来，我国原煤生产集中度重新提高。2017