A
煤企上调月度长协价
9月底，大型煤企发布10月份动力煤长协价格，5500大卡动力煤年度长协价微微上调1元/吨至554元/吨，月度长协价大幅上调22元/吨至624元/吨。虽然整个9月份动力煤现货价格以稳中上涨为主，但是涨势缓慢。有关数据显示，9月份秦皇岛港5500大卡动力末煤月度均价为628.33元/吨，较8月份月度均价上涨15元/吨。而在大型煤企上调月度长协价之后，中小煤企和贸易商的挺价心态明显增强，截至10月8日，秦皇岛港5500大卡动力末煤平均价格报644元/吨，已经较9月份月度均价上涨15元/吨左右。
从成交情况来看，相对高价的货源开始出现成交，但是成交数量有限，主要是部分中小电厂和水泥厂在积极补库，而主力电厂补库欲望不强，仍以拉运长协煤为主。
预计今年11月前后，煤电双方又将开始新一年度动力煤中长期合同的谈判及签约工作，新年度长协煤数量在动力煤总需求中的权重大概率会继续提升，而长协价格将是大型煤企和电企博弈的关键。
B
动力煤供应增长缓慢
2018年是煤炭行业实施供给侧改革的第三年，我国动力煤供应出现了小幅增长，但是在去产能继续深化、进口煤依然受限的大背景下，供应增速缓慢，而且不及市场预期。
国家统计局公布的最新数据显示，2018年8月份全国原煤产量29660万吨，同比增长4.2%，环比增长5.36%。1―8月，全国原煤累计产量227846万吨，累计同比增长3.6%。经过多轮环保及安全检查之后，环保和安监因素对原煤产量的影响有所弱化。近期，环保部强调严禁环保限产“一刀切”，或对秋冬季的原煤生产工作有一定的利好。据了解，国庆期间，国内主产区主流大型煤矿都在坚持生产，个别煤矿的减产限产并不是普遍情况。
今年的煤炭产能指标置换交易，各省情况不一，总体上没有显著增加优质煤矿产能的释放量，这使得国内原煤产量增幅不及年初预期。虽然年初在国家去产能和释放优质产能政策推动下，符合条件的煤矿产能指标置换的系数不断放大，产能指标置换的难度不断降低，但却让一些企业心存指标置换难度进一步降低的希望，进而加重了观望情绪。
进口煤是国内沿海动力煤市场供应的重要补充，但近年来，尤其是在供给侧改革之后，我国对于进口煤的限制措施不断增加。2017年全年我国共进口煤炭2.7亿吨。2018年8月份，中国进口煤炭2868万吨，同比增长13.5%；1―8月，中国累计进口煤炭2.04亿吨，同比增长14.7%。
虽然近期因为黑龙江等地煤炭供应偏紧，导致当地用煤企业对放松煤炭进口的诉求较为强烈，有关部门也表示会视冬季用煤高峰期的实际情况来灵活调整进口政策，但是目前还没有确切消息表明海关将大幅增加煤炭进口配额。
图为中国月度原煤产量
C
动力煤库存仍待去化
今夏动力煤价格旺季不旺的重要原因是在港口和电厂环节积累了充足的动力煤库存，目前中下游动力煤库存较前期虽然有所回落，但在动力煤消费淡季，仍然存在去库存压力。
秦皇岛港自9月21日19时开始，不再限制每日煤炭出港量，恢复正常作业。国庆长假期间，秦皇岛港平均每天的煤炭调出装船量接近55万吨，但煤炭调入量因为大秦线秋季检修和假期因素，基本限制在40万吨以下，这使得秦皇岛港口煤炭库存持续下降，从节前650万吨左右回落至523.5万吨，低于往年同期的库存水平。不过，环渤海周边港口的煤炭库存总量变化不大。截至10月8日，曹妃甸港存煤合计891.1万吨，京唐港存煤合计564.8万吨，假期里累计减少31.2万吨。
2018年大秦线秋季集中检修于9月29日开始，至10月23日结束，预计在检修结束之前，秦皇岛港的煤炭库存难以显著增长，偏低的库存和部分煤种的缺货将支撑秦皇岛港的动力煤现货价格。但是周边港口煤炭库存相对充裕，将使得整个环渤海地区的动力煤价格维持稳定。
9月份，沿海地区主要发电集团的日均耗煤量已经由8月上旬接近84万吨的峰值大幅回落至60万吨左右；国庆假期里，日均耗煤量进一步回落至50万吨以下，略低于往年同期水平。而这些电厂的合计煤炭库存量却依然维持在1500万吨左右的水平，基本与8月份耗煤高峰时期持平，这也是2013年以来的最高水平。日耗走低，库存稳定，使得电厂存煤可用天数提高至29天左右。受此影响，库存充裕的电厂北上拉煤热情不高，而且临近年底，为确保长协履约率兑现，电厂对市场煤的采购意愿将进一步下降。
图为沿海地区主要发电集团的煤炭库存及日耗水平
D
高煤价难以向下游传导
原材料价格持续上涨的关键在于下游产品价格能够同步上涨，这样下游企业可以将高成本传导出去。例如，炼钢利润的丰厚就使得钢铁企业对于原材料价格上涨的接受程度相对较高，这是炼焦煤价格能够大幅上涨的重要原因之一。目前能够高价成交的动力煤货源，主要销往利润较好的水泥企业，但是水泥行业动力煤消费量在总消费量中的占比不足8%，对比炼焦煤价格的相对强势，我们认为动力煤价格涨势受限的重要原因在于产业链核心下游――电力企业无法消纳价格过高的动力煤。
根据国家统计局发布的工业企业经济效益指标，自供给侧改革以来，在去产能和降成本的双重影响下，煤炭行业与电力行业的利润情况出现明显的一升一降，两者之间的“剪刀差”在2017年达到顶峰，之后随着国家在其他方面给电力企业减负，电力行业的利润率才基本稳定。截至2018年7月，煤炭开采和洗选业的平均销售利润率为13.13%，电力、热力生产和供应业的平均销售利润率为6.03%。
今年煤炭行业盈利情况继续改善，根据市场最新调研结果，当前我国煤矿盈利比例继续扩大。2018年8月份，全国动力煤样本矿区盈利比例为87.9%，相比7月，动力煤样本矿区盈利产能占比扩大7.2个百分点；炼焦煤样本矿区本月全部实现盈利，与上月相比盈利水平未发生变化。
图为全国燃煤电厂平均上网电价
然而，在国家没有出台更多扶持政策的情况下，今年电力行业的利润率却缺乏亮点。电价市场化改革可能是未来电力企业盈利改善的途径之一，但是这项改革的进程较为缓慢，而且在当前经济形势下，稳电价甚至是降电价，才是政府和企业所期望的。为了避免煤电联动机制触发电价上调，国家发改委出台了一系列政策来稳定动力煤价格。
图为1999年至今我国煤炭及电力行业销售利润率对比
E
期货卖出套保盘较多
8月以来，动力煤期货市场主力资金逐渐移仓至郑煤1901合约，与当初1809合约和目前1811合约主力持仓不同的是，主力资金在郑煤1901合约上的净持仓始终维持净空状态，即前5名空头席位的合计持仓量始终大于前5名多头席位的合计持仓量。
节后首个交易日，郑煤1901合约向上突破了650元/吨整数关口，但收出十字星线，盘面在650元/吨附近遭遇较强压力。根据前述分析，虽然在今冬的耗煤高峰期，动力煤市场有可能出现短暂的供不应求，进而推高市场煤价，但是届时下游可能以采购长协煤为主，市场煤实际成交量可能有限，中小煤企或贸易商实际能够赚取的利润总额将受到限制。目前郑煤1901合约650元/吨左右的价格已经能够给予煤企盈利空间，因此煤企通过期货市场参与卖出套保，提前锁定销售利润的意愿较强。
综上所述，短期动力煤市场氛围偏强，但中长期动力煤价格上涨空间存在政策性限制。价格越高，期货盘面上卖出套保盘的压力越大，价格继续上涨的阻力也将随之增大。
