前言：6 月中下旬以来，港口动力煤价在发运成本倒挂煤炭到港量下滑的背景下实现了短暂回升，从 590 元/吨涨至 611 元/吨，但是进入 7 月份，随着榆林地区产能逐渐恢复叠加下游电厂日耗迟迟未见上升，动力煤价又开始疲软，那么接下来的三、四季度，动力煤价将如何演绎呢，影响因素究竟有哪些？为此我们撰写了此篇报告，以便大家更好地把握动力煤价格走势。

产能端：榆林地区 4.2 亿吨产能已经复工复产，叠加煤管票放开，矿难导致的停产整顿影响逐渐消退。作为我国第二大产煤大市，2018 年榆林地区煤炭产量 4.6 亿吨，占国内产量 1/8，“1.12”矿难发生后，当地煤矿大面积停产整顿，但是自 2 月中旬至 6 月中旬，榆林地区已经累计有 7 批，共计 178 座，合计 4.2 亿吨煤矿产能逐渐复工复产，榆林地区的产能大部分都恢复了。从产量数据也可以验证，据陕西煤矿安监局公布，5 月份该省煤炭产量 5280 万吨，同比增加 388 万吨（+7.9%），环比增加 544 万吨（+11.5%），矿难导致的停产整顿影响逐渐消退。同时据煤炭资源网信息，榆林地区已经放开煤管票，按全年定额发放，不再按月领取，一些国有大矿接到通知可以补办上半年欠发的，短期来看行业供给端压力较大。

进口端：进口煤价格优势虽然明显，但政府管控的意愿依然较强。2018 年我国进口煤及褐煤约为 2.81 亿吨，占国内消费总量略超 7%，进口量的变化对整体供需格局的边际影响较为可观。7 月 1-9 日 CCI5500 动力煤均价为 614 元/吨，而同期 CCI 进口 5500 动力煤均价约为 500 元/吨，价差超过 100 元/吨，进口煤价格优势比较明显，我们判断，这也是导致煤炭进口量在 4、5 月有所增加的重要因素（分别增加+14%、+23%），2019 年 1-5 月份煤及褐煤进口总量为 1.27 亿吨，同比增加 5.6%。自 2017 年以来，政府总会在国内供需矛盾弱化的时期，出台限制性措施，保护国内供给侧改革的成果，稳定国内煤炭价格体系以及减少外汇支出等，2019 年政府管控的意愿预计依然较强。

需求端：近期火电需求表现较弱，三季度水电出力情况是否类似于 2016年有待观察。1-5 月份工业增加值累计增速为 6%，相较上年同期下降 0.9个百分点，经济产出放缓造成全社会发电量水平增速有所下滑。1-5 月份全社会发电量累计增速仅为 3.3%，较上年同期下降 5.2 个百分点，从主要的发电主体来看，1-5 月火电产出累计增速仅为 0.2%，较上年同期下降 7.9个百分点，水电产出累计增速为 12.8%，较上年同期增加 10.1 个百分点，一方面全社会发电量增速下滑，另一方面水电替代效应增强，两方面因素造成火电产出增速呈现明显的下滑。6 月份沿海电厂日均耗煤 62.6 万吨/天，同比下降 10%，7 月 1-9 日，沿海电厂日均耗煤 62.4 万吨，同比下降18.7%，估计 6-7 月份火电生产压力仍然比较大。通过观察我们发现，自 2008 年以来水电产出呈现 2-3 年一个周期轮回的特征，2019 上半年类似于2016年上半年，丰水期特征明显，2016年前8个月水电产量累计增长12%，但是到第 9 个月，由于南方发生洪水导致泄洪，水电利用小时数快速下滑，9、10 月份水电产量同比分别下滑 11.4%和 7.6%，2016 年丰水期的水电表现为前高后低的特征，2019 年同样也是丰水期，水电产出节奏具有一定不确定性。

库存：下游库存偏高，也是抑制煤价表现的重要因素。据煤炭资源网信息，重点电厂煤炭库存已经达到 9000 万吨以上，同比增加约 1500 万吨，截至7 月 9 日，6 大沿海电厂煤炭库存 1832 万吨（同比+302 万吨），库存可用天数达到 30.7 天（同比+10 天），下游电厂库存高企也制约了旺季补库行情。7 月初，北方重要 5 个港口（秦皇岛，曹妃甸，国投京唐港，天津港，黄骅港）煤炭库存合计为 1451 万吨，同比下降 222 万吨，这主要是由于前段时间发运成本倒挂煤炭到港量下滑导致的。

行情展望及投资策略：短期来看，动力煤下游需求偏弱，同时供给又有所释放，煤价预计偏弱势，但三季度水电站是否需要泄洪有待观察，10 月份国庆 70 周年矿上有望强化安监，所以供需关系存在改善的可能性。7 月份神华年度长协煤价格为 558 元/吨（环比下降 3 元/吨），月度长协价格为 599 元/吨（环比持平），长协煤价格为动力煤市场价提供了一个底部区间，短期煤价下跌的空间估计也是有限的，预计三季度煤价以窄幅震荡为主。

落实到具体投资标的上，主要看好优质的核心资产：陕西煤业、中国神华，高弹性标的建议关注：兖州煤业、恒源煤电，同时焦煤股建议关注：淮北矿业、潞安环能及有望受益于山西国改标的：西山煤电，以及煤炭供应链标的瑞茂通。