何时迎来煤价止跌趋稳?

随着动力煤消费旺季临近，市场对于厄尔尼诺现象可能推高夏季气温峰值及电力负荷的预期依然较强。然而，在国内长协煤供应保障充足、上下游库存明显回升以及高温天气尚未兑现等因素影响下，国内市场现实需求偏弱，环渤海港口现货交易持续冷清，煤价继续松动下行。“迎峰度夏”预期犹存，7月8日开始，长三角地区陆续出梅，“迎峰度夏”高温来袭，电煤消耗加快后，部分电厂存在阶段性补库刚需;预计本月中旬，煤价止跌企稳。下旬，煤价将出现小幅上涨。

上周，煤价结束了此前持续两周的僵持、指数稳定局面，出现下跌行情。本周，煤价毫不犹豫，继续回落。由于海外利空因素集中释放，进口煤价格承压，海外市场变化进一步加大了国内煤价下行压力。能源供应链紧张情绪缓解，前期支撑动力煤价格上涨的部分支撑点开始弱化。而中东局势缓和、油价下跌，叠加我国南方持续降雨，煤炭采购需求疲软，推动国内外干散货航运市场运费快速回落。运费回落直接降低了进口煤到岸成本，同时，下游“买涨不买落”，终端用户保持观望，并对国内外动力煤价格形成压制。回顾今年春节过后，中东局势恶化，霍尔木兹海峡随时封闭，油气价格不断飙升，一直是国际煤价最重要的“定海神针”，有这根弦紧绷着，煤价就跌不动。但现在，美伊签订停战谅解备忘录，海峡随时都可能开放。尽管磨擦不断，但总体形势趋稳，大的战争暂不会爆发。

上旬，煤价继续下跌。原因如下：首先，进口煤的价格优势正在慢慢的找回来。印尼3800大卡以及澳洲煤到华南，比国内同品质煤便宜。最关键的是，进口煤从“拉高国内价格”变成了“拖累国内价格”。价差修复之后，进口煤确实已经分流部分沿海电厂的内贸煤需求了，这一点，从环渤海港口下锚船数量的变化就可以看出。其次，需求端也不给力，上月中旬以来，南方进入汛期，大雨一场接一场，不但民用电乏力，而且西南地区水电出力也蹭蹭往上增加，挤压了火电空间。沿海电厂日耗不但没起来，反而回落了，沿海八省电厂日耗持续压制在200万吨以下，而库存却在垒库。再加上进口煤涌入，下游补库节奏明显放缓，电厂根本不着急买煤。再次，到港货源集中释放，环渤海港口库存压力上升，秦港和曹妃甸四港存煤保持高位。

近期，前期市场一致看涨背景下锁定的大量进口煤货源正陆续到岸，华南港口压船现象屡见不鲜，广州港存煤拉高至328万吨。部分船舶在海上下锚等泊，或等卸货，滞港成本持续增加，迫使部分进口贸易商选择降价出货。在运费下跌、存煤不断垒库以及需求偏弱的共同作用下，进口煤离岸价与到岸价均出现回落。整体来看，当前国产煤与进口煤市场均面临需求不足的问题，煤价呈同步走弱态势。这一态势，至少在下周会依然存在。而此前市场普遍预期厄尔尼诺天气将带来夏季高温、推升前期的电煤需求。理想很美好，但现实很残酷，南方地区持续降雨，电厂日耗迟迟未见起色，沿海终端用户电煤库存已提升至高位水平，环渤海港口煤炭库存更是达到3021吨，说好的“迎峰度夏”涨价行情被持续降雨和高库存逐一浇灭。

当前市场面临多重利空叠加，包括：国际油价暴跌、海运费被腰斩、进口煤集中到港、南方持续降雨抑制日耗、电厂高库存压制采购，厄尔尼诺带来的高温预期并未出现;若7-8月极端天气兑现，电煤需求仍有可能迎来阶段性反弹。但在霍尔木兹海峡通航、地缘溢价消退的大背景下，煤价想要重回865元/吨的强势，恐怕需要更强劲的需求支撑才行。

但价格下行仍受多重因素制约，煤价跌破800元/吨存在很大难度。尽管七月上旬的煤炭市场承压，但对后市也不宜过度悲观，动力煤市场仍存在若干潜在的支撑因素。首先，油价中长期支撑尚未完全消失。霍尔木兹海峡恢复通航后，能源市场风险溢价有所回落，但双方突袭战再次上演，全球能源供需格局并未完全回到冲突前状态。其次，厄尔尼诺预期仍支撑夏季用煤需求。目前，厄尔尼诺带来的高温预期依然存在。随着“迎峰度夏”深入，今年夏季高温持续时间很长，用电负荷增长值得关注。在用煤高峰阶段，长协煤对市场的覆盖作用可能边际减弱，中高卡市场煤价格仍具备一定向上弹性。再次，印尼出口增量仍面临不确定性。印尼煤炭国内市场义务(DMO)比例已由25%提高至30%，印尼国家电力公司PLN仍面临煤炭供应偏紧问题。在优先保障国内用煤需求的政策背景下，印尼煤炭出口增量空间受到一定限制。由于电厂库存偏低，印尼已临时将部分出口煤炭转运至国内电厂。