区域供应持续宽松或导致基本面弱势局面继续，现货市场中长期下行趋势已经较为明确，而长江口市场由于其区域性、市场参与群体结构性特点，在本轮大趋势下行过程中或表现更为疲软
据中国天气网预计，7月下旬，江淮、江南地区将转为高温少雨天气，部分地区日最高气温可达38摄氏度至40摄氏度，高温持续时间可达6天到8天。8月上旬，黄淮、江淮、江南、华南北部等地仍多高温天气。
姗姗来迟的高温天气对电厂日耗形成明显提振。广东、广西、贵州、云南、海南五省区的南方电网统调负荷创历史新高。7月24日，六大电力集团沿海电厂日耗煤73万吨，比一周前增加12.5万吨。日耗增加诱发挺价情绪，近期北方港口部分贸易商报价小幅探涨。
对于后期市场走势，笔者认为，煤价短期或存在反弹行情，但整体价格中枢下移趋势将不会改变。
下游火电需求基本明朗
“旺季不旺”已成共识
今年以来，沿海电厂日耗表现平平，其中4月六大电力集团沿海电厂耗煤量同比下降5.32%，5月降幅更是达到了18.9%。沿海日耗同比减少的部分原因在于经济下行压力依然存在，而外来电以及新能源发电对火电的挤压也非常明显。
数据显示，上半年清洁能源累计发电量同比增长14%，占全社会发电量的27%，而火电发电累计增长仅0.2%，4月和5月同比增速为负，分别为-0.2%和-4.9%。同时，受外来电影响，沿海地区火电发电量出现负增长，上半年火电累计发电增速上海为-10.1%、浙江为-9.9%、福建为-10.7%、广东为-16.4%。2月至6月，粤、浙、沪、苏四省市合计输入电量2048.65亿千瓦时，输出电量293.9亿千瓦时，净输入1754.65亿千瓦时，占四省市用电量的23.9%。
所以，7月底到8月，即使南方出现持续高温闷热天气，电厂日耗升至70万吨，乃至80万吨，从整体的发用电趋势来看，夏季沿海地区的火电耗煤增速也仍不容乐观。外来电以及新能源发电或将持续增加，沿海部分省份夏季火电发电增速或将降至-10%左右。加上目前电厂库存依然较高，电厂还将保持一定数量的进口煤补充，对国内煤炭采购增量有限，难以强势提振煤炭市场。
笔者预计，7月和8月国内煤炭市场将继续保持电厂高库存、环渤海港口下锚船低位、煤价中低位运行的态势，煤价不会大幅上涨。
长江口区域库存处于高位
虽然6月北方港口加速去库存，但这部分库存并未被市场消纳，而是转移到了长江口区域港口。数据显示，7月19日，长江口区域主要港口合计库存为835万吨，较一周前减少34万吨，但整体库存依旧处于历史高位。
长江口区域的港口相较于北方港口中小型终端用户比较多，定价更加市场化，在区域可售货源增加的背景下，价格下行风险更高。
今年以来，煤价的支撑因素最主要的就是成本，从链条的最上游来看，产地价格居高不下，一方面是由于生产供应受到多因素的影响；另一方面是由于产地终端用户的垒库动作带来的采购需求提前释放。
但随着影响煤矿生产供应的因素减少，优质产能持续释放，供应处于持续恢复状态。而全国重点电厂库存亦攀升至同比高位，随着后续进入去库存阶段，产地价格或逐步回落。考虑到北方港口和长江口区域港口存在价格联动的情况，当北方港口市场成本支撑消失，中小贸易商大量积聚的长江口区域市场或面临煤价快速下跌的风险。
进口煤收紧的预期逐步增强
数据显示，2018年我国累计进口煤炭28123.2万吨，2019年上半年我国累计进口煤炭15448.6万吨，同比增长5.8%。若全年保持平控，今年下半年剩余煤炭进口量12674.6万吨。
2018年年底进口煤平控政策基本定调，当前部分地区和海关进口煤额度基本告罄，部分地区进口煤政策严格执行，部分进口煤大港上半年已经基本用完全年额度，国内贸易商对于下半年进口煤收紧的预期逐步增强，对进口煤的采购越发谨慎，预计下半年煤炭进口量将同比减少。
综合来看，区域供应持续宽松或导致基本面弱势局面继续，在忽略供应出现“黑天鹅”事件扰动的背景下，现货市场中长期下行趋势已经较为明确，而长江口市场由于其区域性、市场参与群体结构性特点，在本轮大趋势下行过程中或表现更为疲软。
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