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4月中旬，煤炭价格触底强势反弹，至6月中旬，接近700元/吨的高位，背后反映的电厂在煤价低位时提前采购，7月夏季用电高峰，煤炭价格反而转头向下，直至8月上旬才在600元/吨的低位再度反弹，但10月底的峰值仍低于前期高点。供应端，9-10月，原煤月均产量超过3亿吨，进口煤月均数量在2400万吨。反观需求端，10月的火电量只有3629亿千瓦时，创今年的低值。供强需弱，叠加下游电厂提前采购，推高了煤炭库存。进口煤“平控”不是救市稻草11月14-16日，江苏、广东、福建连续3日召开进口煤座谈会。今年进口煤与去年持平的政策能否落地，成为本周煤市热点，笔者认为不能期望过高。个月煤炭进口量已经突破2.5亿吨，距年底还有1个半月，与去年进口总量相比缺口不足1000万吨，要想在12月将进口煤缩减至1000万吨以下，不太现实。回顾历史数据，2016年1-2月的月度进口量少，也在1500万吨，且近两年的月均低进口量都不低于2000万吨，直接“腰斩”势必影响南方市场的供应。开会是调研摸底，进口煤会减量，但不能影响煤炭市场稳定和冬季民生取暖需求。而且，目前的市场低迷是需求滞后和库存高企叠加而致，即使进口煤月度进口量减少1000万吨，也难以挽救需求疲弱、提振市场信心。12月火电量将大幅提升电力用煤占煤炭总消费量的半壁江山”而电力消费具有明显的季节性，高峰分别是迎峰度夏和冬季供热，而每年的2410月是用电低谷。由于夏季水电增发的挤占”效应，每年的2月和10月的火电量较小。今年10月，水电量超过1100亿千瓦时，压制火电量，使其创出年内低值。不过，11月至次年1月，当月度水电量降到700亿千瓦时时，火电量就会增加。过去两年，全年高的火电量都在12月，次高是7-8月。今年8月，火电量突破4600亿千瓦时。按照正常的冬季煤炭需求及今年的增速，12月的火电量将接近4700亿千瓦时，较10月增加近700亿千瓦时，进而提振煤炭消费。期现结合下1月煤价难飙涨期货具有价格发现功能，交易者则具有较强的风险意识，往往先于现货规避价格风险。10月中旬，现货价格依然处于上涨通道时，动力煤期货主力合约就已经开始调整，并于10月下旬开启下跌模式。1月面临主力合约的交割，期货与现货回归，上游煤矿和下游电厂通过“期转现”方式积极参与交割，必将抑制煤价上涨，去年的煤超疯”情景难再现。总之，动力煤的市场格局已经变化，煤电一体化趋势明显，伴随着北方港口发运集中度的提高，原先活跃的贸易商将“转战”分散且交易规模较小的沿江和内河市场，而期货、期权等金融衍生品也将随之拓宽应用范围，共同促进2019年全国煤炭市场的平稳运行。


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