市场观察：电煤抢运将于月底结束

受国家政策调控影响，各煤矿减产限产、重新核定产能、严格执行276天的生产调控政策，加之多起矿难等因素影响，“三西”主要产煤省区发运和销售数量减少，造成煤炭资源整体偏紧，坑口价格上涨幅度增大。由于港口平仓价过低，坑口价格的涨幅远高于港口平仓价格，很多经销企业仍处于倒挂状态；为赚取利润，发煤矿站和贸易商大都热衷于地销和直达运输，不愿意经营下水煤，使得港口煤炭资源整体调进较为困难。在港口交货的发货人较少，销售积极性不高，港口资源偏紧。此外，七月中旬，华北地区大范围暴雨也涵盖了山西太原、晋城等多地区，部分煤矿减产或者交通中断，特别是汽车运输短时间内难以快速恢复。各煤矿积极恢复生产，预计煤炭供应紧张的状态将持续一段时间。预计整个八月份，沿海煤市紧张气氛难以得到缓解。

市场供应紧张直接造成港口存煤减少。截止8月7日，秦港存煤273万吨，黄骅港存煤112万吨，国投京唐港存煤44万吨，曹妃甸港存煤165万吨，各大主力港口存煤均处于低位；在北方港口堆存的煤炭中，属于国电、浙能、中石化等下游用户的煤炭占很大一部分比例，这部分煤炭由电厂自主采购，不能作为市场交易。在长协煤数量不足的情况下，拉运市场煤的船舶在增多；加之“买涨不买落”的心里，大量船舶积压在秦皇岛、黄骅等港口锚地等泊或等货，部分中小电厂采购出现困难。截止8月7日，在秦皇岛下锚等靠的船舶多达52艘，黄骅港压船110艘；其中约1/3的船舶是拉运市场煤炭的。北方各大港口船等货、等泊现象的增加，加重了市场紧张气氛。进入八月份，神华、中煤、同煤、伊泰四大煤企的下水煤货源出现紧张，很多煤种不够装运一船，而蒙泰、焦煤、国新能源、力量等主力煤企发运的部分优质煤种也出现短缺。

七月下旬，随着沿海多个省份发布高温橙色预警，全国多地开启高温闷热模式，部分地区达到40摄氏度，促使空调制冷用电猛增，沿海六大电厂日耗骤然增加。进入八月份，南方出现持续降雨，气温回落，温度降至33摄氏度，民用电依然强势。截止8月7日，沿海六大电厂日耗煤数量降至70万吨，存煤可用天数降到15天。其中，担负着浙江省40%发电任务的浙能电厂日耗煤数量达到14.4万吨；浙能电厂存煤可用天数为11天，上电和大唐沿海电厂存煤可用天数均为8天。我国南方沿海、沿江地区民用电继续保持高位，煤炭需求进一步提高。在产量缩减、煤企“惜售”形势下，港口平仓价进一步拉升。截止8月初，在秦皇岛港，部分贸易商已经将发热量5500大卡低硫市场动力煤报价提高到465元/吨，较月初神华等大型煤企的下水煤报价高出30元/吨。市场煤价大幅上涨，也迫使各大贸易商将继续上调八月份下水煤报价。

煤炭资源紧张、电厂耗煤增加、用户积极抢运、煤炭价格飙升，促使沿海煤市迎来强势反弹。降温用电负荷的增加，带动电煤日耗水平继续维持高位，动力煤成交价格仍呈上涨态势，船舶滞期费用增加和煤价仍具有上涨预期等诸多因素的叠加，拉动煤价继续上涨。

需求端方面，目前，沿海六大电厂日耗水平降至70万吨左右，但是库存偏低，存煤可用天数不足15天，电力供应继续偏紧。目前，港口存煤方面，除大型煤企和电厂存煤较为宽松之外，市场煤已经到了“一煤难求”的地步，市场煤价继续飙升，已经明显高于大型煤企的挂牌价格；今年夏季，煤炭资源将出现阶段性紧张，繁忙的煤炭运输将继续进行，预计电煤抢运到月底才会宣告结束。