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10月，动力煤期价持续下跌，这与自年初开始形成的新型供需模式有关。而市场普遍关注的环保、安全检查等已经成为常态，煤炭企业早已处之泰然。今年以来，进口煤政策成为行情的助推器，在几次的行情扭转中起到了重要作用。展望明年，动力煤价格将呈现先抑后扬、全年维持振荡偏弱重心下移的行情，主要运行区间在480—640元/吨。
A工业发展换挡降速 煤炭行业利润率下降
2018年前三季度，全国规模以上工业增加值同比实际增长6.4%，增速比上半年回落0.3个百分点。其中，采矿业增加值同比增长1.8%，制造业增长6.7%，电力、热力、燃气及水生产和供应业增长10.3%。9月，规模以上工业增加值同比增长5.8%。10月，受“十一”长假和外部环境复杂多变等因素影响，制造业供需出现一些波动，制造业PMI为50.2%，环比回落0.6个百分点，但仍位于扩张区间，制造业总体继续保持增长，增速放缓。
2017年，由于煤炭行业去产能政策的实施，煤炭价格持续走强，煤炭行业利润飞涨。2018年，煤炭企业利润随着煤炭价格的小幅回落而有所收缩。煤炭行业的环保检查、安全检查成为常态，供给端去产能改革持续实施。国家发改委8月公布的数据显示，1—7月全国共退出煤炭产能8000万吨左右，完成全年任务1.5亿吨的50％以上，剩余5个月仍需退出产能7000万吨，去产能压力仍较大。7月，中国煤炭工业协会会长王显政在2018年夏季全国煤炭交易会开幕式上作主旨演讲时表示，目前全国生产煤矿产能约40亿吨/年，在建和改扩建煤矿产能11亿吨/年左右，进口2.5亿吨左右，与全国每年煤炭消费40亿吨左右相比，煤炭产能过剩态势没有改变，去产能仍是首要任务。
B煤炭进口继续收缩 产销保持一定增速
据海关统计数据显示，10月进口煤炭2307.9万吨，同比增加179.9万吨，上涨8.45%；1—10月，进口煤炭25204万吨，同比增长11.5%。上半年我国煤炭进口量涨势惊人，由于国外价格跌幅较大，内外价差优势明显，进口量不断攀升。同时，国家进口煤政策的变化也使得全年煤炭进口呈现前松后紧态势。临近四季度末，各关口进口煤配额已基本用尽，预计全年乃至明年将基本保持零增长或者负增长的态势，符合国家发改委此前预期。
最新数据显示，10月原煤产量3.1亿吨，同比增长8.0%，比上月加快2.8个百分点，自8月以来一直保持加快趋势。1—10月，原煤产量29.0亿吨，同比增长5.4%。其中，内蒙古同比增长12.9%，比上月加快1.6个百分点；山西增长13.3%，加快8.3个百分点；陕西增长14.0%，加快4.1个百分点。10月全国煤炭销量完成2.98亿吨，同比增加1300万吨，增加4.56%。1—10月全国煤炭销量累计完成23.06亿吨，同比增加0.41亿吨，增加1.81%。2018年环保检查和安全生产检查成为常态，在此背景下，我国煤炭产量仍然保持同比增长，说明新增产能的投产量以及现有先进产能的满负荷生产量非常可观。预计2019年煤炭供应将进一步宽松。
C煤炭运输成本抬升 水泥用煤提振需求
最新数据显示，10月全国铁路煤炭发运量2亿吨，同比增长6.5%；1—10月发运煤炭19.7亿吨，同比增长9.5%。
与此同时，2018年煤炭运输成本的上涨时刻牵动着市场神经。从全球BDI指数来看，今年整体运行重心要低于去年，国际海运成本实际是下降的。但是国内却截然相反。国内的CBCFI运价指数显示，2018年运价波动剧烈，整体运行重心抬升。
另一方面，2018年水泥行业在大量淘汰、关停中小及落后产能后，不仅产量有所增加，整个行业盈利能力也迅速提升。
国家统计局最新数据显示，10月全国水泥产量为22043.2万吨，同比增长13.1%。1—10月全国水泥产量为180293.4万吨，同比增长2.6%。随着增长高峰的来临，2019年或有所减速，预计2019年上半年产量增速放缓是大概率事件。
D分布式光伏及风电高速增长 核电进入大量投产期
国家能源局最新数据显示，2018年前三季度，我国光伏发电新增装机3454.4万千瓦，同比下降19.7%。其中，光伏电站1740.1万千瓦，同比减少37.2%；分布式光伏1714.3万千瓦，同比增长12%。分布式光伏继续保持较快增长，2018年前三季度山东、浙江、河南、江苏四省新增装机均在200万千瓦上下，四省分布式光伏新增装机占全国的49.1%。
国家能源局《太阳能发展十三五规划》指出，到2020年年底，光伏发电装机为1.05亿千瓦以上，在“十二五”基础上每年保持稳定的发展规模；到2020年，光伏发电电价水平在2015年基础上下降50%以上，在用电侧实现平价上网目标。从目前我国电力行业的发展速度来看，光伏行业正处于黄金发展期，随着技术的不断进步，未来发展空间广阔。
2018年上半年，我国风电行业呈现迅猛增长态势。全国26省份风电设备平均利用小时数出现不同程度的上涨。另外，风电就近消纳优势凸显，山东、江苏、广东地区风电设备平均利用小时数增长引领全国。受到弃风率下降，以及风电标杆电价政策影响，2018上半年，我国风电建设领域提速明显，风电装机出现“井喷”之势。从装机趋势上看，我国风电建设主要集中在东部、中部地区，山东、江苏依然是引领我国风电装机增长的主要区域。预计我国风电装机潮依然会延续，2018—2019年将成为我国风电发展的新节点。
中电联数据显示，2018年10月我国风力发电量达到248.1亿千瓦时，同比增长4.2%；1—10月风力发电量累计达到2624.5亿千瓦时，累计增长18.8%。1—10月，我国6000千瓦及以上电厂风电装机容量17757万千瓦，同比增长11.6%；新增风电装机容量1447万千瓦，同比增加323万千瓦；全国风电设备累计平均利用小时数为1724小时，同比增加172小时。1—9月，全国弃风电量222亿千瓦时，同比减少74亿千瓦时。目前风电虽然保持着较快的增长速度，但是体量仍然无法与火电相比，在发电总量中占比较小。
核能发电相较于水电、光伏、风电等清洁能源发电具有无间歇性、受自然条件约束少等优点，根据中国核能行业协会的统计数据，使用核能发电替代火电，每度电相当于减少燃烧标煤318g，可减少833.16g二氧化碳、2.7g二氧化硫及2.35g氮氧化物排放。
中国核能行业协会公布的最新数据显示，截至2018年9月30日，我国投入商业运行的核电机组共40台，装机容量达到39269.16兆瓦，核能累计发电量比2017年同期上升12.97%。与燃煤发电相比，核能发电相当于减少燃烧标准煤6382.77万吨，减少排放二氧化碳16722.85万吨，减少排放二氧化硫54.25万吨，减少排放氮氧化物47.23万吨。
1—10月，全国核电发电量2341亿千瓦时，同比增长15.0%，增速比上年同期回落3.4个百分点，约占全国累计发电量的4.10%。核能累计发电量比2017年同期上升12.97%。累计上网电量为1937.68亿千瓦时，比2017年同期上升13.30%。全国核电设备平均利用小时6084小时，比上年同期增加211小时。
总之，在经历了2017年的阶段性“缺煤”之后，下游电厂的采购模式发生了改变，即由过去的旺季来临前囤煤，改为淡季采购且全年高库存，这就使得煤炭价格全年波动幅度收窄以及旺季行情提前来临。未来随着煤电需求量被挤压，动力煤价格中枢还有下移空间。2019年上半年动力煤价格将先抑后扬，全年维持振荡偏弱、重心下移行情，主要运行区间在480—640元/吨。
