利空制约

动力煤6月15日达到高点661.4元/吨，至今已累计下跌6.32%。后期，在利空因素的压制下，动力煤市场继续承压。

库存高企下游采购积极性下降

由于国内煤炭产地进一步向“三西”地区集中，煤炭保供的一大措施便是保证煤炭发运的平稳，完成库存从上游向中下游的转移。截至7月中旬，全国重点煤矿产出1493万吨，为2018年以来的最高值，但同比减少近550万吨。同时，重点电厂库存为7569万吨，亦处于年内高点，同比增加逾1200万吨。此外，截至7月19日，全国主流港口库存达到年内最高点，至5493万吨，同比增加近550万吨。以此口径为基准，中下游库存增加逾1700万吨，库存差额来源于产量和进口量的增加。

进口量增加东南沿海电厂减少北上购煤

供给侧改革带来煤炭价格的阶段性剧烈波动，煤炭稳价的一大措施则是适当加快电厂直购进口煤通关，即定向放松进口限制。海关总署的数据显示，6月，国内进口煤及褐煤2546万吨，环比增加310万吨，同比增加386万吨，增幅达到17.8%。由于去年7月进口仅1900万吨，若今年7—8月进口量保持在2600万吨的水平，则合计将增加730万吨，相当于沿海六大电厂在这两个月的耗煤增幅为15.5%，这在旺季高基数的基础上很难实现。

来水超预期水电替代作用显现

水电历来有“一荣一枯”的说法，今年按照往年轮换属于水电大年，但是，1—6月，水电增量一直低于预期，尤其3—4月甚至出现同比下降。因此，市场对水电的增发预期降低，叠加5月异常高温天气，动力煤价格强势上涨。

不过，进入7月，云贵川等长江中上游地区降雨较往年偏大，导致长江来水增加，水电增发预期迅速增强。截至7月20日，三峡入库流量峰值为5.92万立方米/秒，为2012年夏季以来的最高值，当月日均流量为4.11万立方米/秒，而去年7—9月分别为2.12万、1.95万、2.25万立方米/秒。从中央气象台获悉，未来10天，云贵川地区降雨量仍较丰，由此估计，整个7月三峡入库日均流量能够保持在3.5万立方米/秒以上。未来11—20天，该地区降雨量低于7月上旬，8月来水或有一定回落。

一方面，过去5年，水电运行效率和三峡入库日均流量存在明显的线性关系。经过简单线性回归可得，水电设备利用率（水电设备平均利用小时数/月总小时数）=0.1284×三峡入库日均流量+0.2527，回归平方和达到85.44%。另一方面，考虑到极值部分线性相关性变弱，总结发现，三峡日均入库流量超过2.5万立方米/秒后，水电设备利用率基本稳定在56%—60%。假设运行效率为60%，保守估计，7月水电产量预计为1378亿千瓦时，同比增长10.59%，8月同比预计增长10.18%。因此，水电对火电的替代作用将逐渐显现。

总体上，今年7—8月，中下游潜在供应增量为2480万吨。此外，6月鄂尔多斯地区受环保影响，煤炭外售量实际同比减少650万吨，随着煤矿的复产，7—8月将恢复正增长。需求方面，水电增速将保持在全社会用电增速之上。假设煤电增速达到10%，则全国重点电厂7—8月的需求增量预计在2200万吨。因此，供应增量完全覆盖了需求增量，并且留有较大余地。

综上所述，8月中上旬以前，郑煤大概率继续承压，若之后来水出现较大回落、水电增发低于预期，则郑煤将于8月中下旬开启反弹行情。

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