摘要：

  估值：截至8月19日，现货价格1030元/吨，绝对估值偏高。主力1月合约贴水240，基差偏大。整体期货估值中性。

  驱动：供应，进口煤价差不明显，且印尼国内保供，三四季度煤炭增量主要看国内。政策端表示产能释放空间较大，但实际落地情况尚未可知。截至目前，煤炭边际增量较为有限，后期供应端释放时间点和力度成为关键。

  需求，旺季步入尾声，高价抑制需求，但若增产不及预期，淡季电厂未能有效累库，迎峰度冬来临之际，电厂低库存或将再次经受考验。

  综上，现货端估值偏高，驱动转为向下，但盘面贴水幅度较大，提前反应了现货下跌预期，现货跌幅成为市场博弈点。在保供政策未明朗之前，盘面预计以宽幅震荡为主，若最终增产不及预期，1月合约在旺季推动下有望重回强势。

  风险点：需求大幅弱于预期

  一

  产能逐步释放，但落地力度和时间点尚不确定

  3月以来，煤矿始终按照核定产能生产，往年对产量贡献较大的超产行为不再发生。并且6月底以来，矿难频发引发多个煤矿停产，主要集中在陕西、河南等地，加剧了旺季供需矛盾。统计局数据显示，1-7月我国原煤产量22.6亿吨，同比增长4.9%，其中7月3.14亿吨，同比下降3.3%。

  但7月初以来，发改委、能源局等部门先后多次发文表示要增加煤炭供应（表1）。若严格按照政策增产，总计新增产能可达到1.5亿吨以上，占比国内动力煤总产能的4%以上。但根据我们了解，截至目前，部分煤矿确实有增产复产，但力度较小，煤矿产能仍处于缓慢释放当中，因此后续煤矿产能释放时间点和力度对后期煤价走势或影响较大。

  进口端来看，6月以来受进口政策放松以及国内旺季前补库影响，煤炭进口量环比出现较为明显的回升，但上半年进口量较去年同期依然表现为下降状态。1-7月进口煤炭16974万吨，同比下降15.0%，其中7月3018万吨，同比增长15.6%。

  从高频数据来看，我国煤炭到港量较往年同期处于中性水平，但进口利润出现了大幅收窄，当前煤炭进口操作空间极其有限，加之印尼煤自身国内保供，中短期或难以看到进口煤有明显增量出现。因此，三四季度供给端主要增量在国内。

  二

  旺季步入尾声，高价抑制需求

  发电量增速处于偏高水平，水电偏差，火力发电表现亮眼。1-7月全国规模以上工业发电量同比增长13.2%，7月全国发电量同比增长9.6%。其中，火电、核电、风电、太阳能(7.06 -1.26%,诊股)发电同比分别增长12.7%、14.4%、25.4%、12.1%，水电同比下降4.3%。

  高频数据来看，需求依然处于偏高水平，但即将步入下降通道，按照往年季节性走势，11月之前刚需将持续维持弱势，低库存状态下，市场博弈点将转为电厂补库节奏以及刚需走势。

  当前北港现货成交价格1030元/吨左右，价格水平处于绝对高位，电厂亏损面积较大，在淡季到来之际，电厂采购积极性或将出现明显下滑，而补库力度不及往年将直接导致迎峰度冬来临时，电厂库存依然处于近几年偏低水平，因此供给端增长空间将很大程度上决定价格底部。

  港口库存绝对水平中性偏低。截至8月16日，煤炭市场网数据显示，全国主流港口库存合计5515万吨，同比下降3%。

  三

  盘面贴水幅度较大，估值中性

  截至8月19日，现货价格1030元/吨左右，绝对价格处于历史高位，电厂亏损面积较大，现货估值偏高。主力1月合约贴水240，基差偏大。整体期货估值较为中性。

  四

  总结

  综上，现货端估值偏高，旺季步入尾声，驱动转为向下，但盘面贴水幅度较大，提前反应了现货下跌预期，现货跌幅成为市场博弈点。政策端表示产能释放力度空间较大，但实际落地情况尚未可知。当前煤炭边际增量较为有限，因此后期供应端释放时间点和力度成为关键。在保供政策未明朗之前，动力煤预计以宽幅震荡为主，若最终增产不及预期，1月合约在旺季推动下有望重回强势。

  风险点：需求大幅弱于预期