本周，由郑商所主办、期货日报承办的“2018年动力煤长江沿线港口和电厂调研”活动成功举办。通过走访浙江、江苏大型电厂和相关沿江单位，深入了解了电厂及贸易商的采购意愿、进口煤的采购使用情况、电厂对于未来电力需求形势的判断、长江港口动力煤的库存形势和存煤结构，以及市场各方对未来煤炭市场形势看法。

期货日报记者通过此次走访发现，2018年煤炭冬季需求高峰来临前，市场各方对于未来煤价走势看法分歧较大。十一过后，煤炭产量稳步上涨，而下游消费不断降低，港口库存处于相对高位。加之去年阶段性缺煤的缘故，今年电厂补库时间前移。

消费旺季和年度长协即将来临，煤企挺价，进口限制，是部分市场人士看涨动力煤的原因。

近期，国内大型煤炭生产企业再度上调了5500大卡动力煤的现货价格，10月16日至22日的价格为668元/吨，较10月1日上涨23元/吨。随着国内大型煤企上调价格，近期煤炭产地的煤价出现不同程度的涨幅。

靖江的一家大型煤炭企业介绍，目前企业订单较多，现在只要价格合适就尽量出货，当地主要贸易商普遍比较乐观。以当前价格计算，贸易商利润在10-20元，11月中旬之后价格和海运费等会下降。企业在价格较低和海运费较低的时候将积极补库存，补库存节奏视具体价格而定。

“目前坑口环保、治超、安检等因素，加之民用及内陆电厂需求好，坑口煤价支持强，易涨难跌，且四季度已无新的产能释放，煤价易涨难跌。”煤炭生产企业相关人士介绍，下游高库存策略过冬是煤价易涨难跌的因素之一，坑口煤价坚挺制约了煤价的回调。大秦线检修结束后，港口库存累积，低端成本货源的补充抑制煤价上涨，预计月底煤价开始回落，后期来到650元的发运成本附近，之后振荡为主。11月中旬后直到日耗回升，下游库存快速下降，结合进口煤减量影响，煤价仍容易上涨，但高度有限，整体现货四季度维持振荡上行格局不变。

进口政策方面，2018年进口政策变化较大，年初和四月之后限制都较为严格，目前进口正常，但后期面临的问题是进口配额不足。按照当前的情况来看，企业认为后期进口配额问题可能导致进口煤炭收紧。“进口被限制，国内煤炭还存在一定的缺口，或将导致煤炭上涨。”一位行业人士说。

价格预期方面，目前港口贸易商普遍看多，很多贸易商现在的囤货成本在650-660元之间，现在囤货待涨。一般来说，贸易商的心理底线是囤货至少要赚取15-20元。由于现在港口库存处于高位，长期高价可能难以持续，本周成交量较差表明采购方已开始观望。

在调研中记者了解到，目前港口高库存，电厂高库存，贸易商出货意愿开始变强，加之今年电厂补库时间前移，今年煤炭市场呈现“旺季不旺，淡季不淡”的现象，成为“悲观人士”看跌的主要原因。

在座谈中，企业人士介绍，由于去年煤炭在冬季出现紧张，很多企业吃亏，港口在紧张的时候甚至要求急需用煤企业开局证明以优先装船。但是今年库存持续处于高位，夏季也未收到告急转运的需求，夏季并未出现动力煤紧张。由于终端和贸易企业都存在错峰采购，即存煤提前，因此预计冬季可能也难以出现用煤紧张。

值得注意的是，今年动力煤库存方面，企业库存一直处于高位运行。企业今年4月初煤炭库存处于年内最高，4月底—5月初库存最低，当前库存也处于偏高状态。4月13日企业库存达到最高点，主要因1—2月份累库之后经历春节，2月用电量又只有1月的一半，于是到4月份库存就逐步累积。之后，居民用电量开始快速增长，导致企业库存快速消化。今年，企业针对动力煤进行错峰管理，即错开旺季补库，在淡季进行补库，旺季时就不再累库。今年煤价难现去年的走势。

调研中，企业谈及今年浙江省严格执行“双控”政策问题。“双控”政策执行前，企业发电和耗煤都保持着同比增长的态势，但“双控”政策影响下，企业发电及耗煤出现了同比减少的局面。2018年上半年，浙江省火力发电量同比增长9.2%，而7月和8月的同比增速降至4.5%和-5.2%，8月份下降8.9%（8月份用电量增加10%左右），主要有三个原因。第一，今年浙江外购电量较多，尤其是8-9月份外购电增加明显，外购达到120亿度，占到浙江省用电总量的30%左右，主要向南方和西北、安徽等地购电，购电量同比增长也达到30%左右。第二，浙江核电机组运营压缩了火电发电量（三安门核电站），由于核电不需要调峰，大约替代了火电耗煤2万吨/天，一个月能减少煤炭消费60万吨左右。第三，太阳能发电量增长迅速，1000组太阳能机组发电100%被电网接收。浙江消费新能源中，太阳能增长88%左右。

华东地区一家电力企业人士介绍，今年市场行情不如去年，一个方面是政策调控导致的市场变化，另一方面是环保压力导致的需求减少。前期电厂全力补库，进入11月后开始采购长协煤，维持企业使用，进入1月后进口煤额度重新恢复，进口煤会带来供应端的压力，因此预计煤炭价格后期上行空间非常有限。