1. 2019年动力煤价格变化
今年春节前后，连续在晋陕蒙煤炭主产区发生两次重大的矿难事故，导致主产区，尤其是陕西榆林地区，煤矿春节前提前停产，春节后复产缓慢，对煤炭供应产生了实质性的影响。再加上2月份澳煤通关时间延长，进一步加剧了高卡煤的紧缺格局。受此影响一季度主要由供给逻辑主导价格行情，走出了一波上行的走势。在此期间各煤种之间价差也有所变化，首先是由于进口澳煤通关时间较长，增加了成本，因此大量需求转向偏低卡的印尼煤，使得澳洲煤和印尼煤之间的价差持续缩小到历史较低的位置（图1.4）。其次是澳煤需求的缺失导致价格低迷，这样加大了国内煤之间的价差（图1.2），为贸易商做内外价差套利提供了机会，也为后半年大量的低成本澳洲煤打压国内煤价格奠定了基础。
春节后，陕西政府陆续发布了7批煤矿复产名单，其中4月18日第五批煤矿复产名单发布后，基本榆林地区95%以上的产能都已经批复生产了，即便加上复产前的安全检查和准备工作，到六月份基本也能恢复产量。而从需求上看，二季度水电表现的较为良好，总体用电增速比较平稳，导致火电份额被挤压明显，二季度火电增速基本为0，甚至一度为负值。供应增速恢复正常，需求并未增长，导致二季度成为供需转变的节点，供应开始大于需求，价格走势开始转弱。并且价格变化逻辑从供应主导逐渐向需求主导转变。
三季度的迎峰度夏，总用电量并未表现出良好的需求，在新能源高增长的情况下，火电份额被挤压严重，同比增速仍然维持在0增速附近。并且原煤维持着较高的增速以及进口煤数量超预期的增加。导致供过于求，价格进一步维持弱势下行。
四季度由于迎峰度夏结束，需求进一步萎缩，但原煤增速并未萎缩，中下游库存开始被动累库。重点电十月中下旬时即已超过去年峰值，比去年库存峰值出现时间早了一个月，但这并不是今年库存的高峰，库存随后也还在不断增加。到11月中旬已接近1亿吨，高企的中下游库存对价格产生了明显的压制作用。同时进口澳煤成本较低，也对国内价格造成了一定的打击。
2. 2019年动力煤价格特点
首先，波动幅度减少。今年虽然有黑天鹅事件影响导致价格出现剧烈变化，但今年作为供需格局转变的一年，整体价格先涨后跌，整体波幅大幅减少。以CCI5500大卡的价格波动为例，2017年CCI5500大卡的波幅有174元，2018年CCI5500大卡的波幅，更是达到了201元。但今年，截止到到11月26日，CCI5500大卡的波幅仅仅是94元，不足去年的一半。并且由于发运价格持续倒挂，大量的中小贸易商退出市场，港口价格失去弹性，导致现货价格处于偏稳的状态，罕见的多次出现横盘的情况。最长一次达连续12个交易日横盘（图1.1）。
其次，高低卡价差波动剧烈。由于年初事故主要影响的是陕西榆林地区，而榆林地区是高卡煤的主产地。2月份被限制的澳煤同时又是主要的高卡进口煤。两相叠加导致一、二季度高卡煤紧缺，高卡煤和低卡煤价差迅速拉大。其中CCI5500大卡和CCI5000价差一度超过100元，随着榆林地区的复产及进口澳煤的陆续通关，价差又迅速回落至70元以下。
最后就是贴水幅度变小，之前动力煤期货属于常态大贴水，最高贴水达到150元以上，正常情况主力合约贴水也在40元左右，是需求方买货的天然价格洼地。但今年由于价格波动变小，价格弹性缺失，贴水幅度基本维持在20元左右。
供应情况
1. 原煤产量
10月份，原煤产量3.2亿吨，同比增长4.4%，增速与上月持平；日均产量1048万吨，环比减少32万吨。1-10月份，原煤产量30.6亿吨，同比增长4.5%。
一季度受矿难影响维持较低原煤增速，1-2月份甚至为负增长。但6月份开始，原煤产量即达到了10%以上的高增速。8月份后原煤增速恢复到正常位置，与全年增速基本相当。下半年原煤产量方面基本已没什么变数，维持较高增长。根据目前产量数据及产量预期，2019年全年原煤产量在37.2亿吨左右。
从产量集中度来看，晋陕蒙地区占比在逐年增加，目前已经超过全国合计产量的70%。同时从产量增速上来看，晋陕蒙地区的产量增速也明显快于全国增速产能增速，因此可以预见晋陕蒙地区产量占比会进一步加大，晋陕蒙地区突发事件的对总体产能的影响进一步增强。后期需要重点关注晋陕蒙地区政策的变化。
2. 进口煤情况
10月份，煤炭进口2078.1万吨，同比增长8.5%，增速比上月回落2.8个百分点；1-10月份，煤炭进口2.99亿吨，同比增长10.4%。目前前十一个月的进口总量已比去年全年进口数量多出1800万吨，平控已然失效。
而从进口结构上来看，今年动力煤进口受澳煤政策影响，进口量先少后多，总体比例与去年基本持平。褐煤和焦煤占比有所增加，分别上升了1个百分点（增长的焦煤中，有部分是动力煤，但是以焦煤的品名通关）。
从未来趋势来看，11月煤炭进口限制逐步趋严，12月进口量预计仍会有所减少。预计全年煤炭进口量在3.2亿吨左右。而由于今年进口煤超出平控目标较多，明年进口煤政策上，或许会趋于严厉。主要两个方向，一是按月或者按季度控制额度，二是提前收紧进口煤的时间。不过总的来说即便明年把进口量控制在3.2亿吨以内，进口煤的绝对值也不低，足够终端使用。
中下游情况
1. 北方港情况
今年受进口煤较多及终端需求较弱的影响，北方港调入及调出较去年有所下滑，并且由于发运长期倒挂，贸易商发运积极性不高。从截止到11月26日的数据上看，调入调出的主要降幅来源于秦皇岛港和黄骅港。作为新晋的主力港口，曹妃甸港仍然维持的这不错的增长，京唐港也能保持在正增长的范围。
从季节性上来看，迎峰度夏之后，由于终端库存消耗的不理想，下游补库积极性不高，8月之后，调入调出量出现明显的下滑，其中以秦皇岛港和京唐港下滑较为明显。曹妃甸表现较为稳定。但总体港口调入调出，普遍少于去年下半年。
从北方港的库存上来看， 今年总体保持稳定，大部分时间库存在往年之上，库存走势趋势与往年部分相同，偶尔会发生背离。
而从库存结构看，主要的库存增长来自唐山港(行情601000,诊股)地区的增长。光从库存数量的角度来看，曹妃甸港稳居第一，同比增长了19.24%。京唐港也超过了秦皇岛跃居第二，同比增长也达到了15.8%。秦皇岛港与黄骅港变化不到，变化幅度均在2%以内。
2. 重点港口情况
今年重点港口库存与去年趋势基本一致，上半年持续增长，下半年保持稳定。但全年库存均在去年库存之上。截止到11月27日，仍比去年同期库存多了432万吨。
分港口来看，江内港口库存从迎峰度夏之后快速回来，跌落到去年同期略低的位置，保持稳定。主要由于江内港口贸易商较多，对于后市预期较为悲观，囤货的积极性较低。华东港口从迎峰度夏之后基本保持稳定，全年平均也在去年库存水平之上。华南港口由于今年进口煤价格优势较大，进口积极，8月之前库存持续堆高。8月之后出于对进口政策变化的担忧，进口积极性有所降低，库存略有回落。
总体来说，重点港口库存比去年有所增加，但总量有限。不同区域库存变化情况略有差异。
终端电厂
1. 六大电情况
今年沿海六大电的月均日耗情况和2017年比较相似，但迎峰度夏时的情况明显弱于2017年。与2018年比，2019年前半年明显弱于2018年较多，而今年9月之后，日耗并未像2018年大幅下降，仍然维持较为稳定的位置，相对比较平稳。
从月均日供上来看，与日耗基本节奏基本类似。并没有跟随去年的走势规律，而是跟2017年的淡旺季节奏相同。
从六大电库存变化节奏来看，跟以往一样，春节后及迎峰度夏前夕有一波累库，但迎峰度冬并没有表现出累库的情况。主要是由于四点原因共同造成的:一是六大电绝对库存值偏高。二是冬季偏短，暖冬预期导致需求强度不足。三是对后期煤价的悲观预期，采购欲望不足。四是港口库存充足，随时可以补充。
从电厂库存可用天数看，今年电厂对库存把控更加精准，除了春节期间和迎峰度夏的备货期外，库存可用天数基本维持在25天上下的相对宽裕范围。由于港口库存较为充足，使得电厂库存调节也更加灵活可控。
2. 重点电厂情况
从重点电厂的库存情况来看补库和去库时间与往年基本一致，但由于今年总体库存基数较高，冬季补库节奏明显要慢于往年，但也于10月底超过了去年库存峰值，比去年峰值出现时间提前了一个月。随后库存并未止步，仍在继续增加。最高达到了9953万吨，比去年峰值增加了547万吨，比去年峰值出现时间早了7天。
从重点电厂日耗情况来看，春节后到8月底之前，要略弱于去年，主要由于今年水电发力较早。8月底之后，水电的迅速消退，使得火电有所企业，重点电厂日耗开始较去年为强。10月之后，火电恢复成与去年基本持平的水平。而从重点电厂日供来看，基本与去年情况持平，变化不大。
从重点电厂可用天数上来看，迎峰度夏备货期，电厂准备较为充足，库存可用天数达到25天以上，远高于去年水平。后期虽然差距有所缩小，但是可用天数基本也在去年同期之上，库存完全足以应付高日耗的消耗。
电力供需情况
1.发电情况
从发电端的数据来看，10月份，发电5714亿千瓦时，同比增长4.0%，增速比上月放缓0.7个百分点；日均发电184.3亿千瓦时，环比减少12.6亿千瓦时。1-10月份，发电5.9万亿千瓦时，同比增长3.1%。从总发电量累计增速来看，今年相对较为稳定，但较去年比，增速重心有所下移。
分品种看，10月份火电生产增速略有放缓，水电降幅扩大，核电、太阳能(行情000591,诊股)发电回落，风电由负转正。其中，火电同比增长5.9%，增速比上月放缓0.1个百分点；水电下降4.1%，降幅扩大3.0个百分点；核电、太阳能发电分别增长5.4%和3.0%，分别回落12.5和16.4个百分点；风电增长10.0%，上月下降7.9%。由于水电的衰竭，10月份火电延续9月份的情况仍然维持着正增长。
从全年合计发电量来看，核电与太阳能均保持着20%以上的高速增长，在总发电量中的占比也都增加了约0.5%左右的份额。火电依然保持着所有发电能源里最低增速。总发电量占比持续萎缩，今年1-10月份已萎缩至不足72%的份额。且随着新能源装机量的逐步增加，可以预见后期火电份额会进一步压缩。
2. 用电情况
2019年10月我国全社会用电5790亿千瓦时，同比增长5.6%，环比下降3.8%，主要由于季节性旺季过后，用电量回落所致。2019年1-10月累计用电59232亿千瓦时，同比增加了4.74%。其中第三产业增速最快，同比增长了9.51%。第二产业增速最慢，同比仅增加了3.35%，但由于基数最大，绝对数值仍然是第二产业增加最多。
从各产业也用电占比来看，第二产业仍占有最大的份额，用电占比达67.31%，但是占比却在逐年下降，并且下降速度在逐年增加。而第三产业和居民城乡用电占比上涨明显，分别增加了1个百分点和0.5个百分点。后期第三产业和居民城乡用电占比预计会进一步增加，是后期用电增量的重要关注点之一。
明年走势分析
1. 价格情况
今年价格有两个特点：一是价格稳定，价格波幅较前两年缩减了一半左右。主要是由于市场格局发生了变化，长期倒挂导致中间贸易商的缺失，进一步导致价格失去了弹性。二是价格中枢下移较多，价格中间值下移了73.5元/吨，均值下移了57.1元/吨。较前两年下跌幅度较大，价格转势迹象明显。
从今年的供需格局看，供给侧改革基本结束，先进产能持续释放，根据能源局的统计数据来看，在建的煤矿合计核定产能超过8亿吨，因此原煤增速在短期内降下来的概率不大。但在用电端来看，用电增速出现增长乏力的迹象，且新能源增速，尤其是核电增速一直保持着高速增长，对火电份额挤压现象明显。在自然条件配合的情况下（水电、风电、太阳能等新能源需要自然条件配合），出现总发电量增长，但火电不增长甚至负增长的情况。
下表是总结近几年CCI5500价格的波幅区域的对比。2020年是根据今年产业格局情况及趋势变化情况对明年整体价格波幅的预判。
2. 市场形式的变化
今年由于进口煤成本低，因此从下半年开始有一个比较明显的变化，即进口煤价格压制着国内煤的价格，包括国内煤10月之后的跌幅主要都是进口煤抛售所导致国内弱平衡的价格下移。同时还导致出现后几个合约里频繁出现进口煤交割，在刚结束的1911合约中，进口煤的交割数量甚至能和国内煤的数量分庭抗礼。可见在进口煤数量大增的情况下，进口煤低成本的优势已足以撬动国内煤价格的变化及期货定价的标的。
而今年进口煤全年总量预估会接近3.2亿吨，比去年全年超出了接近4000万吨，相差较大。因此明年进口煤控制总额以哪年作为平控参考，会较大的影响进口煤的数量，进而影响国内供给及对国内价格形成冲击。
另一方面，中间贸易商缺失后，市场价格活跃度下降，弹性缺失。由于市场缺乏贸易商恐慌货盘，价格难以像之前一样出现急跌的行情，因此多次出现长期价格横盘的情况。
3. 明年需要重点关注的变数
（1）原煤产量增速的保持情况，尤其是晋陕蒙地区生产的扰动因素影响。比如榆林地区明盘的复产和超产情况、内蒙古临时征地的审批影响情况（预计会对一亿吨原煤生产造成影响）等。
（2）下游需求的恢复情况，尤其是火电增速的情况。包括非电力企业耗煤。
（3）季节性的气候变化：来水时间、夏季温度、冬季温度等。
（4）进口政策变化及导向，进口成本对国内煤的压制情况。
（5）产业结构的变化，尤其是港口产业结构的变化。市场煤比例、贸易商比例、市场煤与长协煤价差转换等。
（6）交割行情对于动力煤价格走势的影响。
