传统迎峰度夏的用煤旺季，环渤海动力煤价格指数却逆市连续下跌了7周。据分析，对中国经济减速的担忧是导致近两月下游电煤采购略微降温的因素之一，而且在5月全国性的“电荒”之后，主要电厂的电煤库存数一直维持在偏高水平。
截至8月22日，全国六大电厂的存煤可用天数仍然接近16天，处于合理库存水平。虽然国家发改委今年已经两度上调电价，但火电企业的亏损情况并未出现根本扭转，电力价格机制无法传导成本，“市场煤”和“计划电”导致内地电厂的发电积极性仍然不高，这也在一定程度上制约了电煤采购。
不过煤价小幅连跌的局面，可能会因为大秦铁路9月20日将启动的为期20-30天的检修有所改变。今年4、5月份的那一轮煤价大幅上涨，也正值大秦线检修。除了检修会导致电煤供应量减少，市场普遍研判下游电厂今年可能将提前启动冬储煤的采购。虽然预计未来两个月煤价会有小幅上涨，但经济减速的预期仍在，电煤供求紧平衡的格局没有改变。
煤价七连降
8月17日，环渤海动力煤价格指数综合平均价为828元/吨，较上周下跌1元/吨，跌幅继续收窄。这是该指数价格连续第七周保持下滑，整体降幅近2%。对比今年3月末至6月的这一轮电煤价格上涨，2%的跌幅虽是发生在7-8月这一传统的用煤旺季，但整体跌幅却极为有限。上一轮涨价中，电煤价格上涨幅度达到了10%。
近两个月下游电厂采购的积极性不及预期，很重要一个原因是目前不论是电厂还是各大主要煤炭港口的存煤数都处于偏高或合理的水平，市场并不缺煤。而包括秦皇岛港在内的环渤海四港库存也一直维持高位，截至8月21日，秦皇岛港煤炭库存数为712万吨。
进口煤近期的密集到港也有效增加了沿海煤炭的供给，以广东省为例，5-7月的煤炭进口量一直维持在单月400万吨以上。而7月份，中国煤炭进口跃升至1753万吨，创月度进口新高，较去年同期增长36.2%。沿海多省，20%左右的用煤需求依赖进口这一势头已经基本维持下来。
据介绍，这一轮电煤的进口风潮始于4月电荒之后，国内电煤价格的上涨使得不少贸易商们大手笔地从印尼、澳大利亚等地入货以备即将到来的用煤旺季，单月进口量环比增长一倍左右。煤炭供给和库存的增加，需求却因为经济减速预期以及仍然未能厘清的煤电矛盾受到制约。往年贸易量的一半左右是销售给终端的陶瓷、纺织等珠三角的工厂，而今年针对这类企业的销售比重仅仅只有两成上下，大部分煤都被区域电厂囤下。
长期来看，电厂的发电积极性能否调动仍需要国家进一步理顺煤电矛盾。因为珠三角地区的电厂靠近港口，电煤采购成本更低，上网电价更高，其利润情况一直好于广东北部的韶关、云浮等地电厂，内地电厂的亏损情况，估计和韶关电厂类似甚至更糟。今年火电的亏损严重，电厂资金也颇为紧张，缺钱买煤在一定程度上也降低了终端对电煤的需求。
冬储煤变数
虽然当前的煤价持续微跌，市场却普遍预计价格的逆转可能很快会出现，甚至有分析认为华东、四川等地区可能在今冬明春出现缺煤停机的情况。四川电力公司近日就公开表示，丰水期结束后全网火电存煤仅能达到400万吨左右，测算下来可能会有日均500万千瓦的电力缺口，不排除冬季会有拉闸限电。
缺煤停机并非是买不到煤，而是在于煤价超过亏损电厂的承受范围，究其根源还是电厂的发电积极性不高，不愿意购高价煤发低价电。价格逆转可能发生在大秦铁路9月末检修期间。预计今年的秦皇岛港也会因此出现港口库存数的明显回落。下游电厂可能会因此在9月用煤淡季期间略微加大电煤采购力度，提前做好冬储煤的采购。
西南水电出力的明显下降可能也将影响电煤采购。西南、华南、西北地区旱情较为严重，水电出力明显下降。根据7月份水电发电量同比降幅测算，7月份水电发电量同比减少87.5亿千瓦时，水电发电量下降相应的使7月份火电发电耗煤量增加了近400万吨。尽管目前夏季用电高峰已经接近尾声，如果未来西南、华南和西北地区旱情继续发展，水电出力将继续受到影响，火电发电量和发电耗煤量还是会相应地继续增加。
目前动力煤价格尽管仍在下跌，但是跌幅已经很小，显示出反弹的迹象。从需求的角度来看，目前正处于夏季用电的翘尾阶段，电力用煤有所回升；同时目前也是冬储煤开始阶段，这两大因素叠加起来进一步加剧了冬储煤需求的紧张。对于煤炭紧张的华中、华东地区来说冬季煤炭供应不足几成定势。
（责任编辑：李莎）