“迎峰度夏”再获强现实助攻 动力煤近远月价差创同期新高！

　来源：文华财经

　　动力煤(820, 12.60, 1.56%)需求具有明显的季节性变化，因电厂在旺季前的6月开始补库，盘面会呈现出近强远弱的格局。而今年煤价从3月初开始进入持续上涨阶段，强预期向强现实不断转变，价格接连创新高，目前基本面改善空间有限，则助攻期货合约月间价差进一步拉大。

　　今年以来，动力煤期货自2月初开启了一段酣畅淋漓的上涨之路，一方面在供给端，产地反腐败、安全生产与环保检查不断，海外进口煤也持续低位。另一方面，全社会用电量在经济复苏的强劲推动下改善极其明显，而同期清洁能源尤其是水电处于淡季，导致火电增速远超全口径增速，令动力煤整体消费量大幅增长，叠加其他行业直接燃料用煤量，1-4月份的动力煤消费总量突破12亿吨，为历史以来最高值。因此供需持续紧张、另有全球市场通胀预期加持，进而推升动力煤价格勇攀高峰。

　　实际上原本主要受夏季强需求预期影响，动力煤期货价格就是呈现近强远弱的反向市场结构，而且7月合约对8的升水、8月对9月的升水较大，而在9月用电需求季节性转弱后，盘面月间价差就明显收窄。

　　与此同时，今年动力煤供需持续紧张，在超强现实的背景下，令原本强势月份的合约表现的愈加强势。一方面，近远月合约价差持续拉大，以旺季7月与需求转弱的9月合约相比，5月上旬两者价差曾逼近70元一线，创下多年新高且处于历年同期高位。

　　但五月中旬，主力价格自944.2元/吨的上市峰值暴力下挫并跌破700元整数关口，跌幅超26%。追其原因，有国家高层会议和部委发布会上屡次提及大宗商品价格，令市场避险情绪升温；也有交易所调整手续费及保证金以削弱投资者参与热情；还有榆林市共15部门集中约谈煤炭企业负责人，要求各煤炭企业要主动适应价格运行规律，合理控制煤炭价格；更有政策督促重点煤炭企业在确保安全前提下增产增供，做好迎峰度夏能源保障等等。

　　在强现实背景下，政策主导的动力煤价格下跌自然是极不情愿的，呈现出远期跌幅远高于近期合约的情况。秦皇岛Q5500动力煤从5月14日的1000元整开始下跌，截止最低点的5月27日降至850元，跌幅达到15%，下跌趋势明显慢于盘面；近月6月合约低点出现在5月21日，跌幅为20%；而7月、8月以及主力9月均跌超25%。随后除了6月合约反弹过程因临近交割走势异常外，其余月份反弹幅度相当。因而近远月合约价差再度拉大，目前7-9月合约价差回升至60元一线同期高位。

　　展望后市，保供增量主要依靠国内，但供给可改善空间仍实在有限，而且煤矿安全形势依旧严峻。据中信期货月度报告测算，晋陕蒙三大主产地之中，4月份内蒙在反腐高压下生产继续受阻，月度产量低于理论产能，而以查超产与安全生产为背景的晋陕两地却均出现了超出合法产能10%的增量；那么在政策允许范围下，晋陕两地已经达到理论极限，内蒙在保供的推动下，预计最多还会有1500万吨左右的增量，环比3-5月产量增幅也就仅在5%左右。

　　与此同时，参考历年火电运行情况，接下来电力需求开始增长，旺季是从7月开始，维持到8月底，市场预期8月火电发电需求相对4月增速可能高达20%。今年提前高温天气以及部分地区降雨不利，电力供应已经偏紧，广东、云南、陕西、四川、浙江等省份相继发出限电或错峰用电通知，后期即便水电等清洁能源发力，但也难以弥补今年同比显著偏高的全社会用电增长。而且前期由于动力煤价格过高，抑制了一部分的下游终端补库需求，夏季之前电厂预计会提前补库，也即需求高峰会在夏季之前到来。因而，供需偏紧局面有望维持。

　　综上，接下来在旺季备货需求与政策保供压力共同作用下，市场格局相对仍偏强，期间虽或面临政策调控的不确定性，但对近远月合约高价差影响甚微，而历史同期的高价差又能持续多久，让我们拭目以待。