虽然正处冬季采暖旺季，今年动力煤的弱势却依然延续。

在近期期货大宗商品多数价格上涨的背景下，12月10日，动力煤主力合约再度延续跌势，当日报收546.2元/吨，跌0.22%，较9月初590元/吨的阶段高点已下跌约7.5%。

动力煤价格回落

发运成本倒挂

期货价格的波动与现货市场息息相关。

“自12月6日开始北方港口中低卡动力煤需求减弱，价格出现小幅回落，其中5000大卡煤贸易商报价降至485~490元/吨附近。”卓创动力煤分析师荆文娟指出，在季节性因素影响下，电厂耗煤负荷维持高位水平，但因下游用户库存仍处高位，且后期进口煤供应充足，需求提升有限，煤价和运价纷纷维持窄幅波动。全国煤炭交易大会召开期间，沿海动力煤市场整体保持稳定运行，12月6日大会结束之后贸易商报价开始出现松动，与此同时大型煤企对新一轮年度、月度长协煤价均进行了不同幅度地下调，使得现货市场承压下行，截至12月9日秦皇岛港5500大卡动力煤主流平仓价545~550元/吨，较月初相比回落2.5元/吨。

动力煤价格持续不振，导致当前北方港口动力煤发运成本倒挂持续。

据太原煤炭交易中心消息，根据汾渭能源12月6日产地估价测算，“三西”地区动力煤(CV5500)发运至北方港平仓成本分别为：山西煤575元，蒙煤571元，陕煤575元，12月6日CCI5500指数报548元，成本倒挂分别为27元、23元、27元。发运倒挂平均水平较前一日上涨1元。在此情况之下，贸易商发运积极性不断受到削弱，一些中小贸易商甚至退出发运行列。

内蒙古煤炭交易中心统计呼局发运量显示，今年以来呼局最高周发运量为1月份194万吨，春节过后截至现在周平均发运量为159万吨，而2018年春节以后周均发运量为187万吨，远高于2019年平均水平，且2018年最高周发运量为219万吨。伴随着倒挂局面的持续，近期周发运水平降至145万吨左右低位。

除贸易商外，煤矿向港口发货因为有运输成本等也会出现亏损。

内蒙古煤炭交易中心数据显示，今年以来在发运持续倒挂局面下，中小发运户由于长期亏损不得不退出发运行列。导致目前呼局发运户以自有煤矿直达户为主，中间贸易商占比大幅下滑。

从大秦线的运量数据也可以看出一定端倪。2019年1～10月，大秦线累计完成货物运输量36012万吨，同比减少3.75%。从9、10两个月份合计运量看，今年两个月合计运输7047万吨，剔除大修影响后，仍同比减少2.8%。

六大电厂日耗持续高位运行

动力煤价格旺季不旺,并不代表市场需求不振。

荆文娟表示，进入12月份以后，沿海六大电厂日耗持续位于70万吨以上的高位运行，库存可用天数降至22天附近。

需求旺盛从沿海运价方面也可见一斑。

截至12月9日中国沿海煤炭运价指数报收于903.45，较前一期相比上涨2.71，涨幅0.3%;较上周同期相比上涨47.94，涨幅5.6%;较去年同期相比上涨241.51，涨幅36.49%。

据悉，运价出现反弹主要因全国大范围降温，沿海六大电厂日耗持续位于70万吨以上的高位运行，耗煤需求出现季节性反弹，受进口煤限制以及12月大型煤企长协价格下调的影响，大部分终端用户继续将电煤采购转向长协，导致运力较11月下旬相比稍显紧俏。除此之外，运费波动还受北方港口因大雾频繁封航的影响。

“考虑到1月份新的长协煤和进口煤即将涌入，电厂目前以去库存为主，对电煤的采购积极性仍然偏弱，从需求端对市场煤价格形成打压。供应端来看，主产地晋陕蒙区域部分煤矿受安全检查、搬工作面等因素的影响暂停生产，与此同时坑口煤价继续维持高位，对港口煤价形成小幅支撑。综合来看，短期之内港口动力煤市场将以小幅波动为主，大幅上涨或下跌的可能性均小。”荆文娟认为，目前沿海六大电厂日耗持续运行于75万吨左右运行，库存下降至1650万吨附近，存煤可用天数依旧在22天左右安全天数，下游补库需求并未大量释放。同时叠加封航影响消除，沿海煤炭运输恢复顺畅，需求端观望情绪较浓，周初市场双方均为试探性报价，实际成交有限。后期来看，即便沿海电厂日耗出现进一步增加，但在高库存的制约之下，沿海煤炭市场转好的可能性不大，运价和煤价将继续维持窄幅波动。