一、供暖季即将到来之际，供应端重心转为“保供”

4月以来，受内蒙 “倒查20年”影响，我国原煤产量释放受阻。1-8月份，全国累计原煤产量24.5亿吨，同比下降0.1%。其中内蒙累计生产原煤6.34亿吨，同比大降10.4%；陕西4.29亿吨，同比增加11.8%；山西6.76亿吨，同比增加4.1%。

8月份，全国生产原煤3.3亿吨，同比下降0.1%。其中内蒙生产原煤8011万吨，同比下降13.4%；陕西6029万吨，同比增加4.5%；山西9478万吨，同比增加11.8%。

在内煤生产受限的同时，进口煤限制更为严格。7月以后，随着多数海关进口煤额度的相继用尽，进口煤数量出现明显下滑。1-9月，我国煤及褐煤进口量累计为2.4亿吨，同比下降4.4%，增速由正转负。其中9月进口量为1868万吨，同比下降38.34%，降幅扩大1.04个百分点。10月12日，中国海关口头通知电厂及钢厂立即停止进口澳大利亚动力煤及焦煤，因此目前来看进口煤仍看不到放松的可能，而在供暖季即将到来之际，保供问题成为供应端的重心，在经济“内循环”的背景下，政策端更倾向于从内煤入手。

9月底开始内蒙各项实质性保供措施密集出台。根据内蒙古日报报道：中秋国庆长假期间，鄂尔多斯市188座煤矿马力全开，仅国庆中秋长假期间即新增复工复产煤矿8座、新增产能600万吨/年。并且随着相关措施陆续落地，产能将进一步得到有序释放。第四季度预计还有20多座煤矿恢复生产，产能近8000万吨/年左右，日均销售煤炭可突破200万吨，同比上涨20万吨以上，涨幅15%左右，累计销售煤炭可达1.8亿吨以上，同比上涨近0.3亿吨，涨幅20%。

近期鄂尔多斯地区煤炭保供效力逐步显现。根据CCTD统计，截止10月13日，区域内煤矿开工率升至71.9%，较9月底提高8.6个百分点，且接近去年同期水平。

因此，前期由供应端导致的动力煤紧缺状况已经得到较大程度缓解，四季度供应端问题大概率将不再成为助推煤价上涨的主要驱动力。

就港口市场而言，北方港口库存水平是反映供需变化最灵敏的指标，截至10月15日，北方七港库存已出现底部回升迹象，因此，供应端的主要矛盾是内蒙增产，而非大秦线检修。截至10月15日，北方七港库存合计1781万吨，较9月底增加了2% 。

二、旺季需求强度决定煤价能否再次崛起

4月我国单月用电量由负转正，但累计发电量仅在8月转为正值。1-8月全社会累计用电量为4.8万亿千瓦时，同比增长0.5%（前值为-0.7%），其中8月用电量为7294亿千瓦时，当月同比增长7.7%。

根据各大机构测算，2020年我国GDP增速有望达到2%左右。从GDP增速和全社会用电量增速的历史走势来看，二者大部分时间的比值在1:1左右。因此，若2020年发电量增速达到2%，则9月至11月累计发电量同比增速在3%左右，较8月份6.8%的增速显著回落。

但与以往不同的是，9月30日国家气候中心宣布我国秋冬季将形成一次弱到中等强度的拉尼娜事件，暂不论拉尼娜事件是否会引发冷冬现象的出现，在以往发生拉尼娜的年份里（2007-2008、2010-2011、2011-2012、2017-2018），发电量增速与GDP增速的比值在1-1.25之间，即今年比值最高可能达到1.25左右，由此推算出，9-12月累计发电量增速在4.4%左右，仍然与8月份的6.8%增速具有一定差距，而与5月份的增速大致相当，但目前与5月份不同的是，10月通常为电厂淡季被动补库阶段，11月之后为电厂主动去库时间段，5月则是在日耗基础上还叠加有旺季前的补库。

对于动力煤行情判断来讲，我们更愿意预期未来的供需走势，在如今10月已过半、取暖季即将到来之际，我们最为关注的是10月下旬至年末的动力煤行情走势，但鉴于8月以后的发电量数据并未公布，因此我们做出以下假设：考虑到各月经济增速可能会产生较大差异，就目前来看，10月动力煤需求难出现亮点，11月-12月动力煤需求出现较大增量的来源主要分为两大块：第一，9-10月发电量增速同比偏低，使得11-12月发电量增速出现明显上升；第二，进口煤数量同比下滑带来对内贸煤采购量的增加。从电厂日耗数据走势来看，第一种可能性是存在的，第二种发生的概率非常大。

因此，总结来看，供应端对煤价的向上驱动逐渐消失，而10月需求端难有亮点，动力煤驱动转弱，进入11月以后，需求强度决定煤价能否再次崛起。

三、主力合约估值中性

从估值角度来看，截至10月15日，CCI5500报收613元/吨，现货估值较中性略高，主力1月合约贴水33左右，从1月合约基差季节性来看，当前基差略偏大，整体期货端估值较为中性。