今夏動力煤鋼市“旺季不旺”成因簡析

從傳統(tǒng)市場行情來看，迎峰度夏期間的6、7月份本應是提前補庫加高溫帶動民用電激增的用能高峰期，沒加的上漲會貫穿始終。去年同期數(shù)據(jù)顯示，2017年7月24日現(xiàn)貨價645元/噸，較6月初累計上漲88元/噸，漲幅達15.8%。

但今年，截至7月20日，相關數(shù)據(jù)顯示環(huán)渤海動力煤現(xiàn)貨平倉成交價為656元/噸，較6月初下降16元/噸，前期雖小幅上漲，但動力明顯不足，從7月10日開始持續(xù)陰跌，合計回落了28元/噸，且市場看跌情緒仍然較濃。

而從全國用電量數(shù)據(jù)來看，根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，2018年上半年，全社會用電量再創(chuàng)新高，達到32291億千瓦時，同比增長9.4%，增速比去年同期提高3.1個百分點，其中，6月份全社會用電量為5663億千瓦時，同比增長8.0%，增速較去年同期提高1.5個百分點。環(huán)比來看，6月份用電量較5月份（11.4%）回落3.4個百分點，其中二產、三產和居民用電增速分別環(huán)比降4.3、2.1和0.9個百分點。

分行業(yè)來看，制造業(yè)日均用電量增勢強勁，四大高耗能行業(yè)均實現(xiàn)增長。2018年上半年，制造業(yè)用電量16551億千瓦時，同比增長7.3%；6月份制造業(yè)用電量2992億千瓦時，同比增長6.0%，日均用電量達到99.7億千瓦時/天，連續(xù)兩月創(chuàng)歷史新高。化工行業(yè)用電量376億千瓦時，同比增長2.5%；建材行業(yè)用電量319億千瓦時，同比增長3.6%；黑色金屬行業(yè)用電量447億千瓦時，同比增長10.4%；有色金屬冶煉行業(yè)用電量494億千瓦時，同比增長0.2%。

綜合來看，促使今年迎峰度夏期間動力煤出現(xiàn)“旺季不旺”的因素有以下幾個。

首先，從全國煤炭行業(yè)整體供需來看，除不等地區(qū)因氣候變化和水電出力的不確定性因素，加之受資源、運輸約束出現(xiàn)的時段性供應偏緊的問題外，全國煤炭產需是基本平衡的。

7月19日，中國煤炭工業(yè)協(xié)會會長王顯政在2018年夏季全國煤炭交易會上表示，今年上半年，全國規(guī)模以上煤炭企業(yè)原煤產量17億噸，同比增長3.9%；煤炭凈進口1.44億噸，同比增長12.6%；初步預測，全國煤炭消費量約18.9億噸，同比增長3.1%，實現(xiàn)了產需基本平衡。

這也就意味著，煤價不具備整體持續(xù)大幅上漲的可能性。

其次，經(jīng)過前期的大幅上漲，雖近期有所下跌，但動力煤價格目前仍然處于高位，持續(xù)回落直至綠色區(qū)間即成為必然。

盡管當前煤價與前期煤價相比有所下跌，但較國家的500-570元/噸的綠色區(qū)間仍存在較大差距，且2017年煤價從6月初開始持續(xù)上漲88元/噸后，才達到645元/噸，仍低于當前煤價11元/噸。因此價格的陰跌完全可以定位為高位震蕩回落。

再次，中長期合同煤及平價煤的有效供應和適時補充較好的穩(wěn)定了供求關系。

2017年以來，煤炭中長期合同制度和“基礎價+浮動價”定價機制，對煤電互保、互利起到重要作用。全國大型煤炭企業(yè)中長期合同兌現(xiàn)率穩(wěn)步提高，達到80%以上。

煤、電雙方的長協(xié)合同在簽訂量、定價機制、合同期限方面均有明確規(guī)定：年度合同量在30萬噸以上，以535元為基準價格+浮動價格定價，合同期在一年以上。2018年煤價整體高位運行，年度長協(xié)、月度長協(xié)明顯低于市場煤價格，較大的價差使得長協(xié)“穩(wěn)價器”、“壓倉石”的作用凸顯。

7月19日，中國煤炭工業(yè)協(xié)會會長王顯政在2018年夏季全國煤炭交易會上表示，上半年全國中長期合同煤平均價格為562元/噸，同比下降9.5元/噸。

此外，今年5月份，為遏制持續(xù)、快速上漲的煤價，保障沿海市場電煤供應，多家重點地方煤炭企業(yè)主動承擔社會責任，積極組織遠低于市場價的平價煤投放市場。6六月份開始，在路港協(xié)同護航下，近300萬噸平價煤陸續(xù)抵達港口，短時補充作用明顯，有效地沖擊了高價市場。

第四，進口煤的增加，促使內貿煤價格回落。

受國內煤價大幅上漲，部分地區(qū)供應偏緊影響，從6月份開始，開始相關部門放松了對進口煤的限制，通關時間縮短，進口煤增量明顯。

海關數(shù)據(jù)顯示，6月我國進口煤及褐煤2546.7萬噸，同比增長17.9%。上半年，我國累計進口煤及褐煤14618.7萬噸，同比增長9.9%，增速比1-5月擴大了1.6個百分點，煤炭凈進口1.44億噸，同比增長12.6%。

第五，進入7月后，隨著南北方降水量的增加，汛期明顯，水力發(fā)電的增發(fā)對煤價的上漲形成了一定的沖擊力。

進入7月，云貴川等長江中上游地區(qū)降雨較往年偏大，導致長江來水增加，水電增發(fā)預期迅速增強。截至7月20日，三峽入庫流量峰值為5.92萬立方米/秒，為2012年夏季以來的最高值，當月日均流量為4.11萬立方米/秒，而去年7—9月分別為2.12萬、1.95萬、2.25萬立方米/秒。據(jù)估計，整個7月三峽入庫日均流量能夠保持在3.5萬立方米/秒以上。

根據(jù)水電設備利用率的計算可以得知，三峽日均入庫流量超過2.5萬立方米/秒后，水電設備利用率基本穩(wěn)定在56%-60%。假設運行效率為60%，保守估計，7月水電產量預計為1378億千瓦時，同比增長10.59%，8月同比預計增長10.18%。因此，水電對火電的替代作用將逐漸顯現(xiàn)。

根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)，1-6月份，全國規(guī)模以上電廠水電發(fā)電量4618億千瓦時，同比增長2.9%，增速比上年同期提高7.1個百分點。

第六，電廠以及中轉港庫存的高企，削弱了下游采購的積極性。

由于國內煤炭產地進一步向“三西”地區(qū)集中，煤炭保供的一大措施便是保證煤炭發(fā)運的平穩(wěn)，完成庫存從上游向中下游的轉移。數(shù)據(jù)顯示，截至7月中旬，全國重點煤礦產出1493萬噸，為2018年以來的最高值，但同比減少近550萬噸。同時，重點電廠庫存為7569萬噸，亦處于年內高點，同比增加逾1200萬噸。

此外，截至7月19日，全國主流港口庫存達到年內最高點，至5493萬噸，同比增加近550萬噸。以此口徑為基準，中下游庫存增加逾1700萬噸，庫存差額來源于產量和進口量的增加。

沿海六大電廠方面，隨著氣溫升高，沿海六大電廠日耗連續(xù)3天位于80萬噸以上，但整體庫存水平連續(xù)9天處于1500萬噸以上高位，24日耗煤再次低于80萬噸。在庫存充足，預期中的沿海電廠日耗持續(xù)攀升的局面未出現(xiàn)的背景下，電廠采購意愿偏低，需求不足或使北方港口煤價繼續(xù)下行。

綜上所述，在眾多因素的合力下，今年迎峰度夏期間動力煤價格走低，出現(xiàn)“旺季不旺”成為必然。

隨著環(huán)保督查的結束，符合環(huán)保要求、達到復工條件的礦井將陸續(xù)復產，煤炭供將會增多，而中轉地北方港口在國家多項保供措施保障下，庫存總量穩(wěn)步回升，有效地保障了下游迎峰度夏期間的動力煤供給，加之，政策導向上仍有下降壓力，預計后期煤價仍存繼續(xù)下跌的風險。