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煤市“旺期不旺”真因

动力煤6月15日达到高点661.4元/吨,至今已累计下跌6.32%。后期,在利空因素的压制下,动力煤市场继续承压。

portant; word-wrap: break-word !important;">portant; word-wrap: break-word !important;">二、库存高企,下游采购积极性下降

由于国内煤炭产地进一步向“三西”地区集中,煤炭保供的一大措施便是保证煤炭发运的平稳,完成库存从上游向中下游的转移。数据显示,截至7月中旬,全国重点煤矿产出1493万吨,为2018年以来的最高值,但同比减少近550万吨。同时,重点电厂库存为7569万吨,亦处于年内高点,同比增加逾1200万吨。

库存高企 下游采购积极性下降

portant; word-wrap: break-word !important;">供给侧改革带来煤炭价格的阶段性剧烈波动,煤炭稳价的一大措施则是适当加快电厂直购进口煤通关,即定向放松进口限制。海关总署的数据显示,6月,国内进口煤及褐煤2546万吨,环比增加310万吨,同比增加386万吨,增幅达到17.8%。由于去年7月进口仅1900万吨,若今年7—8月进口量保持在2600万吨的水平,则合计将增加730万吨,相当于沿海六大电厂在这两个月的耗煤增幅为15.5%,这在旺季高基数的基础上很难实现。

此外,今年5月份,为遏制持续、快速上涨的煤价,保障沿海市场电煤供应,多家重点地方煤炭企业主动承担社会责任,积极组织远低于市场价的平价煤投放市场。6六月份开始,在路港协同护航下,近300万吨平价煤陆续抵达港口,短时补充作用明显,有效地冲击了高价市场。

不过,进入7月,云贵川等长江中上游地区降雨较往年偏大,导致长江来水增加,水电增发预期迅速增强。截至7月20日,三峡入库流量峰值为5.92万立方米/秒,为2012年夏季以来的最高值,当月日均流量为4.11万立方米/秒,而去年7—9月分别为2.12万、1.95万、2.25万立方米/秒。从中央气象台获悉,未来10天,云贵川地区降雨量仍较丰,由此估计,整个7月三峡入库日均流量能够保持在3.5万立方米/秒以上。未来11—20天,该地区降雨量低于7月上旬,8月来水或有一定回落。

portant; word-wrap: break-word !important;">portant; word-wrap: break-word !important;">一、动力煤市场最新运行情况 portant; word-wrap: break-word !important;">

分行业来看,制造业日均用电量增势强劲,四大高耗能行业均实现增长。2018年上半年,制造业用电量16551亿千瓦时,同比增长7.3%;6月份制造业用电量2992亿千瓦时,同比增长6.0%,日均用电量达到99.7亿千瓦时/天,连续两月创历史新高。化工行业用电量376亿千瓦时,同比增长2.5%;建材行业用电量319亿千瓦时,同比增长3.6%;黑色金属行业用电量447亿千瓦时,同比增长10.4%;有色金属冶炼行业用电量494亿千瓦时,同比增长0.2%。

总体上,今年7—8月,中下游潜在供应增量为2480万吨。此外,6月鄂尔多斯地区受环保影响,煤炭外售量实际同比减少650万吨,随着煤矿的复产,7—8月将恢复正增长。需求方面,水电增速将保持在全社会用电增速之上。假设煤电增速达到10%,则全国重点电厂7—8月的需求增量预计在2200万吨。因此,供应增量完全覆盖了需求增量,并且留有较大余地。

portant; word-wrap: break-word !important;">由于国内煤炭产地进一步向“三西”地区集中,煤炭保供的一大措施便是保证煤炭发运的平稳,完成库存从上游向中下游的转移。截至7月中旬,全国重点煤矿产出1493万吨,为2018年以来的最高值,但同比减少近550万吨。同时,重点电厂库存为7569万吨,亦处于年内高点,同比增加逾1200万吨。此外,截至7月19日,全国主流港口库存达到年内最高点,至5493万吨,同比增加近550万吨。以此口径为基准,中下游库存增加逾1700万吨,库存差额来源于产量和进口量的增加。

第四,进口煤的增加,促使内贸煤价格回落。

进口量增加 东南沿海电厂减少北上购煤

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此外,截至7月19日,全国主流港口库存达到年内最高点,至5493万吨,同比增加近550万吨。以此口径为基准,中下游库存增加逾1700万吨,库存差额来源于产量和进口量的增加。

来水超预期 水电替代作用显现

portant; word-wrap: break-word !important;">今日国内动力煤市场延续下行态势运行。随着气温升高,沿海六大电厂日耗连续3天位于80万吨以上,但整体库存水平连续9天处于1500万吨以上高位,在库存充足背景下,电厂采购意愿偏低,需求不足使得北方港口煤价继续下行。现5500大卡煤降至650-655元/吨,5000大卡煤降至575元/吨左右,市场看跌情绪仍然较浓。产地方面,受北方港口portant; word-wrap: break-word !important;">动力煤价格portant; word-wrap: break-word !important;">跌幅扩大的影响,产地多数煤矿煤炭库存增加,整体煤价处于下行通道,另外受暴雨天气影响,西北地区部分运煤线路受阻,导致周边煤矿销售压力加大。近日鄂尔多斯准旗某矿价格小幅上调,据了解涨价主要受周边露天煤矿关停的影响,后期随着煤矿产量逐步提升,煤价仍存一定的下行风险。受国内煤价走低和汇率波动过大影响,进口动力煤下游采购明显放缓,价格出现明显走低。印尼3800大卡煤小船型FOB报价46-47美元/吨,4700大卡煤FOB66.5-67美元/吨。澳煤5500大卡煤有报价FOB76美元/吨,虽然价格在持续下滑,但下游接货意愿依然没有提升。

第五,进入7月后,随着南北方降水量的增加,汛期明显,水力发电的增发对煤价的上涨形成了一定的冲击力。

由于国内煤炭产地进一步向“三西”地区集中,煤炭保供的一大措施便是保证煤炭发运的平稳,完成库存从上游向中下游的转移。截至7月中旬,全国重点煤矿产出1493万吨,为2018年以来的最高值,但同比减少近550万吨。同时,重点电厂库存为7569万吨,亦处于年内高点,同比增加逾1200万吨。此外,截至7月19日,全国主流港口库存达到年内最高点,至5493万吨,同比增加近550万吨。以此口径为基准,中下游库存增加逾1700万吨,库存差额来源于产量和进口量的增加。

portant; word-wrap: break-word !important;">后期判断,随着环保检查对主产地的影响逐渐消除,后期煤炭供应增加将是大趋势,而中转地北方港口在国家多项保供措施保障下,库存总量稳步回升,有效地保障了下游迎峰度夏期间的动力煤供给。因此,预计portant; word-wrap: break-word !important;">7月底之前国内动力煤价格仍将呈下行的态势运行。

从传统市场行情来看,迎峰度夏期间的6、7月份本应是提前补库加高温带动民用电激增的用能高峰期,没加的上涨会贯穿始终。去年同期数据显示,2017年7月24日现货价645元/吨,较6月初累计上涨88元/吨,涨幅达15.8%。

利空制约

portant; word-wrap: break-word !important;">portant; word-wrap: break-word !important;">三、进口量增加,东南沿海电厂减少北上购煤

2017年以来,煤炭中长期合同制度和“基础价 浮动价”定价机制,对煤电互保、互利起到重要作用。全国大型煤炭企业中长期合同兑现率稳步提高,达到80%以上。

综上所述,8月中上旬以前,郑煤大概率继续承压,若之后来水出现较大回落、水电增发低于预期,则郑煤将于8月中下旬开启反弹行情。

portant; word-wrap: break-word !important;">不过,进入7月,云贵川等长江中上游地区降雨较往年偏大,导致长江来水增加,水电增发预期迅速增强。截至7月20日,三峡入库流量峰值为5.92万立方米/秒,为2012年夏季以来的最高值,当月日均流量为4.11万立方米/秒,而去年7—9月分别为2.12万、1.95万、2.25万立方米/秒。从中央气象台获悉,未来10天,云贵川地区降雨量仍较丰,由此估计,整个7月三峡入库日均流量能够保持在3.5万立方米/秒以上。未来11—20天,该地区降雨量低于7月上旬,8月来水或有一定回落。

综合来看,促使今年迎峰度夏期间动力煤出现“旺季不旺”的因素有以下几个。

一方面,过去5年,水电运行效率和三峡入库日均流量存在明显的线性关系。经过简单线性回归可得,水电设备利用率(水电设备平均利用小时数/月总小时数)=0.1284×三峡入库日均流量 0.2527,回归平方和达到85.44%。另一方面,考虑到极值部分线性相关性变弱,总结发现,三峡日均入库流量超过2.5万立方米/秒后,水电设备利用率基本稳定在56%—60%。假设运行效率为60%,保守估计,7月水电产量预计为1378亿千瓦时,同比增长10.59%,8月同比预计增长10.18%。因此,水电对火电的替代作用将逐渐显现。

portant; word-wrap: break-word !important;">portant; word-wrap: break-word !important;">

7月19日,中国煤炭工业协会会长王显政在2018年夏季全国煤炭交易会上表示,今年上半年,全国规模以上煤炭企业原煤产量17亿吨,同比增长3.9%;煤炭净进口1.44亿吨,同比增长12.6%;初步预测,全国煤炭消费量约18.9亿吨,同比增长3.1%,实现了产需基本平衡。

供给侧改革带来煤炭价格的阶段性剧烈波动,煤炭稳价的一大措施则是适当加快电厂直购进口煤通关,即定向放松进口限制。海关总署的数据显示,6月,国内进口煤及褐煤2546万吨,环比增加310万吨,同比增加386万吨,增幅达到17.8%。由于去年7月进口仅1900万吨,若今年7—8月进口量保持在2600万吨的水平,则合计将增加730万吨,相当于沿海六大电厂在这两个月的耗煤增幅为15.5%,这在旺季高基数的基础上很难实现。

portant; word-wrap: break-word !important;">关系。经过简单线性回归可得,水电设备利用率=0.1284×三峡入库日均流量 0.2527,回归平方和达到85.44%。另一方面,考虑到极值部分线性相关性变弱,总结发现,三峡日均入库流量超过2.5万立方米/秒后,水电设备利用率基本稳定在56%—60%。假设运行效率为60%,保守估计,7月水电产量预计为1378亿千瓦时,同比增长10.59%,8月同比预计增长10.18%。因此,水电对火电的替代作用将逐渐显现。

海关数据显示,6月我国进口煤及褐煤2546.7万吨,同比增长17.9%。上半年,我国累计进口煤及褐煤14618.7万吨,同比增长9.9%,增速比1-5月扩大了1.6个百分点,煤炭净进口1.44亿吨,同比增长12.6%。

水电历来有“一荣一枯”的说法,今年按照往年轮换属于水电大年,但是,1—6月,水电增量一直低于预期,尤其3—4月甚至出现同比下降。因此,市场对水电的增发预期降低,叠加5月异常高温天气,动力煤价格强势上涨。

portant; word-wrap: break-word !important;">总体上,今年portant; word-wrap: break-word !important;">7-8月,中下游潜在供应增量为2480万吨。此外,6月鄂尔多斯地区受环保影响,煤炭外售量实际同比减少650万吨,随着煤矿的复产,7-8月将恢复正增长。需求方面,水电增速将保持在全社会用电增速之上。假设煤电增速达到10%,则全国重点电厂7-8月的需求增量预计在2200万吨。因此,供应增量完全覆盖了需求增量,并且留有较大余地。

尽管当前煤价与前期煤价相比有所下跌,但较国家的500-570元/吨的绿色区间仍存在较大差距,且2017年煤价从6月初开始持续上涨88元/吨后,才达到645元/吨,仍低于当前煤价11元/吨。因此价格的阴跌完全可以定位为高位震荡回落。

portant; word-wrap: break-word !important;">水电历来有“一荣一枯”的说法,今年按照往年轮换属于水电大年,但是,1—6月,水电增量一直低于预期,尤其3—4月甚至出现同比下降。因此,市场对水电的增发预期降低,叠加5月异常高温天气,动力煤价格强势上涨。

第六,电厂以及中转港库存的高企,削弱了下游采购的积极性。

portant; word-wrap: break-word !important;">portant; word-wrap: break-word !important;">四、来水超预期,水电替代作用显现

由此可见,单从三峡水力发电的情况来看,今年7月份,乃至8月份水力发电同比增长将成必然,且增幅较大。根据中电联数据,1-6月份,全国规模以上电厂水电发电量4618亿千瓦时,同比增长2.9%,增速比上年同期提高7.1个百分点。

综上所述,在众多因素的合力下,今年迎峰度夏期间动力煤价格走低,出现“旺季不旺”成为必然。

随着环保督查的结束,符合环保要求、达到复工条件的矿井将陆续复产,煤炭供将会增多,而中转地北方港口在国家多项保供措施保障下,库存总量稳步回升,有效地保障了下游迎峰度夏期间的动力煤供给,加之,政策导向上仍有下降压力,预计后期煤价仍存继续下跌的风险。

沿海六大电厂方面,随着气温升高,沿海六大电厂日耗连续3天位于80万吨以上,但整体库存水平连续9天处于1500万吨以上高位,24日耗煤再次低于80万吨。在库存充足,预期中的沿海电厂日耗持续攀升的局面未出现的背景下,电厂采购意愿偏低,需求不足或使北方港口煤价继续下行。

进入7月,云贵川等长江中上游地区降雨较往年偏大,导致长江来水增加,水电增发预期迅速增强。截至7月20日,三峡入库流量峰值为5.92万立方米/秒,为2012年夏季以来的最高值,当月日均流量为4.11万立方米/秒,而去年7-9月分别为2.12万、1.95万、2.25万立方米/秒。据估计,整个7月三峡入库日均流量能够保持在3.5万立方米/秒以上。

7月19日,中国煤炭工业协会会长王显政在2018年夏季全国煤炭交易会上表示,上半年全国中长期合同煤平均价格为562元/吨,同比下降9.5元/吨。

首先,从全国煤炭行业整体供需来看,除不等地区因气候变化和水电出力的不确定性因素,加之受资源、运输约束出现的时段性供应偏紧的问题外,全国煤炭产需是基本平衡的。

但今年,截至7月20日,相关数据显示环渤海动力煤现货平仓成交价为656元/吨,较6月初下降16元/吨,前期虽小幅上涨,但动力明显不足,从7月10日开始持续阴跌,合计回落了28元/吨,且市场看跌情绪仍然较浓。

受国内煤价大幅上涨,部分地区供应偏紧影响,从6月份开始,开始相关部门放松了对进口煤的限制,通关时间缩短,进口煤增量明显。

煤、电双方的长协合同在签订量、定价机制、合同期限方面均有明确规定:年度合同量在30万吨以上,以535元为基准价格 浮动价格定价,合同期在一年以上。2018年煤价整体高位运行,年度长协、月度长协明显低于市场煤价格,较大的价差使得长协“稳价器”、“压仓石”的作用凸显。

再次,中长期合同煤及平价煤的有效供应和适时补充较好的稳定了供求关系。

而从全国用电量数据来看,根据中电联数据,2018年上半年,全社会用电量再创新高,达到32291亿千瓦时,同比增长9.4%,增速比去年同期提高3.1个百分点,其中,6月份全社会用电量为5663亿千瓦时,同比增长8.0%,增速较去年同期提高1.5个百分点。环比来看,6月份用电量较5月份回落3.4个百分点,其中二产、三产和居民用电增速分别环比降4.3、2.1和0.9个百分点。

因此,水电对火电的替代作用将逐渐显现。

其次,经过前期的大幅上涨,虽近期有所下跌,但动力煤价格目前仍然处于高位,持续回落直至绿色区间即成为必然。

这也就意味着,煤价不具备整体持续大幅上涨的可能性。

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