今夏動力煤鋼市“旺季不旺”成因簡析

從傳統市場行情來看，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。去年同期數據顯示，2017年7月24日現貨價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，相關數據顯示環渤海動力煤現貨平倉成交價為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。

而從全國用電量數據來看，根據中電聯數據，2018年上半年，全社會用電量再創新高，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比降4.3、2.1和0.9個百分點。

分行業來看，制造業日均用電量增勢強勁，四大高耗能行業均實現增長。2018年上半年，制造業用電量16551億千瓦時，同比增長7.3%；6月份制造業用電量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，連續兩月創歷史新高。化工行業用電量376億千瓦時，同比增長2.5%；建材行業用電量319億千瓦時，同比增長3.6%；黑色金屬行業用電量447億千瓦時，同比增長10.4%；有色金屬冶煉行業用電量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“旺季不旺”的因素有以下幾個。

首先，從全國煤炭行業整體供需來看，除不等地區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，中國煤炭工業協會會長王顯政在2018年夏季全國煤炭交易會上表示，今年上半年，全國規模以上煤炭企業原煤產量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%，實現了產需基本平衡。

這也就意味著，煤價不具備整體持續大幅上漲的可能性。

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

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/噸的綠色區間仍存在較大差距，且2017年煤價從6月初開始持續上漲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。全國大型煤炭企業中長期合同兌現率穩步提高，達到80%以上。

煤、電雙方的長協合同在簽訂量、定價機制、合同期限方面均有明確規定：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、月度長協明顯低于市場煤價格，較大的價差使得長協“穩價器”、“壓倉石”的作用凸顯。

7月19日，中國煤炭工業協會會長王顯政在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、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，在路港協同護航下，近300萬噸平價煤陸續抵達港口，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。

海關數據顯示，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，水力發電的增發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降雨較往年偏大，導致長江來水增加，水電增發預期迅速增強。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。

根據中電聯數據，1-6月份，全國規模以上電廠水電發電量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”地區集中，煤炭保供的一大措施便是保證煤炭發運的平穩，完成庫存從上游向中下游的轉移。數據顯示，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3天位于80萬噸以上，但整體庫存水平連續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攀升的局面未出現的背景下，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“旺季不旺”成為必然。

隨著環保督查的結束，符合環保要求、達到復工條件的礦井將陸續復產，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下跌的風險。