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冬季动力煤企稳回升可期

时间: 2018-11-20 09:05来源: 中国网

  今年冬季行情能否走出低迷,综合目前的供需状况和季节性变化规律,可以预计,需求虽然迟到,但并未缺席,其终将支撑煤市企稳回升。

  岁过立冬,未见冰雪,煤市却传来阵阵寒意,从港口到电厂,煤炭库存高企。沿海六大电厂的煤炭日耗长期徘徊在55万吨,导致港口煤价由涨转跌,由10月中旬的673元/吨下行至11月中旬的631元/吨,1个月累计下跌40元/吨,市场悲观情绪蔓延。这不由让人想起今年8月上旬港口煤价逼近600元/吨时,市场同样一片看空之声,但之后依靠需求拉动,煤价止跌回升,由8月6日的597元/吨到站上670元/吨平台。

  错峰补库和库存高企抑制煤价上涨

  今年,动力煤市场“淡季不淡、旺季不旺”的特征明显。4月中旬,煤炭价格触底强势反弹,至6月中旬,接近700元/吨的高位,背后反映的是电厂在煤价低位时提前采购,到了7月夏季用电高峰,煤炭价格反而转头向下,直至8月上旬才在600元/吨的低位再度反弹,但10月底的峰值仍低于前期高点。

  供应端,9—10月,原煤月均产量超过3亿吨,进口煤月均数量在2400万吨。反观需求端,10月的火电量只有3629亿千瓦时,创今年的最低值。供强需弱,叠加下游电厂提前采购,推高了煤炭库存。

  进口煤“平控”不是救市稻草

  11月14—16日,江苏、广东、福建连续3日召开进口煤座谈会。今年进口煤与去年持平的政策能否落地,成为本周煤市热点,笔者认为不能期望过高。前10个月煤炭进口量已经突破2.5亿吨,距年底还有1个半月,与去年进口总量相比缺口不足1000万吨,要想在12月将进口煤缩减至1000万吨以下,不太现实。回顾历史数据,2016年1—2月的月度进口量最少,也在1500万吨,且近两年的月均最低进口量都不低于2000万吨,直接“腰斩”,势必影响南方市场的供应。

  开会是调研摸底,进口煤会减量,但不能影响煤炭市场稳定和冬季民生取暖需求。而且,目前的市场低迷是需求滞后和库存高企叠加而致,即使进口煤月度进口量减少1000万吨,也难以挽救需求疲弱、提振市场信心。

  12月火电量将大幅提升

  电力用煤占煤炭总消费量的“半壁江山”,而电力消费具有明显的季节性,高峰分别是迎峰度夏和冬季供热,而每年的2、4、10月是用电低谷。

  由于夏季水电增发的“挤占”效应,每年的2月和10月的火电量较小。今年10月,水电量超过1100亿千瓦时,压制火电量,使其创出年内低值。不过,11月至次年1月,当月度水电量降到700亿千瓦时时,火电量就会增加。过去两年,全年最高的火电量都在12月,次高是7—8月。今年8月,火电量首次突破4600亿千瓦时。按照正常的冬季煤炭需求及今年的增速,12月的火电量将接近4700亿千瓦时,较10月增加近700亿千瓦时,进而提振煤炭消费。

  期现结合下1月煤价难飙涨

  期货具有价格发现功能,交易者则具有较强的风险意识,往往先于现货规避价格风险。10月中旬,在现货价格依然处于上涨通道时,动力煤期货主力合约就已经开始调整,并于10月下旬开启下跌模式。1月面临主力合约的交割,期货与现货回归,上游煤矿和下游电厂通过“期转现”的方式积极参与交割,必将抑制煤价上涨,去年的“煤超疯”情景难再现。

  总之,动力煤的市场格局已经变化,煤电一体化趋势明显,伴随着北方港口发运集中度的提高,原先活跃的贸易商将“转战”分散且交易规模较小的沿江和内河市场,而期货、期权等金融衍生品也将随之拓宽应用范围,共同促进2019年全国煤炭市场的平稳运行。