煤市“旺季不旺”真因

来源:中国能源网  作者:唐平 转载  发布日期:2018-07-25

一、动力煤市场最新运行情况

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/吨,5000大卡煤降至575/吨左右,市场看跌情绪仍然较浓。产地方面,受北方港口动力煤价格跌幅扩大的影响,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。

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。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719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。

三、进口量增加,东南沿海电厂减少北上购煤

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78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。

四、来水超预期,水电替代作用显现

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,16月,水电增量一直低于预期,尤其34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。

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720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79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1120天,该地区降雨量低于7月上旬,8月来水或有一定回落。

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。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。

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7月底之前国内动力煤价格仍将呈下行的态势运行。
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