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煤价持续下跌缓解了煤电矛盾,为废除双轨制煤价提供了契机,但电力和铁路行业的改革滞后,始终是煤炭行业彻底市场化的障碍
631元/吨!这是7月25日海运煤炭网发布的最新一期环渤海动力煤(5500大卡)平均价格。这已是该价格指数连续第12周出现下跌,一年前,该价格直逼800元/吨。
从5月初至今,这一国内港口煤炭价格的风向标已经连续刷新历史低点。煤价的超预期暴跌导致秦皇岛港口煤炭库存直线上涨,6月中旬高达946万吨,目前为840万吨,仍处于历史高位。秦皇岛海运煤炭交易市场研究发展部人士表示:“需求锐减导致港口煤炭外调量减少。秦皇岛港最大堆存量1000万吨,超过800万吨就影响正常接卸。”
从去年底开始,环渤海动力煤价格指数进入下行区间,但走势较为平稳,今年5月初,下跌突然加速,两个月动力煤的平均价格跌去了近200元/吨。
这是谁都没想到的。多位接受《财经》记者采访的业内人士一致表示,无论是电厂、煤企还是贸易商,在年初做计划时都考虑到了今年煤炭价格会出现下行,但煤市拐点来临之快,来势之猛仍令整个产业链手足无措。
巨变未必无益。长期以来,为保证发电用煤,煤炭市场被人为割裂为计划煤和市场煤两部分。前者根据国家计划指导生产和销售,由煤炭供需运输三方一起签订合同,其价格受政府管制,明显低于市场价。后者则通过煤炭流通企业在市场中连接煤炭生产消费和运输企业,各方都根据市场方式定价。近年来,计划煤(即重点合同煤)比例逐渐缩小,但神华、中煤等主要煤炭集团的计划煤比例目前仍在50%-60%的水平。
一些人主张,煤价拐点令剑拔弩张的煤电矛盾暂时缓解,难得的温和局面正是废除煤价双轨制,彻底完成煤炭市场化改革的良机。也有论者认为,煤、电、运三位一体,如果没有全产业链的市场化设计,不改变煤价、电价形成机制,即使现在宣布废除煤价双轨制,今后它还会卷土重来。
火电难言春天
多位煤炭企业人士告诉《财经》记者,此轮煤价下行,根源在于宏观经济疲软。社会用电量下降直接造成了需求锐减。此外,进入汛期后,水电出力充足,5月份之后,大量进口煤到了交割时间,也对内贸造成一定冲击。凡此种种,导致了此次煤市拐点的出现。
作为占中国能源消费总量70%的主体能源,煤市兴衰直接取决于宏观经济形势。国家统计局数据显示, 6月份日均发电量为131亿千瓦时,增速为零;而年初的发电量增速尚维持在7%以上,2011年底的增速更是接近10%。
进口煤的冲击也来势迅猛。据海关总署统计,2008年,中国煤炭全年进口量为4040万吨;2009年猛增至12583万吨;2011年继续增长至18240万吨;专家预计,2012年中国煤炭进口量将会突破2亿吨。其中仅6月份煤炭进口量即达2252万吨,同比增长64.76%。
煤价大跌,煤炭企业首当其冲。由于此前几年市场煤的价格一直远高于重点合同煤(主要用于电厂发电),因此,越是市场化程度高的煤企,所受冲击越大。但整体而言,即使在现在的价格水平下,煤企也仍有一定的利润空间。
陷入困顿的是煤炭贸易商,在各大煤炭论坛中,“抛”一度成为重复率最高的词汇,煤贸商们不得不忍痛割肉。
江苏徐州港务集团一位交易商向《财经》记者感叹:“今年煤炭的揪心程度,让人又感受到了2008年的滋味!”那一年,由于国际金融危机的影响,煤贸商损失惨重。
在秦皇岛,大多数煤炭贸易商都处于停工状态。7月19日上午,秦皇岛港计划进港拉煤的船只20艘,往年此时,这一数据为70艘至80艘。
一位来自发电央企驻秦皇岛办公室的人士告诉《财经》记者,现在煤价处于下行区间,且各电厂存煤量普遍处于高位,日耗煤量也较往年有大幅度下降,“因此电厂基本都以计划内的采购为主,市场采购很少,即便有采购也是一再压低价格,询价多,下单少”。
与煤炭产地相连的汽运枢纽也十分萧条。与山西晋城毗邻的河南焦作博爱县柏山镇是全国最大的煤炭汽运集散中心。在煤炭走俏的时候,这里的运输公司每吨煤的运费在冬季甚至可以涨到400多元。如今,当地煤场积煤如山,生意惨淡,运费已降到了280元左右。
令人意外的是,虽然煤价已较年初跌去近15%,煤电矛盾暂时缓和。但《财经》记者调查发现,火电企业的状况却并未好转多少。因为虽然单位利润提升了,但发电量也下来了。
湖南益阳某电厂的总经济师告诉《财经》记者,目前电厂还远谈不上盈利,除宏观经济因素外,今年还有特殊情况——华中地区雨水充足,水电出力很好,但火电发电设备利用小时数始终上不去,造成了煤炭积压,致使煤价下降。而火电机组如不能满发,就会造成煤耗升高,增加发电成本。
由于水电是清洁能源,因此只要水电有出力,电网就会优先给水电上网,而华中地区的水电又尤其多。
水电目前的形势可谓一路高歌,他们水用不完还在开闸放水,火电现在成了调峰用的了。”这位总经济师酸酸地说。
东南沿海的火电厂情况大致相同。《财经》记者走访了位于江苏省的一家大型国有电厂,据该电厂总会计师介绍,电厂拥有四台64万千瓦的火电机组,2010年底并网发电。但今年7月22日和7月21日两日的机组负荷率平均只有51%,创下建厂以来的最低纪录。而往年此时正值迎峰度夏,华东又属电力供应紧张地区,该电厂的平均机组负荷率在80%以上。
此外,按往年惯例,考虑到迎峰度夏期间用电负荷较大,江苏电网每年在此期间从外省购电,今年的购入计划是1000万千瓦时。然而,尽管今夏电力供需变化出乎意料,但购电合同已签,只能通过压低省内统调机组的负荷率,来保证此部分电量的使用。
目前在秦皇岛港5500大卡的标煤成交价约为650元/吨,加上装船费、海运费、航道建设费等一系列杂费,去除运输过程中的热值损耗,这家江苏电厂的度电煤耗成本约在0.285元。此外,加上人力成本、维护运营费用等,该电厂在此价格下年发电量必须达到100亿千瓦时才能保本不亏。
而如果按照今年1月800元/吨的煤价计算,度电煤耗成本为0.343元,在此价格下,该电厂的发电量需达到150亿千瓦时才能达到盈亏平衡点。
两相对比,由于今年发电量明显下降,因此煤价的下降并不能给发电企业带来更多盈利空间。
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煤价跌跌撞撞,上涨近半个月,终于迎来了下跌行情。上周五开始,受询货减少,部分用户抵制高价市场煤等因素影响,港口煤价上涨无力,部分煤种报价小幅下调,预示着港口煤价即将进入下跌通道。目前,下游对高价的接受度有所下降,导致询货和问价的情况减少,港口交易氛围显得平淡。与此同时,环渤海港口
上周后半段,大集团外购价意外上涨,结合产地市场供紧价高的利好刺激,以及港口有少量节前空单补货需求释放,使得部分手持成本高货的贸易商借机挺价,带动港口报价情绪性上涨行情。但是,较高的煤炭库存及季节性低日耗,使得终端电厂补库动力不足;而非电行业经过一轮补库,基本可满足阶段性生产需求,
近日煤炭市场呈现共振下跌之势,无论是国内市场还是进口煤市场,也无论是动力煤还是炼焦煤都无一幸免。加速下跌最早反馈于山西临汾安泽低硫优质主焦煤,从3月6日的2250,到3月11日的1950仅仅用了5天时间,跌幅达到了300。自此,国内崩塌了的情绪持续发酵,市场竞拍流拍率一度达到70%多,近两日挂牌煤企
随着强降雨天气的结束,环渤海港口调入量逐步恢复;而调出量也不低,环渤海港口库存相对稳定。受发运成本支撑,叠加抄底需求出现,港口市场暂时趋稳,迎来小幅探涨;但夏末秋初,市场行情依然不乐观,煤价有继续下跌的可能。伏天结束,“迎峰度夏”基本过去;在工业用电未完全发力的情况下,当前用电量
由于煤价上涨过快,下游有点拉不动,煤价上涨了80-90元/吨之后,开始出现颓废态势;端午过后,市场询货减少,煤价回落。下游询货积极性一般,由于对继续降价存有预期,部分采购压价严重。虽如此,笔者预判,煤价下跌一周后,市场将会再次被扭转,煤价将再次出现反弹。六月底、七月初的这轮反弹幅度有多
今年以来,煤价跌多涨少,上涨行情出现八次。第一次是情人节开始的,上涨了12天。其余七次上涨,大部分是持续3-4天;还有两次是上涨1天,就匆匆下跌。显示了煤炭需求的偏弱,市场对煤价支撑不足。今年的煤炭供需形势基本面已悄然发生改变,煤炭需弱供强,逼迫煤价(5500大卡港口市场动力煤)中枢从1200
在“煤超疯”呼啸市场两年之后,2023年,煤炭价格却走出与此前完全相反的行情。2023年第一季度,在需求偏弱的供需格局中,市场对于动力煤价格的下行已有预期,彼时,有投资机构预测,以秦皇岛港Q5500动力煤平仓价为代表,其价格中枢约为1000元/吨。(来源:微信公众号“能见”)然而,进入5月以来,动
5月以来,广东、广西、云南、贵州、海南等南方五省区用电负荷、用电量持续上升,不只南方五省,近期全国多地用电情况都持续升温,5月份累计用电量同比增长接近10%。迎峰度夏期间,华东、华中、南方区域电力供需形势偏紧。今年以来经济形式整体向好,带动工业耗电上涨,叠加现阶段部分地区的高温天气及
受需求减弱影响,秦港存煤再次突破600万吨。除了秦港外,其余曹妃甸四港、京唐三港存煤全部处于中高位水平。回顾节后,煤炭需求短暂趋好,经过加快疏运,秦港存煤从2月9日604万吨降至3月4日505万吨。由于逐渐进入用煤淡季,叠加进口煤冲击,下游拉运积极性减弱,秦港空泊现象增多,造成秦港存煤再次回
今年以来,电煤价格弱势运行,当前的秦港5500的现货价格差不多比去年同期低了四百多。今日智库认为,除了需求不足外,电煤供应量多了也是一个重要原因。据国家统计局发的最新数据,今年1—2月份,生产原煤7.3亿吨,同比增长5.8%,日均产量1244万吨。进口煤炭6064万吨,同比增长70.8%,上年12月份为下降
重要会议期间,煤矿安监力度趋严,产量收紧对煤价有一定支撑;叠加前期采购成本较高,发运企业积极挺价。此外,部分下游跃跃欲试,开始抄底,助推煤价回归上涨通道。但受民用电负荷回落,环渤海港口库存高位,叠加非电行业采购数量不多等因素影响,预计此轮煤价涨幅有限。下周,煤价有可能再次回落。涨
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