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今年夏季,受“厄尔尼诺”现象影响,南方将再次出现类此于去年的降雨频繁、气温偏低现象;不但民用电不振,而且“西电东送”数量也在增加,将很大程度上缓解我国沿海沿江地区的火电压力,减少煤炭消耗数量。预计今年七、八月份,沿海煤炭运输会保持平稳运行,船舶压港不会再现,下游采购煤炭积极性也不会非常高涨,电厂用煤更不会出现紧张局面。
尽管今年夏季,受“迎峰度夏”影响,南方部分地区用电负荷可能会在某一时间段出现增加趋势,耗煤量出现阶段性走高,电力集团存在一定的补库需求。但受工业用电不振,炎热天气持续时间不长等因素影响,电力集团采购煤炭的节奏会放缓,难以刺激沿海煤炭运输趋向火爆,也难以带动动力煤价格大幅反弹。预计七、八月份,环渤海动力煤交易价格最多会上涨10-20元/吨,仍属于长期成本线以下的煤炭价格出现的理性小幅回归,即使夏季用煤高峰也难以带动市场煤交易价大幅上涨。
今年1-5月份,全国电力需求总体宽松,发电装机容量保持快速增长,但是火电利用小时同比降幅扩大,全国跨区送电量保持一定水平,火电出现负增长。进入六月中下旬,已经接近炎热的夏季,但沿海地区降雨频繁,水电发力增加,六大电厂日耗合计保持55-58万吨之间的低位水平;以浙能电厂为例,浙能集团旗下13个沿海电厂在正常情况下日耗合计应该达到11-13万吨;而上周,受水电运行良好影响,浙能电厂平均日耗数仅为9.2万吨,最低时仅为8.2万吨;6月27日,受气温回升影响,沿海六大电厂合计日耗增加至64.8万吨。在耗煤水平不高的情况下,为减少堆存资金,降低购煤成本压力,电厂继续保持低库存;由于终端需求缺口未打开,沿海电厂并不急于抢运煤炭,而是保持刚性拉运,促使发煤企业销售数量受挫。今年,宏观经济继续保持低位运行,尽管从五月中旬开始,工业用电量出现复苏迹象,5月份,全社会用电量增长1.6%,但下游对煤炭的需求增幅缓慢,受南方降雨频繁,水电发力增幅大等因素影响,火电厂负荷下降,消耗煤炭数量偏低。
在需求平稳、进港资源有限的情况下,秦皇岛港、国投京唐港、黄骅港煤炭进出数量保持平衡,生产有条不紊,三大港口存煤数量保持稳定,也促使煤价上涨缺乏根本性支撑。曹妃甸港方面,受中小散户货源减少,调进减少,以及港口清理积压库存等因素影响,曹妃甸港进港资源继续保持低位,船等货时间延长;由于需求较差,煤价依然保持低位,没有出现上涨。
今夏,预计工业经济复苏乏力、企业开工率不足、水电出力增加等因素继续制约煤炭需求增长。受雨水多,南方水电运行好,遏制了火电需求,减少了煤炭消耗数量。加之“西电东送”数量的增加,非化石能源出力增加,预计今年清洁能源新增发电量折合减少电煤消耗5000万吨以上。受沿海地区外购电增加影响,预计多数电厂发电负荷率仍会保持低位,即使有长兴电厂等几个电厂机组陆续投产,但在核电、水电的新能源的冲击下,火电机组利用小时及负荷率仍将维持较低水平;会出现“新电厂无法开足马力,老电厂负荷低”的现象,造成沿海地区整体煤炭需求不乐观。
截止6月20日,全国重点电厂存煤6279万吨,可用天数为21天。七、八月份,伴随着下游需求的不振和电厂耗煤的低位,全国重点电厂库存会有所回升,电厂存煤可用天数会保持在20天左右的用量,沿海地区煤炭消费水平将继续保持平稳;沿海煤炭运输有条不紊,部分港口发运量保持高位,沿海煤炭市场继续向供需平衡方向转化。受铁路对进港货源进行调整影响,各大港口运输会出现冷热不均现象,主要运煤港口:秦皇岛港、黄骅港车船到港双多,煤炭发运能够保持高位,且存煤保持稳定,价格上涨空间很小;而曹妃甸港存煤继续保持低位,用户派船拉煤和煤矿发煤的积极性均不高,煤炭进出港双低;年底蒙冀线投产后,这一现象将有所改变,蒙煤将大幅增加,曹妃甸港资源匮乏态势得到缓解,煤价会继续保持稳定。
今年,预计煤炭产运销各环节基本延续了去年的弱势运行态势,尽管国家出台一批基础设施建设项目,给国内工业的需求增长提供一定支撑。五月份开始,下游需求有所转好;但随着我国区域产业转移步伐加快,沿海部分高耗能企业迁往西南地区或东南亚国家,工业用电难有大的改观,对煤炭需求增量继续放缓。而在国家大力倡导清洁能源优先上网的背景下,大量水电、核电机组投入商务运营,以及特高压等外送电网输电线路的不断完善,将保证清洁能源对煤炭的替代效应继续增强,上海、浙江、广东等耗煤大省外来电比例大幅提升,沿海地区对煤炭的需求难有大的增量,直接遏制了煤炭价格的上涨。
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