今年以来,电煤市场交易一直冷淡,电煤价格呈现整体下行态势。
(资料图)
6月以来,全国多地气温攀升。据《中国能源报》记者了解,经历前段时间的市场淡季后,最近几天,多地燃煤电厂的电煤日耗量开始快速上升。
回想起过去两年出现的煤价暴涨,仍让人心有余悸。彼时,煤电企业大面积亏损,行业一片哀鸿遍野。不过,今年以来,电煤市场交易一直冷淡,电煤价格呈现整体下行态势。
迎峰度夏即将来临,电煤价格和供需情况成为市场最关心的问题。今年我国电煤供需形势如何?电煤价格又将呈现何种走势?
电煤价格逐渐回归合理区间
国投安信期货统计数据显示,2022年动力煤市场持续高位运行,秦皇岛港Q5500蒙煤现货均价为1305.2元/吨,较2021年的1050.3元/吨进一步上涨255元/吨;晋陕蒙产地价格均价分别为988元/吨、1003元/吨、872元/吨,上涨幅度103-147元/吨不等。自去年10月以来,动力煤市场步入下行趋势,今年5月下旬开始下跌明显加速,今年以来均价为1067.3元/吨。
“2021年,我们经历极端的能源危机行情,非常突出的表现就是煤炭和天然气价格的暴涨。去年俄乌冲突又为能源危机赋予新的战争风险溢价,去年上半年,把能源危机推向顶峰。”国投安信期货能源首席分析师高明宇表示,“今年以来,整个动力煤市场价格的下跌是非常滞后的,5月中下旬下跌才开始有明显加速。其实从年初开始,它的供需形势就已经发生非常明显的逆转,所以价格大概率要回到合理区间。”
中国煤炭市场网的信息显示,5月份,受低价进口煤的冲击,市场挺价信心明显受挫,价格持续下跌,特别是进入下旬后,在自燃风险加剧和部分货源资金压力凸显下,贸易商低价抛货行为明显增加,导致市场加速下行。截至6月1日,CCTD环渤海动力煤现货参考价为785元/吨(5500大卡),较5月初下跌225元/吨,跌幅约22%。
“去年的煤价在多重因素下过高,经过这轮持续下跌,目前算是处在比较合理的水平。当前800元/吨左右的价格,比国家发改委对港口现货的最高限价1155元/吨低了300元左右,已接近电煤中长协价格区间,明显减轻了发电企业煤炭采购压力。”信达证券研究开发中心能源行业首席分析师左前明对《中国能源报》记者表示。
2022年《国家发展改革委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知(发改价格〔2022〕303号)》明确,煤炭长协基准价为675元/吨,合理区间为570—770元/吨。
煤炭库存维持高位
谈及近期电煤价格下降的原因,多位受访者指出,主要是当前电煤整体供需宽松。
中央财经大学煤炭上市公司研究中心主任邢雷在接受《中国能源报》记者采访时指出:“由于疫情导致的全球经济复苏缓慢以及俄乌冲突对世界经济的冲击,导致世界经济增长乏力,全球煤炭价格都处于下降的态势。当前我国经济下行压力明显,工业生产不足,对电力的消耗减少。在供给方面,一是国内煤炭产量不断提高,二是随着煤炭进口零关税政策的延续,以及中澳关系的改善,进口煤炭大增,且除了澳大利亚外,来自蒙古国等国的煤炭也不断进入中国,这都造成供给的增加。”
中国海关总署最新发布的统计数据显示,今年1—5月,我国进口煤炭1.82亿吨,同比增加89.6%。
“我们认为在国家有关政策的推动下,今年电煤长协的保供应、兑现率各方面都呈现出更好的水平。另外,国内生产端也维持较高的产能利用率。电厂拥有高比例长协,同时还有大量的进口煤资源,对于采购国内市场煤的需求不大,所以价格呈现下行态势。”左前明指出。
据了解,由于电力消费增长缓慢,以及电厂前期的采购,煤炭库存不断增长,环渤海港口和电厂库存都创出高位。
“目前,我们厂库存接近上限,仍在根据消耗量加大采购,增加库存,准备将库存提高到历史最高水平,迎峰度夏前通过采购低价煤,降低后期发电成本。”河南某燃煤电厂相关负责人在接受《中国能源报》记者采访时表示。
中国电煤采购价格指数(CECI)编制办公室发布的《CECI周报》(2023年22期)显示,5月26日—6月1日,发电量涨幅较大,供热量小幅下降。电煤耗量和入厂煤量均有较大涨幅。电厂煤炭库存维持增长态势。6月1日,纳入统计的发电企业煤炭库存可用天数26天。
重点关注需求端变化
迎峰度夏即将开启,燃煤发电企业日均发电量有所增长。
中国电力企业联合会预计,受上年同期低基数等因素影响,今年二季度电力消费增速将明显回升,拉动上半年全社会用电量同比增长6%左右。正常气候条件下,预计今年全年全社会用电量达9.15万亿千瓦时,比去年增长6%左右。
高明宇分析指出:“目前,中下游库存处历年同期绝对高位,6月累库压力仍存,7—8月旺季去库存需要内产、进口的进一步减量配合兑现,动力煤市场价格下行压力仍存。”
在左前明看来,迎峰度夏时期,电煤价格有望保持基本稳定,但还得看具体情况。2023年的煤炭基本面形势,相对于过去两年或将回落,可能会恢复到相对平衡的状态,不会太紧张也不会太宽松。
“目前,煤炭整体库存还是比较高的,近期伴随日耗提升去化较快。后续还要看几个因素:一是迎峰度夏期间电煤日耗高增的状态可不可持续;二是水电出力情况,水电1-5月份出力不好,但丰水期临近,云南地区来水或开始发力;三是要看经济修复的力度和节奏,尤其是工业企业产能利用率和库存变化。同时还要观察今年以来的进口煤高增长态势是否可以持续。总体上看,今年夏天煤电保供应的压力相比过去两年可能有所缓解。不过,由于上述因素仍存不确定性,具体情况仍有待观察。”左前明表示。
“考虑到水电出力减少、气候尚难判断、经济复苏不确定性等因素,个人认为夏季电煤价格会有小幅回升的可能,但大幅回升可能性不大。2023年下半年,电煤供需形势可能继续维持供给宽松局面,煤炭产量和进口量下降的可能性都不大。”邢雷认为,“难以预测的是需求形势,国际形势会在多大程度上影响我国工业品出口,政策发力是否有效,需求不足的局面能否改观,都将影响宏观经济是否转暖,从而影响电力需求的变化,最终影响电煤价格变化情况。”
文 | 本报记者 李玲
出品 | 中国能源报(ID:cnenergy)
编辑 | 李泽民
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