煤价维持高位 火电效益下滑

引言

去年下半年以来，国内煤炭价格同比大涨，到今年一季度已有近四成上市火电企业陷入亏损，上市煤企业绩则普遍飘红，近九成净利翻倍。当前正值夏季用电高峰，但内蒙古等地煤炭生产环节受到限制，电力企业面临的压力仍然不小。

7月9日至15日，郑商所、期货日报联合组织了华东地区动力煤下游电企调研活动。7月初以来限制进口煤政策落地情况如何？下游电力企业的盈亏平衡点在哪？电企如何利用动力煤期货破解当前经营困境？带着这些问题，调研团对部分电企进行了走访考察。

A 动力煤需求季节性更明显

去年以来，动力煤价格持续攀升，电力企业一度出现经营困难。当前正值夏季用电高峰，“看天吃饭”的电企经营状况是否有所改善呢？

“之前是旺季不旺、淡季不淡，今年是旺季正旺。”杭州杭钢对外经济贸易有限公司副总经理宋怡健告诉记者。

近年来，随着需求增速趋缓，加之新能源的大力发展，水电、核电、太阳能优先上网，对火电有一定的挤出效应，火电行业传统意义上的“迎峰度夏”一度落空，但是今年电厂夏季用煤高峰有再现之势。

国家统计局17日发布数据显示，今年6月全国绝对发电量5203亿千瓦时，同比增长5.2%。其中，全国火力绝对发电量3710亿千瓦时，同比增长6.3%；水力绝对发电量1044亿千瓦时，同比下降1.9%。今年1—6月份全国绝对发电量29598亿千瓦时，同比增长6.3%。其中，全国火力绝对发电量22215亿千瓦时，同比增长7.1%；水力绝对发电量4613亿千瓦时，同比下降4.2%。

7月上旬，由于华东地区尚未出梅，与华北及华南地区相比，当地耗煤增速仍处于相对较低水平。但是随着伏天到来，全国范围的高温模式开启，华东地区煤炭日耗也随之快速上升。以浙江某企业为例，7月上旬日均耗煤9.4万吨，进入中旬后在13万吨以上，平均增幅达32.3%。

在华东地区调研期间，有人开玩笑说，“在38℃的高温下出行，像是在太阳下‘罚站’，室外两分钟，出汗两小时。”

“预计在高温的带动下，需求将继续攀升，带动煤价持续走高。”某煤炭生产企业人士说。

中央气象台预计，未来10天，新疆南部、内蒙古中西部、西北地区东南部、华北、黄淮、江淮、四川盆地南部、江南大部、华南东部等地仍将持续高温天气，可达3—9天；18—20日，华北、黄淮高温天气有所缓解；21日起，华北中南部、黄淮地区高温再度发展。

6月初电厂煤耗逐渐攀升，夏季用电高峰预期较强，加之内蒙古等地生产环节受到限制，动力煤期货走出一波快速上涨行情。夏季电厂需求对煤价的提振有多大，未来能否持续？高价之下电厂采购意愿如何？

光大期货动力煤高级分析师张笑金告诉期货日报记者，此前曾有观点认为当前煤价处于高位，电厂会放缓采购节奏，与供货方展开价格博弈。但在此次调研中发现，作为大宗散货，煤炭采购受到天气影响较大，当日耗攀升时采购就变得刚性；当淡季来临时，因堆存能力、煤炭品质下降等问题，企业采购量势必下降。尽管存在为应对高峰、降低采购成本，电企提前十几天采购的情况，但这不是常态。一旦气温上升导致电厂日耗增加，采购势必变得集中，在供应相对偏紧的阶段，季节性因素对于煤价的推动作用明显。

“采购取决于日耗和库存两方面因素。”浙江某电企相关负责人告诉期货日报记者，目前该企业日耗在11万吨左右，远低于去年同期14万吨，库存也有21天，属于高位水平，采购进度偏缓。未来情况能否改善也要看天气，如果低温持续在30℃以上，高温在37℃—38℃，且能持续一周的话，日耗肯定会起来，那时候肯定要采购煤炭。

作为省级电厂，随着煤价上涨，上述企业目前经营压力较大。该企业负责人告诉记者，现在控制成本主要有以下几种方式：一是尽可能争取长协份额；二是全力降煤耗，目前技术上已基本达到极限了，但仍力求降低；三是进口煤采购也是降成本的重要手段，目前企业进口煤份额约占20%，并没有显著增长，但对于企业控制成本而言，确实是不可或缺的一种方式；四是通过期货市场做买入套期保值控制成本。

B 进口煤通关时间延长

自7月1日起，禁止省级政府批准的二类口岸经营煤炭进口业务这一政策开始实施。一类口岸是指由国务院批准开放的口岸，包括中央管理的口岸和由省、自治区、直辖市管理的部分口岸；二类口岸指由省级人民政府批准开放并管理的口岸。

“该政策出台后对于福建、广西、广东等口岸影响较大，部分贸易商采取转港方式，物流成本略有增加。”张笑金表示，此次进口煤限制或使南方七省煤炭进口量减少15.5%，从而进一步提振沿海市场煤价。

今年1—6月，国内累计进口煤炭1.33亿吨，同比增长23.5%。面对进口煤激增的情况，相关部委高度重视，对于劣质煤进口的管控在逐渐加强。5月10日国务院常务会议指出，要坚决控制劣质煤进口。5月中旬，海关总署召集行业龙头企业，要求电企控制进口煤，并会尽快修订相关管理办法加强监管，电企签订的新进口煤合同要求减量，控制相关口岸开放。

在调研中，记者从华东地区的煤电企业和码头处了解到，近期煤炭进口通关时间大大延长，比限制二类口岸进口影响更大。“过去广西、江苏等海关通过时间在14—15天，现在至少30天，甚至40天。”华东某电企人士说。

宋怡健告诉记者，通关时间延长，除了占用资金外，对于印尼煤影响极大。印尼煤高温天气非常容易自燃，场地堆存时间延长，贸易商的风险极大，很多贸易商表示不敢做敞口。

华东某电企人士在座谈中也表示，今年以来采购进口煤数量很少，进口煤只是作为补充。

事实上，随着国内煤价快速上涨，进口煤的价格优势再度显现，当价差达到一定水平后，就会有贸易商愿意承担风险采购，电力企业也愿意使用低价进口煤来降低成本。

“近期进口煤的询盘较之前明显增加，预计7月份受通关时长限制，进口煤数量将明显减少，8月份会有一部分进口煤集中释放。”华东地区一位煤炭贸易商告诉记者，后期如果国内煤价仍维持强势上涨的势头，预计电厂及贸易商会通过调整采购周期，继续维持进口煤采购，性价比仍是决定进口量的最重要因素。

“使用进口煤及采购量增减主要看价格，如果进口煤价格优势明显，还是会考虑采购。”江苏某电企负责人说。

C 沿江电企微利经营

作为唇齿相依的上下游产业，我国煤炭和电力行业一直处于“零和博弈”状态。

众所周知，从上世纪九十年代一直到2003年，煤炭价格一路走低，煤企日子不好过，而火电企业保持着不错的利润。但自2003年以后，煤炭行业进入“黄金十年”，火电企业则日益困难。2012年之后，形势再次反转，煤价一落千丈，火电盈利大幅增加。不过，这样的“好日子”没持续几年，在去产能的大背景下，去年下半年以来煤炭价格同比大涨，到今年一季度已有近四成上市火电企业陷入亏损，而上市煤企业绩则普遍飘红，近九成净利翻倍。

在华东地区的电企调研中，企业人士告诉记者，对于火电企业来说，煤价超过580元/吨，企业就有亏损的可能。目前沿江部分电企是微利或盈亏平衡状态，内地很多电企从去年就开始亏损。

据上述电企人士介绍，一个企业拿到长协煤的比例决定其发电成本，煤价占整个发电成本的三分之二，电企会根据煤炭市场的价格来调整长协和市场煤的结构。

实际上，目前江苏、浙江两省电煤合同价格主要有三种形式：一是长协年度价格，指年度合同有数量且有明确的价格形成机制，按月计算确定；二是长协月度价格，指年度合同有数量且有明确的价格形成参考依据，按月协商确定；三是长协现货价格，指年度合同有数量但无明确的价格形成机制或参考依据，随行就市确定。

“今年市场煤价格一直偏高，签年度长协价格多的电企，今年利润还可以。如果是省级电企且市场煤偏多的企业，就目前的煤价来看，今年的经营状况不容乐观。”华中某电力企业人士说。

去年以来，煤炭成本对电厂效益的影响尤为明显。某电厂人士给记者算了一笔账，2016年该企业发电126亿千瓦时，产生利润12亿元；2017年预计发电123亿千瓦时，但利润可能只有2亿—3亿元。

“目前每千瓦时耗煤基本在300克左右，机组改造继续降低耗煤量的空间有限。虽然上半年工业企业用电量同比增幅较大，但受到外来电冲击仍然很大，目前火电企业供过于求的局面难以扭转。”江苏某电企人士表示，江苏地区外来电多，去年是700多亿千瓦时，预计今年有800多亿千瓦时。装机容量过剩也是顽疾之一。近年来华东电网不断将电企计划电量减少，转为参与竞价的市场电量、大户直供电等，也进一步加剧了电企的生存难度。虽然有一些上调基础电价的让利措施，但是其比例小、幅度低，对于电企来说只是杯水车薪。

眼下正值用煤旺季，后期煤价的走势受到市场关注。记者从走访的企业人士处得知，尽管目前下游用户库存不低，但是由于长协煤及进口煤供应均受到限制，华东地区高温天气带动需求明显上升，下游电企采购意愿较强，普遍预计7—8月煤价仍将维持高位。

“今年以来煤价涨多跌少，预计7—8月煤价仍将保持强势，尽管相关部门放产能保煤价，但是今年需求好，加上贸易商惜售，使得价格抬高。”华东地区的一位电企人士分析称。

上述企业人士认为，第三季度预计在需求继续向好的情况下，煤价仍将以上涨为主，加之煤矿掌握定价权，7—8月煤价仍会在高位，9月市场需求减少，煤价会有所下跌。但今年引发减产的因素较多，而且限制进口煤，因此煤价难有深跌，今年电厂全年的经营情况很难乐观。

D 电企参与期货积极性提升

动力煤期货上市近4个年头，从去年下半年至今，业内人士普遍认为下游电企参与度提升。

在此次调研座谈中，电企对于动力煤期货的认识较以往大大加深，其中一些电企还介绍了其成功套保的经验和案例。该企业在领导层认可的前提下，从年初的全年煤炭采购计划中划分合理份额，配备专门团队开展煤价跟踪工作，一旦出现套保机会（如基差），即快速制订操作计划，进行有计划地买入建仓，并且审时度势跟随市场调节头寸及决定交割/平仓方案，很好地实现了风险对冲。“我们的套保一直在进行，价格到位后就按计划执行操作，这是控制成本风险的一种尝试，目前来看取得了很好的效果。”该企业负责人表示。

据了解，该企业做套期保值会结合企业的采购情况，并且在年初制订大的方案，随后根据现货市场情况还会有一个详细的操作计划。一般会根据四大煤企的报价对1、5、9月份的期货合约做出判断，综合考虑煤炭的供需关系和政策等。如果价格上涨周期预期比较强，会考虑做买入保值；如果是像2015年大跌那样的情况，一般会考虑观望。如果单从合约考虑，9月合约一般会选择在合适的价位进行平仓；如果是5月合约，会选择交割。当然还要看现货价格，价格合理的话，质量又好，就会考虑交割自己用。

期货日报记者发现，从动力煤期货刚上市企业鲜有参与，到目前的普遍参与，经营困难倒逼企业寻求出路是重要原因。

一是在现货市场采购成本难以压缩的情况下，部分电企转向期货市场对冲风险。目前情况下，电企普遍倾向于增加长协采购，但是长协供应有限，几家电企也表示目前长协煤比例较小。与五大电厂相比，长协量不足是其采购成本增加的主因。进口煤本来是沿海沿江电厂降低成本的途径之一，但目前进口煤受限使进口成本与风险增加，对后期进口量或多或少会有影响。

二是动力煤1701合约修改交割品后，几家电厂普遍表示对目前交割品品质比较放心，浙江某集团建立专业的期货团队，在期货上进行套保，甚至参与交割。江苏几家电企也表示有参与期货的意向，后期交割品品质如果进一步提高，企业参与度将更高。

“我们企业做套期保值，就是煤炭价格波动下给企业上保险，现货交易会违约，期货不会，这让我们比较放心。同时还能锻炼自身队伍。”江苏利电能源集团赵建国表示，企业做套期保值，目的就是锁定价格。有持仓时心态一定要好，不能因为前期盘面跌到510元/吨，盘面上出现亏损就平仓。

在调研中记者了解到，浙能集团秉承期现结合的思路，积极寻求产融结合的发展机会与路径，扩大了期货业务的运作，立足集团发电主业，力争做电力行业的“排头兵”。

据浙能集团相关人士介绍，企业通过期货市场做买入套期保值，控制成本。根据利润目标倒推成本线，参考调控的绿色空间线，择机买入保值。企业通过几年的潜心钻研与实践，积累了丰富的动力煤期货套保经验，并在ZC1705合约上顺利完成了4万吨动力煤期货交割操作。

对于后市的动力煤期货行情，煤电产业人士是怎么看的呢？

上海地区的一位贸易商认为，目前港口5500大卡现货报价640—650元/吨，天气因素成为短期需求和市场气氛的“助推器”。未来电厂日耗仍需看高温天气的持续时间，目前看高温或持续到7月底8月初。“因有部分长协供应，市场煤高价采购一定需要有较高的日耗做支撑。旺季过后，8月中下旬日耗回落，电厂采购意愿会迅速下降，贸易商手中高价拿的货何时出货成为潜在风险点。”

值得注意的是，煤炭供应方面比去年同期有大幅增长，短期看不到继续放量的增长点。供需相对平衡的情况下，叠加夏季用电高峰，6月以来煤价出现大幅攀升的局面。8月中旬需求回落后，价格也将季节性回落。

“如果没有强有力的政策出台，9、10月短暂补库后，四季度现货价格高点有望突破本轮高点。四季度走势的关键还要看政策导向。”华东地区某电企人士说。

张笑金认为，综合来看，要重视动力煤的季节性特点，环比用量变化和市场情绪是短期行情推手。1709合约修正贴水后大幅冲高，不建议继续追高，前期多单可考虑陆续止盈。1—2周后关注拐点，择机布局9月空单，但下行的斜率可能不会太大，市场情绪转变有个过程，乐观的目标位在540—550元/吨。1801合约更适合逢回调布局多单，关注政策导向。