引言
國內動力煤價格近年來總體處于下行周期,不過,此前兩年第四季度前后均出現(xiàn)了反彈行情。2013年第四季度,動力煤期價從538元/噸最高反彈到600元/噸,同期環(huán)渤海煤炭價格指數(shù)從530元/噸上漲到631元/噸。2014年,期價從9月中旬的506元/噸最高漲至10月中旬的533元/噸,環(huán)渤海煤炭價格指數(shù)從8月底的479元/噸上漲到12月的526元/噸。
今年第四季度動力煤市場是否會重復往年的行情走勢?火力發(fā)電企業(yè)當前生產(chǎn)形勢怎樣?電廠備貨采購心態(tài)如何?為了更好地把握第四季度煤炭價格走勢,繼6月底走訪了動力煤坑口產(chǎn)區(qū)、7月底走訪港口后,9月14日至19日,期貨日報和鄭州商品交易所再次聯(lián)合組織有關人員對江浙一帶動力煤下游電企進行了實地調研。
火電企業(yè)生產(chǎn)效益明顯改善
在對江浙一帶的電廠調研中,記者了解到,今年火電企業(yè)利潤大幅增加,這主要得益于煤價的下跌。
“今年年初以來,環(huán)渤海煤炭價格指數(shù)已下跌120元/噸,下跌幅度超過20%,煤企虧損面進一步擴大。電廠的日子相對要好過一些,雖然今年4月全國燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價平均每千瓦時下調約2分,但對于電廠而言,煤價下跌40元/噸左右就可以抵消其影響?!边B云港某電廠負責人說,今年完成企業(yè)年初預定的利潤指標應該沒有問題,目前電廠利潤較去年有明顯增加。
據(jù)了解,電力企業(yè)生產(chǎn)成本可分為變動成本和固定成本。變動成本主要是燃料成本,火電企業(yè)即為燃煤成本。近年來得益于煤價的大幅下挫,火電企業(yè)燃料成本占比逐年下降,江浙地區(qū)電廠目前燃料成本占總成本的60%—65%,較2013年下降約10%。固定成本主要是設備折舊、員工薪酬、材料費及管理費等,固定成本也不是一成不變的?!巴ǔG闆r下,員工薪酬會隨著工作年限的增加而小幅增長,但財務及管理成本會逐漸降低,且降幅一般要高于薪酬的增幅。因此,電廠固定成本一般會隨著機組使用時間的增加而小幅下降。”鹽城市某電企負責人稱。
在考察中記者還了解到,由于利潤情況較好,政府對脫硫脫硝上網(wǎng)電價有補貼政策,環(huán)保費用的增加對大型電企影響不大?!斑B云港地區(qū)電廠環(huán)保措施普遍執(zhí)行較好,環(huán)保費用對我們也沒有形成太大負擔,電價補貼基本能夠覆蓋成本的增加。”上述連云港電企負責人說。
當然,目前電企也有苦惱。受經(jīng)濟增速放緩、產(chǎn)業(yè)結構調整影響,工業(yè)用電需求不斷萎縮,電廠可利用小時數(shù)逐漸下降。與此同時,各地新投產(chǎn)的機組不斷增加,火電產(chǎn)能過剩已成事實。
據(jù)了解,江蘇今年火電裝機容量增速高于全國平均水平,但機組可利用小時數(shù)有所下降。今年1—8月江蘇火電機組平均可利用小時不足3200小時,同比減少100小時。2014年電廠機組平均可利用小時數(shù)約為5200小時,預計今年平均可利用小時數(shù)為5000小時,同比將減少200小時。
浙江某電力企業(yè)負責人也表示:“我們集團今年燃煤機組可利用小時數(shù)降至4000多小時,原來浙江火電緊缺時,這一數(shù)據(jù)最高可達7000小時?!庇浾甙l(fā)現(xiàn),統(tǒng)計數(shù)據(jù)也印證該負責人的說法,浙江省截至今年8月火力發(fā)電設備平均利用小時數(shù)累計為2698小時,去年同期該數(shù)字為3028小時。我國幾個經(jīng)濟水平靠前省份中,以浙江、福建下降最為明顯,截至8月的火力發(fā)電設備平均利用小時數(shù)降幅均超過10%。目前電廠的最大難題已從買煤變?yōu)橘u電,除了電力需求大幅降低外,浙江省火電企業(yè)還受到外來電、水電的雙重沖擊。
“未來電力需求變化主要還是看宏觀經(jīng)濟情況,如果經(jīng)濟特別是第一產(chǎn)業(yè)能有改觀,用電會有明顯增加,否則未來電力行業(yè)產(chǎn)能過剩會更加突出?!惫獯笃谪泟恿γ貉芯繂T張笑金說。
煤電聯(lián)動或再次啟動
“對于煤炭價格,電廠追求相對低價,不追求絕對低價?!焙贾菽畴娏瘓F負責人告訴記者,由于宏觀經(jīng)濟增速放緩及環(huán)保壓力的加大,煤炭需求呈萎縮態(tài)勢,煤企日子不好過。作為環(huán)渤海下水煤的重要采購客戶,他們也考慮到電企與煤企的歷史淵源及社會責任,沒有再刻意地去壓低煤價,煤價的大幅下挫更多是市場規(guī)律及煤企間的競爭所致。
在調研中,其他大型電廠負責人也表示,今年電廠完成年度利潤指標只是時間早晚問題,甚至個別電廠已經(jīng)完成了年度利潤指標,因此他們不會過分地壓低煤價。如果煤價過低,有關部門會擇機再度下調燃煤機組的上網(wǎng)電價,對電廠意義不大。
中信期貨動力煤研究員崔春光告訴期貨日報記者,明年2—4月國家發(fā)改委再次啟動煤電聯(lián)動機制的概率較大。他預計2015年至2016年3月1日期間,國內煤炭價格較上一個聯(lián)動周期均價下跌90.77元/噸(以秦皇島港5500大卡山西末煤為例)。根據(jù)2012年12月20日國務院辦公廳發(fā)布的《關于深化電煤市場化改革的指導意見》中的相關規(guī)定,通過折算得出江浙兩省燃煤上網(wǎng)電價理論上每千瓦時應下調4分錢,考慮到江浙兩省火電機組可利用小時數(shù)下滑的比例,燃煤機組上網(wǎng)電價每千瓦時下調3.5—3.8分錢的可能性較大。
“目前的煤電聯(lián)動是電煤價格與上網(wǎng)電價之間的聯(lián)動,但作為成熟的市場,應該將銷售電價一并納入其中,在銷售電價一側體現(xiàn)電價的成本、供需關系,最終實現(xiàn)電煤價格與銷售電價的聯(lián)動,這樣才能更好地顯現(xiàn)電力的商品屬性?!贝薮汗庹f。
江浙地區(qū)電企無冬儲意愿
記者在此次調研中發(fā)現(xiàn),華東地區(qū)電廠完全不存在冬儲備貨的概念。以往可能由于北方地區(qū)冬儲,出現(xiàn)過煤炭供應緊張、運力擠占的局面,華東電廠為保證供應而不得不備貨。今年來看,隨著需求大幅萎縮,電廠負荷下降,在電廠日耗煤普遍減低的情況下,庫存可用天數(shù)自然升高,加上下水煤供應充裕,也不存在拉不到煤而影響供電的情況,未來電廠庫存降低將是常態(tài)。
“江浙滬地區(qū)本無需冬儲,冬儲概念更適合北方?!苯幍貐^(qū)煤炭貿易商李先生告訴記者,隨著冬季臨近,北方采暖需求增加,會大幅提升動力煤的需求量。因此北方電廠、供暖企業(yè)在9—10月份需補充庫存,一是提前儲備一定的煤炭以防止煤源臨時短缺,二是提前低價采購,避免冬季煤炭價格過高。
事實上,往年江浙地區(qū)電廠參與冬儲,更多是被動性參與,電廠主要擔心北方冬儲效應引發(fā)煤源緊張以及煤價漲幅過大。江浙滬地區(qū)冬季取暖帶來的煤炭需求增量其實很小,電廠通過第四季度的平穩(wěn)采購即可滿足下游需求增量,反而是7—8月夏季居民用電增幅更加明顯,電廠往往提前儲備。因此在目前上游供給寬松以及電廠庫存較高的背景下,江浙地區(qū)電廠基本不需要提前采購煤炭,也沒有冬儲的意愿。
“以前用電旺季來臨前,我們都是在外面到處求購煤炭,經(jīng)常擔心采購不到足夠的煤源。煤炭供應緊張的時候,我們也不得不買劣質褐煤,甚至用些煤泥進行混燒?!苯K升輝熱電公司副總經(jīng)理程浩說,但現(xiàn)在情況完全變了,采購工作容易多了。電廠訂貨后,貿易商現(xiàn)在會派船送貨到電廠倉庫的泊位,而且今年采購的都是相對優(yōu)質的煤炭,劣質煤沒有再用過。
據(jù)了解,升輝熱電屬于民營熱電廠,主要為印染廠供熱。每年煤炭采購量約20萬噸,空干基揮發(fā)分在23%以下,收到基全硫在0.6%以下,每年生產(chǎn)60萬噸蒸汽。煤炭主要由貿易商以隨行就市的價格供貨。該電廠臨近江陰港,載重600噸小船可直接到廠,貿易商供貨上門。
“如果說以前15到16天是偏緊的庫存水平,未來可能就會成為常態(tài)水平。”江蘇某國有大電廠相關負責人表示,盡管國有大電廠還沒有嚴格進行庫存管理以降低存儲環(huán)節(jié)資金占用,但民營電廠、熱電廠為追求利潤最大化,在預期煤價仍未觸底的情況下,低庫存、不備煤將是常態(tài)。
市場對四季度動力煤價格存分歧
在此次調研中,對于第四季度動力煤價格走勢,電廠、貿易商存在一定的分歧。
“目前沿江各港口煤炭庫存充足,采購十分便捷,上游煤企供應過剩,且蘇南地區(qū)不存在冬儲,煤價難以上漲。”江陰港某貿易商表示,預計年底前煤價維持漲勢的時間較短,冬季煤價仍會走低。按當前神華掛牌價402元/噸來算,還有20元/噸下跌空間,但不會跌破380元/噸。另外,高卡煤有下跌空間,但低卡煤則會較為抗跌。
江蘇某電廠負責人認為,目前來看,第四季度江浙地區(qū)鋼鐵、紡織、化工行業(yè)經(jīng)營情況難有起色。在供應充足的背景下,煤炭價格即使反彈,空間也不會太大。考慮到煤企幾乎全面虧損,煤價向下有一定的成本支撐,下跌空間也不大,因此煤價在底部窄幅波動的可能性更大一些。不過以往年經(jīng)驗來看,第四季度煤企是否聯(lián)合挺價是一個關鍵性因素。
“目前煤炭物流各環(huán)節(jié)的瓶頸已逐步被打破,動力煤供給非常充裕,煤炭市場化程度越來越高,神華對煤炭定價權的影響力較往年趨弱,且神華、中煤、同煤今年年度銷售任務均未完成,若后期聯(lián)合挺價將損失部分市場份額?!笔袌鋈耸勘硎?,第四季度煤炭價格上有“天花板”,向下空間卻不明朗。
期貨日報記者發(fā)現(xiàn),從走訪企業(yè)情況看,南方無冬儲,北方雖有冬儲,但庫存高位,供應充足,電廠也不急于補庫,低庫存將成為常態(tài)。從長期角度來看,特高壓帶來的“煤從空中走”將在未來持續(xù)抑制煤價,目前煤炭產(chǎn)業(yè)鏈的每個環(huán)節(jié)都還未到最困難的時期。
張笑金認為,第四季度煤炭需求缺乏亮點,冬儲備貨更多是促進產(chǎn)區(qū)低卡煤銷售,前期部分中小煤礦低卡煤庫存較大,未來面臨去庫存的過程,港口部分低卡煤價格可能因此會有所回暖。
“另外,電廠盈利情況普遍較好,特別是國有大型電廠沒有主動壓價,更多是有針對性地談一些優(yōu)惠措施,對價格敏感度不高。不排除煤企在11、12月提高現(xiàn)貨報價,電廠為保證供應及煤炭品質一致性,也會接受價格的上調,但幅度和空間都將有限?!睆埿鸱Q,第四季度煤價下行空間不會太大,盡管需求不足,但大礦減產(chǎn)、水電退出、北方冬儲都將影響市場。電廠擔心煤電聯(lián)動再啟動,也沒有主動壓價的動力。
針對目前的市場分歧,杭州大望投資有限公司動力煤研究員陽莎莉建議,應關注宏觀面是否有利好消息影響市場,并注意新增礦井今年10月前是否陸續(xù)開始生產(chǎn),這將影響今年煤價的反彈高度。另外,還需關注坑口往北方各港發(fā)運量是否減少,主要是民營礦較多的內蒙古地區(qū)。
“到年底煤電談判之前,下游補庫是毋庸置疑的,但采購方式將從集中采購轉變?yōu)榉蛛A段補庫,并且避開大秦線秋季檢修。因此,今年煤價反彈力度預計弱于往年,10月份5500大卡動力煤主流市場價會回升至400—410元/噸?!标柹蛘f。
“從目前供需情況分析,受9月中旬天氣逐漸轉涼、工業(yè)需求萎縮及水電供應環(huán)比增加等因素影響,電廠日均耗煤再度探底,而供給仍較充足,煤炭價格繼續(xù)下探的可能性較大。”崔春光認為,雖然多重因素制約煤價回升,但綜合考慮北方冬季取暖需求增加等因素,冬季煤價回升的可能性較大,只是今年價格回升的啟動點較往年滯后,且漲幅受限。
部分因素制約電企參與期貨
記者發(fā)現(xiàn),此次調研的煤電企業(yè)對動力煤期貨價格均較為關注,并且多數(shù)電企直接或間接參與過動力煤期貨,對期貨交易、交割規(guī)則均較熟悉。
鹽城某電廠負責人告訴記者:“我們平時非常關注動力煤期貨價格,它更能反映未來電煤的真實價格。我們很看重期貨的價格發(fā)現(xiàn)功能,很多時候期貨價格趨勢走出來之后,現(xiàn)貨價格才表現(xiàn)出來,所以現(xiàn)在做燃料價格預算的時候,一定會參考幾個活躍合約的價格?!?/p>
動力煤期貨上市以來,越來越受到煤電企業(yè)的重視,在煤電談判中的影響也逐漸增強。不過,當前仍有一些因素制約煤電企業(yè)參與期貨。
首先,目前電力企業(yè)盈利情況非常好,認為沒必要進行套期保值。一位不愿透露姓名的電廠負責人對記者表示:“目前我們電廠發(fā)電成本為每千瓦時0.25元,燃煤機組上網(wǎng)電價接近每千瓦時0.4元,利潤水平為近十幾年以來最高?!币虼耍词姑禾楷F(xiàn)貨價格出現(xiàn)一定漲幅,電廠對套保的積極性也不高。
目前多數(shù)電廠人士認為,從長周期來看,全國各類煤礦年產(chǎn)能已經(jīng)超過50億噸,煤炭產(chǎn)能嚴重過剩局面已經(jīng)形成,短期難以改變,煤炭去產(chǎn)能也是一個長期的過程。隨著鐵路建設的完善、港口吞吐能力出現(xiàn)過剩,未來運輸及轉運環(huán)節(jié)價格也有下行空間。環(huán)渤海港口動力煤平艙價仍處于下行通道,電企不擔心買不到煤,也沒有必要做套期保值。
其次,對期貨的認知及體制因素也影響了部分企業(yè)參與期貨?!叭绻谄谪浬咸澚隋X,領導不好交代;如果在現(xiàn)貨上虧損,可以歸結為市場下跌和行業(yè)的不景氣所致?!边@種觀點在不少企業(yè)都能聽到。
“企業(yè)領導的理念在短期內很難發(fā)生轉變。”河南某國有控股企業(yè)人士告訴記者,受傳統(tǒng)經(jīng)營模式的影響,目前許多生產(chǎn)型企業(yè)的領導層對期貨交易認識不足,在采購、銷售等環(huán)節(jié)并沒有考慮如何利用期貨市場規(guī)避市場風險、鎖定成本和利潤,對期貨這一事物雖不排斥,但也不接受。
“大型電廠均為國有企業(yè),考核標準決定了其經(jīng)營理念以穩(wěn)為主。”崔春光表示,電廠進行現(xiàn)貨交易,即使煤炭現(xiàn)貨價格上漲,領導也不會承擔責任,因為這是市場因素。若電廠參與期貨出現(xiàn)了虧損,那么相關領導或許就會受到一定的懲罰,因為這是個人主觀判斷的失誤。因此,對電廠領導來講,參與期貨交易的積極性會受到一定影響。
另外,此次調研的部分電力企業(yè)對參與期貨還有一些其他顧慮。有電企認為,目前動力煤期貨交割中有一些不確定性因素,如交割品的不確定性直接影響了電廠接貨的積極性,交割地的不確定性增加了買方的接貨成本。大多數(shù)電廠參與期貨更多是為了參與交割,采購到價格合適的電煤。
“電廠之前幾次參與動力煤期貨交割,出現(xiàn)過既要到南方港口取貨,又要到北方港口取貨的情況,交割地的不確定性增加了電廠的接貨成本,抵消了期貨盤面部分盈利。此外,還出現(xiàn)過動力煤交割品不適合直接入爐燃燒的情況,這也影響了電廠參與交割的積極性?!币患议L期參與期貨的電企負責人告訴期貨日報記者。
對于目前存在的問題,崔春光認為,電力企業(yè)應該建立完善的期貨部門,制定科學的參與制度,避免由個別領導主觀意識來做決定,也避免由個別領導來承擔責任。參與期貨應該由專業(yè)團隊系統(tǒng)、科學地進行分析,不投機、不冒進,更不退縮。
“當時確定動力煤期貨合約時,下游電廠對硫分的要求為1.0%,但隨著環(huán)保要求的不斷提高,目前下游電廠接貨以0.6%—0.8%硫分為主,未來甚至可能更加嚴格。因此有必要將交割品硫分的要求提高,并加上硫分升貼水規(guī)定。同時,也應該考慮電廠的訴求,添加交割品揮發(fā)分的要求,并對交割港口做小幅合理的調整,這樣電廠才能更加安心地接貨?!贝薮汗饨ㄗh。
責任編輯:丁美美 |
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