第四季度動力煤冬儲行情會否重演
江浙火電企業利潤大幅增加
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，同期環渤海煤炭價格指數從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，環渤海煤炭價格指數從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？火力發電企業當前生產形勢怎樣？電廠備貨采購心態如何？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區、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。
火電企業生產效益明顯改善
在對江浙一帶的電廠調研中，記者了解到，今年火電企業利潤大幅增加，這主要得益于煤價的下跌。
“今年年初以來，環渤海煤炭價格指數已下跌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月全國燃煤發電上網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。”連云港某電廠負責人說，今年完成企業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。
據了解，電力企業生產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，火電企業即為燃煤成本。近年來得益于煤價的大幅下挫，火電企業燃料成本占比逐年下降，江浙地區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。“通常情況下，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電價有補貼政策，環保費用的增加對大型電企影響不大。“連云港地區電廠環保措施普遍執行較好，環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。受經濟增速放緩、產業結構調整影響，工業用電需求不斷萎縮，電廠可利用小時數逐漸下降。與此同時，各地新投產的機組不斷增加，火電產能過剩已成事實。
據了解，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約為5200小時，預計今年平均可利用小時數為5000小時，同比將減少200小時。
浙江某電力企業負責人也表示：“我們集團今年燃煤機組可利用小時數降至4000多小時，原來浙江火電緊缺時，這一數據最高可達7000小時。”記者發現，統計數據也印證該負責人的說法，浙江省截至今年8月火力發電設備平均利用小時數累計為2698小時，去年同期該數字為3028小時。我國幾個經濟水平靠前省份中，以浙江、福建下降最為明顯，截至8月的火力發電設備平均利用小時數降幅均超過10%。目前電廠的最大難題已從買煤變為賣電，除了電力需求大幅降低外，浙江省火電企業還受到外來電、水電的雙重沖擊。
“未來電力需求變化主要還是看宏觀經濟情況，如果經濟特別是第一產業能有改觀，用電會有明顯增加，否則未來電力行業產能過剩會更加突出。”光大期貨動力煤研究員張笑金說。
煤電聯動或再次啟動
“對于煤炭價格，電廠追求相對低價，不追求絕對低價。”杭州某電力集團負責人告訴記者，由于宏觀經濟增速放緩及環保壓力的加大，煤炭需求呈萎縮態勢，煤企日子不好過。作為環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月國家發改委再次啟動煤電聯動機制的概率較大。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2012年12月20日國務院辦公廳發布的《關于深化電煤市場化改革的指導意見》中的相關規定，通過折算得出江浙兩省燃煤上網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下滑的比例，燃煤機組上網電價每千瓦時下調3.5—3.8分錢的可能性較大。
“目前的煤電聯動是電煤價格與上網電價之間的聯動，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電價的成本、供需關系，最終實現電煤價格與銷售電價的聯動，這樣才能更好地顯現電力的商品屬性。”崔春光說。
江浙地區電企無冬儲意愿
記者在此次調研中發現，華東地區電廠完全不存在冬儲備貨的概念。以往可能由于北方地區冬儲，出現過煤炭供應緊張、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。
“江浙滬地區本無需冬儲，冬儲概念更適合北方。”江陰地區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煤源緊張以及煤價漲幅過大。江浙滬地區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。”江蘇升輝熱電公司副總經理程浩說，但現在情況完全變了，采購工作容易多了。電廠訂貨后，貿易商現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質的煤炭，劣質煤沒有再用過。
據了解，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，空干基揮發分在23%以下，收到基全硫在0.6%以下，每年生產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節資金占用，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。
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，第四季度江浙地區鋼鐵、紡織、化工行業經營情況難有起色。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。不過以往年經驗來看，第四季度煤企是否聯合挺價是一個關鍵性因素。
“目前煤炭物流各環節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，若后期聯合挺價將損失部分市場份額。”市場人士表示，第四季度煤炭價格上有“天花板”，向下空間卻不明朗。
期貨日報記者發現，從走訪企業情況看，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。從長期角度來看，特高壓帶來的“煤從空中走”將在未來持續抑制煤價，目前煤炭產業鏈的每個環節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區低卡煤銷售，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惠措施，對價格敏感度不高。不排除煤企在11、12月提高現貨報價，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。”張笑金稱，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、水電退出、北方冬儲都將影響市場。電廠擔心煤電聯動再啟動，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月前是否陸續開始生產，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運量是否減少，主要是民營礦較多的內蒙古地區。
“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為分階段補庫，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。”陽莎莉說。
“從目前供需情況分析，受9月中旬天氣逐漸轉涼、工業需求萎縮及水電供應環比增加等因素影響，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
記者發現，此次調研的煤電企業對動力煤期貨價格均較為關注，并且多數電企直接或間接參與過動力煤期貨，對期貨交易、交割規則均較熟悉。
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現功能，很多時候期貨價格趨勢走出來之后，現貨價格才表現出來，所以現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。”
動力煤期貨上市以來，越來越受到煤電企業的重視，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參與期貨。
首先，目前電力企業盈利情況非常好，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：“目前我們電廠發電成本為每千瓦時0.25元，燃煤機組上網電價接近每千瓦時0.4元，利潤水平為近十幾年以來最高。”因此，即使煤炭現貨價格出現一定漲幅，電廠對套保的積極性也不高。
目前多數電廠人士認為，從長周期來看，全國各類煤礦年產能已經超過50億噸，煤炭產能嚴重過剩局面已經形成，短期難以改變，煤炭去產能也是一個長期的過程。隨著鐵路建設的完善、港口吞吐能力出現過剩，未來運輸及轉運環節價格也有下行空間。環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參與期貨。“如果在期貨上虧了錢，領導不好交代；如果在現貨上虧損，可以歸結為市場下跌和行業的不景氣所致。”這種觀點在不少企業都能聽到。
“企業領導的理念在短期內很難發生轉變。”河南某國有控股企業人士告訴記者，受傳統經營模式的影響，目前許多生產型企業的領導層對期貨交易認識不足，在采購、銷售等環節并沒有考慮如何利用期貨市場規避市場風險、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，考核標準決定了其經營理念以穩為主。”崔春光表示，電廠進行現貨交易，即使煤炭現貨價格上漲，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。”一家長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團隊系統、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定。同時，也應該考慮電廠的訴求，添加交割品揮發分的要求，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。”崔春光建議。
（鋼為網）
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