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2017年煤炭市场的七大猜想
2016年煤炭行业来即将接近尾声,2017年煤炭行业又将何去何从?煤炭市场行情又将如何发展?煤炭价格又将如何波动?这几个问题都值得大家深思,为此,跟大家分享关于 2017年煤炭市场的几点猜想。
1.煤炭价格将在合理区间波动
今年以来,受煤炭产能退出、减量化生产和国际市场等多重因素影响,全国煤炭市场供需严重失衡的局面有所缓解,5月份以来煤炭市场形势开始明显好转,煤炭价格出现较大幅度回升,秦皇岛5500大卡动力煤价格由年初的370元/吨缓慢恢复到9月中旬达到了550元/吨。尽管最近一段时间煤炭价格回升较快,但是全国煤炭消费总量持续回落的态势并没有发生根本性改变。
据中国煤炭工业协会会长王显政表示,全国煤炭消费总量在2014年同比下降2.9%,2015年继续下降3.7%的基础上,测算今年1~10月,全国煤炭消费量约31.3亿吨,同比减少6100万吨,下降1.9%。预计,全年煤炭消费量39亿吨左右,同比减少5000万吨左右。煤炭市场价格过低、有悖于价值规律,不利于行业发展;同样,价格过高,也不利于行业发展;价格短期过快上涨,也不利于市场平稳运行。对此,煤炭企业要引起高度重视,着力稳定煤炭价格,把价格稳定在550~600元/吨左右,维护行业平稳运行。预计在市场和政策多方调控下,煤价将在合理区间波动。
2.2017年煤炭企业效益将持续好转
随着煤炭行业供给侧结构性改革的深入推进,煤炭市场产能过剩的局面将明显改善,煤炭价格将维持在合理区间,煤炭企业主营业务收入将得到保障,企业盈利能力有望持续加强。
3.2017年煤炭行业集中度提高
我国煤矿中小规模居多,产能小而分散。目前,我国规模以上煤炭企业6,850 家,煤矿1.08 万处。其中,小煤矿7,000 多处,产量占比不到20%;9 万吨/年以下煤矿个数超5,400 处,占比全国煤矿数的50%。煤价小、散、乱的局面存在很多安全问题和隐患,在“2017度全国煤炭交易会”上,国家发改委副主任连维良指出,要加快提高先进机制,坚持先进产能应保则保,落后产能应退则退;加快推进行业集中度,当前煤炭行业的煤矿集中度不高。
此外,前期276 天限产政策针对部分先进高效矿井放开,大型煤企的增产有利于在此时抢占更大市场份额,为行业整合收购提供契机。而随着行业集中度的提高,能够加强对于供给的控制力度,恢复理性供需,从而避免市场无序扩张,是实现市场力量倒逼产能出清的重要基石,2017年煤矿小、散、乱的局面或打破。
4.2017年煤炭市场可能长期处于供应总量收紧、结构性过剩的状态
据了解,今年1~10月全国规模以上煤炭企业原煤产量27.4亿吨,同比减少3.3亿吨,下降10.7%。预计,全年煤炭产量34.5亿吨左右,减少3亿吨。考虑全年煤炭净进口2.4亿吨左右,将动用库存1.0亿吨以上,全国煤炭市场实现了供需基本平衡,并出现结构性矛盾也是必然的。淘汰落后,化解过剩,调整产业结构,依然是2017年煤炭行业的主基调,因此,2017年煤炭市场或长期处于供应总量收紧、结构性过剩的状态。
5.2017年下水港口运能过剩 竞争依旧剧烈
到今年年底,环渤海港口煤炭发运能力将达到8.25亿吨,而今年南方沿海地区从环渤海港口拉运煤炭的数量仅为5.6亿吨。运煤铁路和港口的运能已远远高于下游需求水平,运能严重过剩。未来几年甚至几十年,南方地区不会需要如此多的煤炭,即使新投产蒙冀线和华能、华电煤码头,铁路和港口运能提高;但下游需求平淡,新投产煤码头将处于半闲置的状态,造成铁路运能和港口资源的浪费。
6.2017年优质炼焦煤或将处于短缺局面
我国已探明炼焦煤资源量2,803.6 亿吨,占比世界炼焦煤资源量的13%,是我国煤炭资源中的稀缺品种(占煤炭总储量的26.6%)。主要集中于华北、华东地区。其中,山西占全国炼焦煤资源55.4%,其次为安徽/山东/贵州/黑龙江,分别占比全国的7.1%/6.7%/3.6%/3.4%。品种齐全但焦煤,肥煤稀缺。我国炼焦煤查明资源储量中,主要为气煤(包括1/3 焦煤),而焦煤和肥煤仅占比23%和13%。另外,我国炼焦用煤硫份普遍偏高,硫分<1%的优质炼焦用煤较为稀缺。因此,资源状况决定了长期以来我国优质炼焦煤处于短缺局面。
7.2017年进口煤“热度”或降温
在276政策的影响下,国内煤炭供给偏紧,进口煤顺势补充缺口、进口量逆势上涨。根据海关总署公布的最新数据显示,11月份,我国完成煤炭(含褐煤)进口2697万吨,同比增加66.6%,月环比增加25.0%;1-11月份,我国累计完成煤炭进口22869万吨,同比增加22.6%。2017年,随着国内煤炭供应逐步企稳,对进口煤的需求较今年有多降温。
过剩风险日益显现规划煤电为何增2亿千瓦?
一边产能过剩,一边大幅扩建,煤电发展规划质疑之声再起。
为化解煤电潜在过剩风险,今年以来,国家发改委、国家能源局联合印发了《关于促进我国煤电有序发展的通知》、《关于进一步规范电力项目开工建设秩序的通知》、《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》等文件。虽然各省(区、市)和各发电企业积极部署、认真落实,取得了一定成效,但国家能源局10月10日发布的《关于进一步调控煤电规划建设的通知》指出,“十三五”期间我国煤电过剩风险日益显现,亟需进一步调控煤电规划建设。
但值得关注的是,“十三五”期间,煤电装机仍将大幅增加。国家发改委、国家能源局稍早前发布的《电力发展“十三五”规划》明确,到2020年,煤电装机规模将力争控制在11亿千瓦以内。换言之,“十三五”期间,煤电仍将净增近2亿千瓦,接近同期水电、风电、太阳能发电新增装机规划目标总和。在电力供应进入持续宽松新阶段、煤电过剩风险日益显现的新形势下,《规划》为何仍制定如此庞大的新增规模?是否合理?在绿色低碳安全高效的能源体系中,“十三五”电力富裕地区煤电又该如何求得生存?能否实现?
电源结构优化的结果
为保证非化石能源占一次能源消费15%左右,《规划》明确,到2020年,非化石能源发电装机达到7.7亿千瓦左右,比2015年增加2.5亿千瓦左右;气电装机增加5000万千瓦,达到1.1亿千瓦以上,煤电装机力争控制在11亿千瓦以内,占比降至约55%。
“这些目标是经过优化得到的。”国家能源局总工程师韩水稍早前在由中国能源研究会与能源基金会联合举办的“十三五”电力发展的机遇与挑战专家讨论会上表示,“电源结构优化的原则是,在满足非化石能源消费前提下实现经济性最优。具体来讲,首先,根据非化石能源消费目标提出多个非化石能源发电装机情景;第二,开展分地区新能源消纳的分析,提出采取的措施和调峰电源的规模;第三,开展分地区电力平衡计算分析,提出多个情景下火电装机规模;最后,开展多情景下电源装机方案的技术经济分析比较,提出相应的电源总量及结构的方案,最终提出各类电源的优化布局。”
据他介绍,优化结果是,在考虑淘汰2000万千瓦落后产能、取消和推迟1.5亿千瓦以上正在规划建设项目的情况下,“十三五”期间,力争煤电新增产能不超过2亿千瓦。
国家发改委能源研究所研究员高虎表示,“一些信息显示,火电核准、在建及处在前期工作的总规模目前超过4亿千瓦。《规划》提出要将新增量控制在2亿千瓦以内,这是十分不容易的工作;同时,相关部门此前也出台了关于煤电发展的指导意见,要求开展‘三个一批’。这些举措传递出了强烈的抑制信号,而这在‘十二五’期间是没有的。”
电力是关键
但对于新增2亿千瓦煤电,业内仍有诸多质疑之声。
中国能源研究会常务副理事长周大地认为,“十三五”期间我国能源面临的矛盾明显与“十五”、“十一五”不同。“过去怕供应不足,现在则要防止供应过多。所以,在系统优化时,为了在需求不旺情况下调整能源结构,即尽量淘汰存量中的高碳能源,优先保障低碳能源发展,就需要煤电首先让路。”
周大地表示,当前我国发电潜力巨大,火电利用小时数只有4000多小时。所以,在制定规划时,即使总需求有20%或者25%的增长,也应首先挖潜,而不是扩大产能。从电量上来看,火电利用小时数如果恢复到5000小时以上,整个电力行业将皆大欢喜,因为其经济效益会大幅度改善。“因此,我个人认为,每个能源企业都应首先考虑挖掘潜力,虽然个别地区确需增加产能,但对于大多数地方来讲,再上煤电就等于背上新包袱。”
华北电力大学教授袁家海也建议,应该降低2020年煤电装机目标。据他介绍,在煤电经济性方面,按照2020年全社会用电量为6.8亿-7.2亿千瓦时电量估算,2020年煤电利用小时数会在3820小时到4200小时左右,届时新建煤电机组投资全回报率将降至3%左右。所以,他建议,“应该降低煤电装机目标,例如,当规模控制在9.6亿千瓦左右时,2020年煤电利用小时数可保持在4600到4700小时左右,届时平均回报率将有望达到5%左右。在经济整体下滑情况下,该回报率还可以接受。”
但韩水表示,他不赞同某些对利用小时数的看法,因为发电利用小时数只是对电厂发电量的衡量,关键还要看电力的平衡。“能否允许电力行业既拉闸又装机过剩?拉闸就是电力缺乏,而不是电量短缺。火电特别是煤电承担着电力保障作用。在这方面,大家可以关注一下西欧的煤电利用小时数。”他说,“云南、四川的煤电为何不能发到6000小时?因为没有空间,它在为水电让路。在有的地区,煤电也在为风电让路。这都是为了满足水电和风电等不可控电源的调峰需求。”
向更加灵活转型
当前,煤电机组利用小时数持续下降,机组经营困难,特别是近两个月份,煤电整体出现了亏损。“十三五”期间,新增机组势必进一步摊薄市场份额。期间,煤电如何突破困境、更好发展,也成为迫切需要提上日程的问题。
“当前,煤电必须要转型,即进行灵活性改造。一是为了适应新能源发展需要,二是为了自身发展需要。”国家电网公司调度中心副总工裴哲义表示,“有人说火电很悲壮,市场份额被新能源挤占,还要为新能源调峰。但事实上,煤电必须提升灵活性,因为在市场环境下,能够生存下去的一定是那些调节性比较好的煤电机组。”
据了解,发电侧大规模引入具有波动性的风电、太阳能,要求系统具有相应灵活性。在我国电力系统中,煤电装机占比高,目前只有煤电能担起系统调峰的重任。例如,在东北电源结构中,60%、70%是火电,且多是供热机组。冬季供暖期间,调峰能力骤然下降。在后半夜系统负荷低谷时段,供热机组完全能够满足电力负荷要求,从理论上讲,此时已经没有消纳风电空间。所以,当地煤电机组必须进行灵活性改造。
《规划》指出,“十三五”期间,将全面推动煤电机组灵活性改造。具体来讲,将实施煤电机组调峰能力提升工程,充分借鉴国际火电灵活性相关经验,加快推动北方地区热电机组储热改造和纯凝机组灵活性改造试点示范及推广应用。期间,“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦,纯凝机组改造约8200万千瓦,其它地方纯凝改造约450万千瓦。改造后,增加调峰能力4600万千瓦,其中三北地区增加4500万千瓦。
“灵活性改造在技术上来讲没有问题,国际上已有成熟经验。关键是灵活性改造后如何从政策上保障电厂相关收益。”裴哲义建议,“‘十三五’要在严格落实灵活性改造计划的同时,充分利用市场化机制,制定相关的补偿政策。例如,东北区域实施的辅助服务办法已经起到效果,因为电厂改造后可以从市场上获得辅助服务收益。”
多家电力央企同日密集换帅
行业面临拐点电力央企密集换帅
发电行业出现拐点之际,电力企业开始人事大调整。昨日,多家电力央企同日换帅,其中包括大唐集团、华电集团、国家电网、中核集团等以下为具体情况(不完全统计):
中国国电集团总经理陈飞虎调任大唐集团任总经理,大唐集团原总经理王野平因到龄退休卸任副董事长、总经理、党组副书记职务;原华电集团副总经理、党组副书记任书辉任国电集团总经理,东方 电气集团党组成员、东方 电气股份公司总裁温枢刚任华电集团总经理,原华电集团总经理程念高因到龄退休卸任董事、总经理、党组副书记职务。
12日上午,中国大唐集团公司召开领导班子扩大会议,免去王野平的大唐集团总经理职务,到龄退出领导班子,陈飞虎任大唐集团总经理。
公开信息显示,陈飞虎生于1962年7月,湖南益阳人,1981年8月参加工作,中国人民大学工业经济专业本科毕业,高级会计师。此前为另一发电央企——国电集团的总经理。
随着陈飞虎到任大唐集团,其国电集团总经理职务也被免去。目前,国电集团官网的领导信息尚未更新。除了国电总经理陈飞虎执掌大唐之外,华电集团也发生人事调整。
12月12日上午,中国华电集团公司召开领导班子扩大会议,中组部有关干部局负责同志宣布:免去程念高的华电集团总经理职务,到龄退出领导班子,温枢刚任华电集团总经理。公开信息显示,温枢刚生于1963年2月,1996年起任东气集团党组成员、副总经理等职务。2007年10月,他开始兼任上市公司东气执行董事、总裁。
此番人事变动恰逢发电行业出现拐点。此前在2014-2015年,受煤炭价格大幅下跌影响,以煤炭为主要成本的发电集团业绩普遍飘红,并于2015年创下历史最佳业绩。不过,进入2015年特别是9月开始,煤炭价格在去产能政策带动之下强劲上涨,令发电企业业绩承压。
大唐集团发电业务上市主体——大唐发电三季度报显示,公司1-9月营收445亿元,下跌3.43%;归属净利润为-31.5亿元,下跌187.69%,同比盈转亏。
一家位于浙江的新近投产的发电厂负责人告诉新京报记者,之前每度电的利润空间最高在1.2毛钱,现在已经只剩下4分钱。“如果像我们这样低成本的企业都只有这么微薄的利润,全国发电企业在11月其实已经都大面积亏损了”。
黑色系大幅减仓饕餮盛宴过后谁为"煤超疯"买单?
江湖盛传,今年的黑色系行情背后,有一场期市南帝和东邪的决战。尘埃落定之时,东邪已然走远,南帝则独坐钓鱼台。
不论坊间传言的虚实几何,大对决的之后,大佬们往往是鸣金收兵,而非斩尽杀绝,毕竟交易者最懂交易者的痛。普通投资者也应该谨慎为上,避免成为狂欢的买单人。
转眼之间,黑色系的酣战已经持续了一整年。行情大起大落的剧情之下,离不开资本之间的逢场作戏。
这盛宴之后
饕餮盛宴过后,谁都不愿意留下来买单。周四,高达43.8亿元的资金选择大举撤离期货市场,其中黑色系是抛售的主要对象之一。文华财经数据显示,主力合约方面,铁矿石1705合约当天减仓97292手,资金流出7.2亿元;焦炭1705、焦煤1705合约分别减仓14904手、12448手,资金流出4.9亿元、1.8亿元。
在资金大举流出之下,黑色系自然也不再风光。周四,铁矿石1705合约在一番红绿盘纠葛之后,尾盘勉强拉升收出1.11%的涨幅;不过焦炭1705、焦煤1705合约直接从高位回落,截至收盘仅微涨0.38%、0.08%。
由于期货市场里多空守恒,所以多空持仓高企的背后,可能暗合着一波大行情;相反,持仓回落至低位,则可能代表着一方认输离场,缺乏对手盘,行情告终。
当下的冷静,不免让人想起半年之前的火热。当时,一些品种的天量成交一度被业内津津乐道。
仅4月21日,螺纹钢期货主力合约成交额高达6056亿元,超过沪深两市总成交额5420亿元。虽然T+0和杠杆机制对这一数据有放大作用,但相比此前规模的迅速增长,这一数据仍然让人叹为观止。在10月下旬至11月上旬,黑色系还曾迎来成交和持仓量的阶段峰值,随后成交和持仓量又拾级而下,行情随后出现回调。
谨慎为上
展望后市,商品的行情演绎可能取决于三方面:
一是供给侧改革的推进;
二是特朗普当选之美国总统之后的经济政策演变,特别是针对基建出台5500亿美元的规划是否能够有效落地;
三是期货市场的政策调控力度是否持续加码。
一些多头认为,还是有继续厮杀的理由,最近的“环保风暴”就一度刮来了多头的旋风。
11月下旬以来,由雾霾倒逼的环保大风暴席卷煤焦钢市场,江苏、山东、四川、湖北环保督查及中频炉关停检查力度空前,不少小钢厂中频率将面临永久性的关停。12月7日,唐山市颁布《进一步排查非法生产地条钢的紧急通知》,表明进一步清理感应电炉(中频炉、工频炉)生产设施,对部分钢厂采取相应强制措施。据统计,现唐山地区的中频炉企业,涉及的产品大多是螺纹钢、盘螺、型钢等,其中建材涉及年产能约1200万吨左右。
此次检查被称为有史以来最严格的一次环保大检查,中央第二批环保督查组已进驻北京、上海、湖北、广东、重庆、陕西和甘肃等7省(市)。
有业内人士认为,去产能及环保治理力度加强带来供给端的收缩,将使得震荡上涨仍成为期现货价格的主旋律,这种情况甚至有望持续到明年一季度。例如,焦煤方面,由于12月末即将开始冬储,绝大多数企业认为春节前价格不会回落。
即便如此,短期阶段性调整迹象已经显出。在业内人士看来,黑色系商品已经面临较强的压制因素。以动力煤为例,晋陕蒙等主要产地煤炭销售降温,产地煤炭库存逐渐增加,出矿价格出现不同程度回落,多重因素均压制了相关商品价格。因此,即便个别品种继续上涨,但短期做多的风险巨大,投资者需谨慎关注相关品种基本面,注意将控制风险应该放在首位。
分析评论
炼焦煤:市场维持平稳走势
本周,国内炼焦煤市场维持平稳走势,价格方面暂无具体调整,各地煤企走货仍算顺畅。临近年底,煤企多以安全生产为主,所以产量释放应有所放缓,加之今年过年较早,所以价格继续维稳可能居高,观望的心态将明显占据主流。各地主流价格如下所示:山西吕梁孝义S2.8-2.5,G85报920-950元/吨;山西柳林主焦煤S0.6,G85报1550元/吨,S1.2,G70报1350元/吨,S1.6,G85报1250元/吨;山东泰安气肥煤V37A8.5S0.6G70出厂含税报1150元/吨,均出厂含税价;山东枣庄地区1/3焦煤1200元/吨,肥煤1200元/吨,均出厂含税价;江苏徐州1/3焦煤A<9出厂含税报1135-1180元/吨,主焦煤A<10到厂含税报1470元/吨;安徽淮南1/3焦V32-35Y<22报1203-1220元/吨,V38Y15报1108-1125元/吨,均车板不含税;安徽淮北主焦煤1160元/吨,1/3焦煤1120元/吨,瘦煤1180元/吨,肥煤1115元/吨,均车板不含税;河南平顶山焦煤主流品种车板价1560-1580元/吨,1/3焦煤车板价1510-1530元/吨;陕西韩城瘦精煤G>30V16-18A10出厂含税价1000元/吨;云南玉溪主焦A15报1400元/吨,1/3焦A10.5报1600元/吨,均到厂含税价;云南昆明主焦煤A10.5报1580元/吨,1/3焦A10报1580元/吨,均到厂含税价。
动力煤:市场价格出现零星调整
本周,国内动力煤市场价格出现零星调整。坑口方面,受煤矿安全检查、天气转冷导致交通不便等因素的影响,陕西部分地区煤炭价格小幅上涨20元。港口方面,目前港口报价混乱,实际成交有限,由于长协煤的正常执行,货源供应充足下,下游电厂对市场煤的采购更加放缓,上下游继续博弈当中。
内陆及港口行情如下所示:
东北地区:本周,东北地区动力煤市场继续维稳。价格方面,现黑龙江七台河Q5000-5400动力煤出厂含税价427元/吨;辽宁阜新Q5300-5800动力煤车板含税650元/吨。
华北地区:本周,华北地区动力煤市场延续平稳走势,价格坚挺,成交一般。价格方面,现山西太原地区动力煤市场维稳,现Q5000车板含税价360元/吨,一票结算。河北开滦地区动力煤市场平稳,现Q4000V28~32S0.5到厂价含税价格380元/吨,成交一般。内蒙古鄂尔多斯地区动力煤价格持稳,5500大卡动力煤坑口含税价报390元/吨。
华东地区:本周,华东地区动力煤市场行情持稳。价格方面,现山东济宁大矿Q5000-5200混煤车板含税价报640元/吨;安徽地区大矿Q5000出厂含税630元/吨;江苏徐州大矿Q5000-5200混煤出厂含税价报550-605元/吨。
西北地区:本周,西北地区动力煤市场行情持稳为主,其中陕西部分地区价格有涨。价格方面,现陕西榆林地区动力煤市场小幅上调20元/吨,现混煤Q6000A10V30-37S1Mt12坑口含税价400元/吨,成交一般;甘肃平凉地区动力煤价格持稳,现电煤5000大卡报470,精块煤5500报500,均为安口南车板含税。
西南地区:本周,西南地区动力煤市场行情稳。价格方面,现云南文山州动力煤市场出货较紧,现Q4200报690元/吨,Q4500报740元/吨,均为坑口含税价;四川达州动力煤市场维持弱势,Q4000A32V22S0.7到厂含税价440-480元/吨;贵州六盘水动力煤市场稳,Q5000S1.5-2.5坑口含税价550-583元/吨。
港口:秦皇岛港煤炭价格:5800大卡报695-705元/吨,5500大卡650-660元/吨,5000大卡570-580元/吨,4500大卡500-520元/吨。广州港动力煤涨,内贸煤Q5500V27S0.6船提价740元/吨,成交好。
数据及走势图
2016年12月14日国际煤炭海运费价格统计
国家 |
装港 |
卸港 |
船型 |
运费(美元/吨) |
涨跌 |
备注 |
印尼 |
加里曼丹 |
中国 |
巴拿马型 |
4-5 |
|
船东不负责装卸 |
印尼 |
加里曼丹 |
中国 |
超灵便型 |
4.5-5.5 |
|
船东不负责装卸 |
澳大利亚 |
纽卡斯尔 |
中国 |
海岬型 |
6-7 |
|
船东不负责装卸 |
澳大利亚 |
纽卡斯尔 |
中国 |
巴拿马型 |
7-8 |
|
船东不负责装卸 |
澳大利亚 |
纽卡斯尔 |
中国 |
超灵便型 |
9-10 |
|
船东不负责装卸 |
南非 |
理查德兹/萨尔达尼亚 |
中国 |
海岬型 |
9-10 |
|
船东不负责装卸 |
南非 |
理查德兹/萨尔达尼亚 |
中国 |
巴拿马型 |
10.5-11.5 |
|
船东不负责装卸 |
2016年12月14日国内煤炭海运费价格统计
船型标准 |
发运港 |
到达港 |
|||||
(载重吨) |
上海 |
涨跌 |
张家港 |
涨跌 |
广州港 |
涨跌 |
|
15000-20000 |
环渤海七港 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
20000-30000 |
环渤海七港 |
36.7 |
- |
39.8 |
- |
- |
- |
40000-50000 |
环渤海七港 |
29.9 |
- |
32.6 |
- |
- |
- |
50000-60000 |
环渤海七港 |
- |
- |
- |
- |
35.1 |
- |
60000-70000 |
环渤海七港 |
- |
- |
- |
- |
33.2 |
- |
环渤海七港:秦皇岛港、天津港、京唐港、黄骅港、曹妃甸港、锦州港、鲅鱼圈港
12月第二周国内港口Q5500动力煤价格走势
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