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　　國內(nèi)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。

　　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(guān)人員對江浙一帶動力煤下游電企進行了實地調(diào)研。

　　在對江浙一帶的電廠調(diào)研中，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(diào)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(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(shè)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(wù)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。“連云港地區(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(jié)構(gòu)調(diào)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。”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(shè)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(shè)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。”光大期貨動力煤研究員張笑金說。

　　“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表示，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(diào)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(guān)部門會擇機再度下調(diào)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(nèi)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(wù)院辦公廳發(fā)布的《關(guān)于深化電煤市場化改革的指導意見》中的相關(guān)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(diào)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(diào)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(cè)體現(xiàn)電價的成本、供需關(guān)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。”崔春光說。

　　在此次調(diào)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。”江陰地區(qū)煤炭貿(mào)易商李先生表示，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(zhì)褐煤，甚至用些煤泥進行混燒。”江蘇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(mào)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(zhì)的煤炭，劣質(zhì)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(mào)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(mào)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(guān)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)。

　　在此次調(diào)研中，對于第四季度動力煤價格走勢，電廠、貿(mào)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(mào)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?？紤]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(guān)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(quán)的影響力較往年趨弱，且神華、中煤、同煤今年年度銷售任務(wù)均未完成，若后期聯(lián)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。

　　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(zhì)一致性，也會接受價格的上調(diào)，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(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(guān)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(guān)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(nèi)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(zhuǎn)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。”陽莎莉說。

　　“從目前供需情況分析，受9月中旬天氣逐漸轉(zhuǎn)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。

　　此次調(diào)研的煤電企業(yè)對動力煤期貨價格均較為關(guān)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。

　　鹽城某電廠負責人說：“我們平時非常關(guān)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。”

　　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。”因此，即使煤炭現(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(shè)的完善、港口吞吐能力出現(xiàn)過剩，未來運輸及轉(zhuǎn)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。“如果在期貨上虧了錢，領(lǐng)導不好交代;如果在現(xiàn)貨上虧損，可以歸結(jié)為市場下跌和行業(yè)的不景氣所致。”這種觀點在不少企業(yè)都能聽到。

　　“企業(yè)領(lǐng)導的理念在短期內(nèi)很難發(fā)生轉(zhuǎn)變。”河南某國有控股企業(yè)人士表示，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(lǐng)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(lǐng)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(guān)領(lǐng)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(lǐng)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(diào)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。”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(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(lǐng)導主觀意識來做決定，也避免由個別領(lǐng)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(diào)整，這樣電廠才能更加安心地接貨。”崔春光建議。