“煤价呈现摧枯拉朽式的下跌”
“进口煤来搅局，煤价要崩盘”
(相关资料图)
“贸易商心理防线被摧毁，高库存将打压夏季行情”……
作为大宗商品，受供需变化和国际贸易影响，煤和电存在着较为规律的周期波动。作为紧密联系的上下游，两者此消彼长、你进我退、博弈均衡。上一轮煤价上涨周期出现在2008—2011年，新一轮电煤上涨周期始于2016年下半年，煤电顶牛再升级。今年以来电煤供需形势悄然生变，特别进入5月以来，电煤市场交易冷淡，短期价格弱势下行，对此，上述言论不胫而走。
煤价跌幅到底多少？电煤供需形势如何？迎峰度夏电煤会否再迎一波高峰？煤电周期上行的信号“闪烁”，电煤供需形势果真如传闻中大起大落吗？
电煤价格微跌并非暴跌
2017年以来，煤炭长协价执行“基准价+浮动价”的定价机制，其中2017—2021年下水煤基准价为535元/吨，煤炭价格区间范围为470—600元/吨。
受国际局势与疫后经济恢复影响，国际煤油气价飙升，国内煤价与国际煤价保持比价关系，叠加我国限制澳煤进口、“十三五”煤炭去产能、违反安全环保生产入刑等因素仍制约了煤炭供应，前两年电煤价格屡创新高。据中国人民大学兼职教授吴疆统计：“2017-2020年中国动力煤价均价590元/吨、2021年全年均价被哄抬到1020元/吨、10月初摸高达到2600元/吨，一年4倍涨幅才叫摧枯拉朽。”
经历煤炭市场价格暴涨后，2022年《国家发展改革委关于进一步完善煤炭市场价格形成机制的通知（发改价格〔2022〕303号）》、《关于做好2022年煤炭中长期合同监管工作的通知》陆续发布，进一步完善煤炭长协定价机制。由此，煤炭长协基准价调至675元/吨，合理区间为570—770元/吨，首次明确晋陕蒙坑口煤长协价合理区间。
今年第二季度，居高不下的电煤价格渐有松动迹象。记者多方采访得知，电煤价格并非坊间传言的暴跌而是微跌，煤电厂还在减亏阶段。
长三角地区某发电企业工作人员李某表示，其所用煤炭分为长协煤、市场煤和进口煤，大约分别占比六成、一成、三成。“今年1—5月，市场煤、进口煤价格远超区间价，其中进口煤折5500千卡平均价格为960元/吨，全口径综合折5500千卡含税入厂标煤单价每吨超1000元。”
中国电力企业联合会规划发展部副主任叶春告诉记者，当前电煤价格依旧处于高位。2023年一季度，电煤中长期合同签订总量超过25亿吨，基本实现签约全覆盖，但执行的长协价格一般在上限徘徊，电厂发电成本仍然较高。进入5月上旬，大秦线检修结束后煤炭供应能力增加，下游需求较弱，港口库存持续走高，港口市场价格稳中偏弱，主产地市场也随港口市场价格波动。中下旬，市场价格略有反弹后迅速下跌，下游日耗需求始终未见有效增加，港口和终端库存保持高位水平，外加进口煤价格优势明显，促使市场价格回调到合理价位。
根据中电联CECI曹妃甸指数统计，电煤价格从5月初的997元/吨跌至5月底的782元/吨，累计下跌了215元/吨。6月2日，煤价跌至国家发改委规定的570—770元/吨的价格区间之内。6月份，5500大卡动力煤中长期合同价格为709元/吨，市场煤价格与中长期价差逐步缩小。
吴疆指出，从几大发电集团看，4月份入厂标煤单价比一季度大约下降30元/吨、比2022年底大约下降80元/吨、比2021年底大约下降250元/吨。但是，与此轮煤价异常哄抬之前的2017—2020年平均煤价相比，目前煤价依然处于高位，还应有200元/吨的下降空间。
电煤供需基本面已然生变
显而易见的是，今年电煤供需形势基本面已然生变。
国内主产地区煤矿供应不减。国家统计局数据，1—4月份，我国原煤产量15.27亿吨，同比增长4.8%。其中，占全国产量80%以上的晋陕蒙新四省区原煤产量合计10.94亿吨，同比增量7300多万吨，增幅6.25%。
进口煤迎来历史高位。随着煤炭关税零政策的延长以及澳洲煤进口禁令的解除，进口煤继续大举进入国内市场。1-4月份，我国煤炭进口1.05亿吨，同比增长87%。“目前还有低价的南非和哥伦比亚煤不断涌向中国市场。与进口煤相比，国内煤炭价格仍处于相对高位，进口煤涌入对国内煤形成一定替代作用，也拉动了国内煤价继续回落。”李某说
叶春指出，各环节库存处于高位。“由于下游需求增速低于供应增速，且有长协和进口的双重供应保障，而高耗能企业淡季停产、减产、错峰等影响，导致非电及电煤需求均低于市场预期，因此在高效保供作用下，社会库存出现了持续性的累积。5月下旬，多环节煤炭库存屡刷历史纪录。截至5月31日，环渤海九港合计库存增至3039.9万吨，创历史新高；纳入中电联燃料统计发电集团燃煤电厂库存合计11343万吨，同比增长2151万吨。”
从需求侧看，煤电发电增长缓慢。国家统计局发布的5月份制造业采购经理指数为48.8%，处于收缩区间，且比上月低0.4个百分点，反映我国经济下行压力依然较大。“1-4月，煤电发电量增长缓慢，各电厂日耗不及预期，需求不积极。从目前建材、化工行业以及房地产市场的运行情况看，均面临需要去库存的问题，导致非电用煤行业的产能利用率很难有明显提升。”叶春说。
综合来看，目前国内动力煤高产量、高库存、高进口量以及低需求的局面短期难有改善，价格的下行压力依然较大。国际电煤形势方面，5月份以来，国际煤炭市场需求持续走弱。截至5月中旬，澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格指数为158.2美元/吨，较4月末下跌9.8%。由于内贸煤价格下跌较快，当前不少中低卡进口煤已经倒挂，高卡进口煤的优势不断收窄。
叶春预计，6月来看，预计进口煤的性价比仍将存在，能够支持进口量保持在高位水平。
需重视下半年局部紧张情况
迎峰度夏期间，电煤价格会否再度反弹？
李某认为，随着经济社会全面恢复常态化运行，多数生产需求指标同比增速提升，服务业和消费恢复较快经济运行延续恢复向好态势，同时全国大部地区气温接近常年同期到偏高，预计今年二季度电力消费增速将明显回升，煤价将会有小幅反弹，但受煤炭市场总体供应宽松的影响，不会出现太大的反弹幅度。
2023年前四个月水电发电量持续下降，气象部门预计今年夏季（6月至8月）西南地区东部及华中中部降水偏少、气温偏高，其中湖北大部、湖南北部、重庆东部、四川东北部等地降水偏少2—5成，可能出现区域性气象干旱。降水偏少导致水电出力不足，将需要燃煤发电增加出力作为补充，增加煤炭消费需求。另一方面，迎峰度夏期间若出持续的大范围高温天气，降温负荷大幅增加，将进一步增加电煤消费需求。
叶春认为，综合来看，迎峰度夏期间电煤供需形势总体平衡，但宏观经济走势、非电需求等因素影响也不容忽视，不排除局部地区、局部时段电煤供应紧张情况出现，电煤保供任务仍不容忽视。
从市场价格看，煤炭市场整体仍呈紧平衡，迎峰度夏电煤供应保障能力仍存在一定不确定性。一是电煤保供政策的延续性尚不明确，部分地区、部分煤矿出现核增手续进度滞后、核增产能面临减少等情况，一定程度上影响煤炭产量和保障能力。二是国际市场方面，当前印度等地已提早出现极端高温天气，拉动电煤需求，一定程度上对印尼等主要出口国市场形成支撑；全球面临经济衰退风险和能源需求压缩可能，多因素交织叠加给进口煤市场带来一定不确定性。
对于今年下半年的电煤供需形势，业内普遍认为，电煤消费保障能力逐步增强的同时，要特别重视将有可能出现的阶段性紧张局面。“当前国际能源供需形势依然错综复杂，加之受地缘政治冲突、极端天气、水电和新能源出力情况、安全环保约束等不确定因素影响。”李某说。
叶春预计2023年国内原煤产量或将达到46亿吨，供应能力继续增强。其中，电煤消费总量在与上年水电出力持平的情况下，将同比增长5000万吨左右。电力消费逐步回升，根据中电联发布的《全国电力供需形势分析预测报告》，预计2023年全国全社会用电量9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。进口煤方面，随着国际煤炭供需形势逐步缓解，我国煤炭进口会相对平稳。
