调价压力不减!需求再减“新愁” 动力煤加速下行

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发表于 2019-6-4 10:59:12 | 显示全部楼层 |阅读模式
  在迎峰度夏用电高峰期到来前夕,有关部门号召煤炭企业主动降价的消息,显著扩大了动力煤价格在淡季的跌幅。不断降电价的总体要求,以及火电企业近几年持续亏损,是煤价上涨始终存在“政策性天花板”的核心原因。随着煤炭优质新增产能不断增多,煤炭市场保供条件逐渐成熟,从煤价上寻求电价下降空间或将成为未来的政策导向。

  火电企业亏损抑制煤价
  自从2016年我国实施供给侧结构性改革以来,降电价就成为降低企业经营成本、深化供给侧改革的必要措施之一,进而被频繁地写进政府工作报告中。2018年的《政府工作报告》明确提出,大幅降低企业非税负担,降低电网环节收费和输配电价格,一般工商业电价平均降低10%。2019年的《政府工作报告》又一次明确提出,深化电力市场化改革,清理电价附加收费,降低制造业用电成本,一般工商业平均电价再降低10%。
  电价按用电性质可分为居民、农业、大工业、一般工商业四大类,一般工商业电价是这四类里面最高的,而且涉及众多中小企业,范围非常广,社会关注度高。对于电网公司来说,电价又称销售电价,一般由上网电价+输配电价+电网损耗+政府性基金等四部分组成。想降电价可分别从发电、电网、减少杂费、电力市场化交易降价等角度入手。
  国家发改委在2018年先后出台5个文件来贯彻落实降低一般工商业电价的第一批措施,主要包括全面落实电网清费政策、推进输电价格改革、降低电网环节收费、临时性降低输配电价、下调电力行业增值税税率、取消电网企业部分垄断性服务收费项目、扩大跨省区电力交易规模、重大水利工程建设基金征收标准降低25%等,总体侧重电网环节。
  2019年5月15日,为贯彻落实一般工商业平均电价再降低10%的要求,国家发改委发布《关于降低一般工商业电价的通知》,明确第二批降价措施,主要包括重大水利工程建设基金征收标准降低50%,将跨省跨区专项工程输电或水电核电非市场交易电量因增值税降至13%形成的降价空间全部用于降低一般工商业电价,积极扩大一般工商业用户参与电力市场化交易的规模等,总体依然侧重电网环节和电力市场化交易降价。
  可以看到,作为我国发电主体的火电企业基本没有在降电价的任务中承担工作,这背后的原因主要是在近几年动力煤价格持续高位运行的背景下,火电企业普遍亏损,燃煤发电上网电价已经没有降价空间。
  燃煤发电上网电价一般参考煤电价格联动机制来确定。为缓解煤电价格矛盾,我国于2004年引入了煤电联动机制,2004—2011年曾连续7次上调燃煤发电上网电价,2013—2016年又连续4次下调上网电价。研究表明,在煤电联动的过程中,电价的调整总是落后于煤价的变动,而且2017年以来煤电联动机制几乎进入“停滞”状态。也就是说,尽管2016年以来煤价快速上涨,但是受降电价的总体要求制约,根据煤价来上调燃煤发电上网电价的可能性降至零。2017年7月,全国燃煤发电上网电价有过一次上调,也不是依据煤电联动,而是通过取消、降低部分政府性基金及附加费用之后腾出的电价空间。
  对于盈利状况令人担忧的火电企业来说,目前燃煤发电上网电价暂不下调,已是好消息。如果明年政府继续要求降低一般工商业电价,燃煤发电上网电价下调的概率将增大,届时火电企业只能从煤价上寻求更多的上网电价下调空间。

  大型煤企下调月度长协价
  有消息称,为平衡煤电双方利益,近日国家发改委向煤炭企业提出两点要求,一是将年度中长期合同基准价由535元/吨降至520元/吨,二是将月度长协价格降至黄色区间,即环渤海港口5500大卡动力煤价格降到600元/吨以下。6月初,部分大型煤炭企业公布的动力煤价格政策基本验证了上述消息,环渤海港口5500大卡动力煤的月度长协价格较上月大幅下调21元/吨至599元/吨。
  同时,我们注意到中国煤炭工业协会和中国煤炭运销协会在5月29日联合印发保供应、稳市场、讲诚信、保安全的倡议书,号召煤炭企业从国民经济持续健康发展的大局出发,维护煤炭市场平稳运行。这从侧面反映出有关部门针对煤炭企业的提议受到了煤炭行业协会的重视。
  事实上,4月下旬以来,受需求下降的影响,港口煤价基本处于下降通道当中,最大的阻力来自于产地煤价保持坚挺。5月下旬,产地煤价出现松动,成为“压死”港口煤价的最后一根稻草。目前,环渤海港口非长协的5500大卡市场煤价格已经降至592元/吨。预计受大型煤企主动降价的示范作用影响,6月动力煤现货价格将继续弱势下行。

  下游需求不容乐观
  4—5月是传统的动力煤消费淡季,以沿海地区主要发电集团日均耗煤量为例,可以看出今年的电煤需求较往年同期明显偏弱。截至6月3日,沿海地区主要发电集团日均耗煤量只有54.62万吨,煤炭库存量攀升至1768.95万吨,库存可用天数高达32.39天,下游库存充裕程度远大于往年同期水平。
  季节性规律显示,6月以后日均耗煤量将环比走高,并于8月达到夏季峰值。然而,至少有两个因素会制约今夏动力煤下游需求的表现。其一,下游库存已然高企,未来补库意愿偏弱;其二,今年我国雨水偏多概率较大,水电将明显挤压火电需求。
  此外,2019年5月中国制造业PMI重回荣枯线下方,报49.4%,较上月回落0.7个百分点,创三个月新低,表明了制造业失速对经济增长的拖累。如果宏观经济下行压力进一步加大,那么还将给动力煤下游需求再添新愁。

  期货贴水幅度扩大
  今年,市场主体对于全年动力煤供需预期是新增产能扩张、总需求悲观,因而动力煤期货盘面抛压较大,动力煤期货主力合约价格持续贴水于现货,远月合约价格亦低于近月合约价格。
  经过5月底有关部门的干预后,市场预计动力煤市场短期供需形势将逐渐从供需两弱转向供大于求:供应平稳增加、需求继续疲软。
  受此影响,近期动力煤期货与现货两个市场双双下跌,但期货主力合约与主流现货价格之间的贴水并没有大幅修复,反而期货贴水幅度有所扩大,释放出主力1909合约下跌压力依然较大的信号。
  此外,动力煤期货价格曲线整体开始变得平滑,远月1911和2001合约跌势放缓,如果未来煤炭保供措施有效落地,则受安检、环保等因素的影响更小,下半年不排除动力煤期货市场由反向市场转向正向市场的可能性。
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