随着港口煤价下调,产地发运利润受到压缩,在北方港发运市场中,市场煤发运户逐渐退出。在这样的贸易模式下,北方港贸易属性减弱,物流周转效率提高,煤价波动区间减小,煤价趋于平稳。

　　进入8月,北方港口动力煤市场成交较为平淡,煤价持续处于下行通道。数据显示,8月11日港口5500大卡主流报价多集中在每吨558元左右,较月初下跌了12元左右。受区域差异的影响,煤炭主产地煤价走势出现分化。山西平朔煤价以稳定为主;陕西榆林神木、府谷煤价稳定,榆阳煤价小幅反弹;内蒙古鄂尔多斯煤价趋稳,伊金霍洛旗个别煤矿煤价小幅探涨,准格尔旗和东胜个别煤矿煤价小幅下跌。

　　“随着港口煤炭价格下调,产地发运利润受到压缩,在北方港发运市场中,市场煤发运户逐渐退出。”易煤网动力煤高级研究员王闯表示。

　　发运利润缩减贸易商逐渐退出

　　以鄂尔多斯王家塔煤矿5000大卡含硫0.3%的煤炭为例,从东胜西站发运到北方港口,到港最终成本(折算标准热值和硫分)为每吨534.1元,而港口市场价为每吨502元,倒挂32.1元。其他煤种最大倒挂值达到63.7元。

　　目前产地和港口价格出现倒挂。贸易商的发运利润持续受到压缩,并且近期价格倒挂情况比较严重,导致了北方港发运市场中,市场煤发运户逐渐退出。

　　“这种情况预示着长协煤兑现率提升,港口市场煤成交不多。这就是为什么每天的港口装船量没有明显减少。”王闯表示,在这样的贸易模式下,北方港贸易属性减弱,物流周转效率提高,煤价波动区间减小,煤价趋于平稳。

　　长协煤与市场煤相互作用

　　“长协煤企业和市场煤企业,各自的诉求会有略微的差别。大型煤企在‘量’与‘价’的选择中,是立足于‘量’再保‘价’,而市场贸易煤企业趋向立足于‘价’再保‘量’,并且在下游需求一定的情况下,两者的量又是此消彼长的关系,这就决定了很多时候长协煤和市场煤存在一种必然的竞争。”王闯表示。

　　据了解,按照大型煤企的长协定价机制,其当月长协价格将上个月最后一期市场煤价格作为定价参考。理论上,长协煤量提升,挤压市场煤的空间,市场煤价格下降;长协煤的量下降,市场煤份额增加,市场价格也会有所上涨。这就形成了目前我国煤炭供应上的格局特点,两者既互相竞争、互相牵制,又互相依存。

　　按照一般情况,以沿海电厂为例,电厂的煤源采购结构中,80%以上采购长协煤,5%至10%采购进口煤,10%至15%采购内贸市场煤。

　　站在电厂的角度看,在月底释放需求是不明智的选择。在现在市场煤价格高于长协煤价格的情况下,如果电厂释放需求,必然在月底继续拉高市场煤价格,而长协煤的定价机制是按照上月最后一期市场煤的几个指数的加权平均值定价。当月底市场煤价格继续有明显上涨的情况下,则下个月的长协煤价格将继续上涨。下游终端主要采购长协煤为主,长协价格上涨,必然导致终端整体的采购成本增加。

　　后市行情将明显随着季节变化

　　在王闯看来,接下来政策导向重点将落在刺激终端消费和为下游生产企业降成本上。在此基础上分析,8月是电厂去库周期,近期南方天气炎热,叠加产地供应有收紧的预期,预计8月中旬煤价会止跌甚至有一波小幅反弹行情。失去了旺季需求的支撑,8月下旬到9月上旬煤价可能继续下跌,今年下半年的煤价低点很可能出现在9月中上旬。

　　预计从9月下旬开始,下游用户开始零星补库,煤炭价格出现企稳甚至上涨态势。预计10月下游用户补库增加,煤价上涨幅度可能会比较大,出现下半年的高点。10月底补库完成,到11月和12月,煤价走势还要看下游电厂日耗的情况。

　　王闯分析,长期来看,降低社会生产成本,则意味着煤炭的供给将持续释放先进产能,导致煤价下跌,电厂的发电成本下降。但能源政策趋于压缩火电,推广新能源发电,目前因为技术和管理上的原因,新能源的发电成本较高,站在市场化的角度来说,不利于新能源产业的发展。

　　“合理的煤价既能降低社会生产成本,又不至于对新能源产业带来冲击。这就需要摆脱单纯基于煤企和电企的产业逻辑,放在大能源中考虑,让煤价重新探索一个新的平衡区间。”王闯说。