由 金融研究所王晓囡 发表于2021-10-14 09:43:13
综合来看，山西强降雨对动力煤供应的实际影响可能有限，价格的上行，主要还是受基本面供需忧虑导致。目前各环节库存持续低迷，外贸煤补充作用有限，而需求旺季即将到来，市场看涨情绪浓厚。与此同时，市场化调解下，此前限电限产行业或逐渐复苏，或在一定程度上支撑煤价高位运行。不过，发改委保供增产工作进一步深入，主产区积极增产保供，四季度预计增加供应量8000万吨，若增产落实，将覆盖四季度需求增幅，中长期供需边际形势或有改善。
结合期货市场来看，动力煤主力合约价格连续两个交易日涨停，虽然技术指标背离甚至超涨，但价格走势已经脱离了技术面分析的范畴，价格正处于单边上涨行情，深贴水期价短期可能将仍持偏强形势，操作方面建议短多参与，灵活持有。
需要警惕的是，高煤价已经影响经济运行，政策调控态度不会发生改变，价格无序上行后风险正在加大。并且，国内能耗双控工作是否会进一步加力、高电价会不会影响某些行业生产规模、以及拉尼娜是否会如期而至，还需进一步关注，若需求端调整幅度超预期，供需紧张预期可能会出现落差。
十月上旬，山西地区出现极端降水行情，10月2日20时到7日8时，山西全省过程降水量在15.4毫米到285.2毫米之间，全省117个县（市、区）中，有18个降水超过200毫米，有51个县市区降水在100毫米到200毫米之间。10月2日20时到10月7日8时，太原的降水量达203毫米。
作为我国今年原煤最大生产省份，1-8月份，其生产原煤7.754亿吨，占全国原煤产量的接近30%的水平，其发生洪涝灾害，影响甚大。山西目前共有682座煤矿，年产能从几十万吨至两千万吨不等，生产煤矿主要分布在11个市，其中，有五个城市的年合计生产能力均超过了1亿吨：其中，朔州1.83亿吨/年；长治1.58亿吨/年；吕梁1.26亿吨/年；晋城1.09亿吨/年；晋中1.02亿吨/年。除朔州、晋城南部地区降雨量较小外，最主要煤炭生产地降雨规模较大。据了解强降雨致使60座煤矿停产，以露天煤矿影响为主，不过不同于以动力煤为主的内蒙古和陕西，山西的煤种较为齐全，炼焦煤、动力煤和无烟煤等均有储量，吕梁、晋中以及临汾处于山西较为低缓地区，收在最为严重，主要生产焦煤，动力煤影响并不大。目前强降雨情况已经结束，未来一周迎来晴好天气，停产煤矿将迅速恢复正常生产，并且保供工作深入，生产将逐步恢复正常水平。
不过，值得注意的是，强降雨对煤炭的运输的冲击更大一下。截至10月10日，山西境内共计60处公路中断。其中，临汾、运城、晋城受影响最为严重，中断公路分别为17处、13处、10处，各地交通运输部门正在抓紧抢通中。并且暴雨导致南同蒲铁路祁县站至东观站之间的昌源河大桥桥台日前被冲垮，致南同蒲铁路行车中断。南同蒲铁路是晋陕两省的交通大动脉，其连接石太铁路、太焦铁路、瓦日铁路、侯月铁路以及浩吉铁路。山西中部地区铁路线路密集，也是隔壁主产省陕西地区的外运通道之一，神黄线途径朔州，暴雨影响势必要影响煤炭外运。据市场了解，陕煤叠加山西当地的动力煤外运量粗略估计在1.2亿吨的年供应量，若按照一周时间测算，具体影响量在200多万吨。
10月7日，内蒙古能源局日前发布的《关于加快释放部分煤矿产能的紧急通知》指出，相关部门要立即通知列入国家具备核增潜力名单的72 处煤矿（核增产能共计9835万吨/年，折合四季度增产2458万吨），在确保安全的前提下，自 10 月 7 日起，可临时按照拟核增后的产能组织生产。另据悉，目前增产措施是临时的，相关煤矿可以按照核增后的年产能按月平均分配组织生产，但相关煤矿可以按照核增手续进行申请，获得批复后，将转为永久产能。
继内蒙古积极促进产能之后，山西保供增产工作也进一步深入。山西省 1-8 月已完成全年产量的煤矿，四季度可以正常组织生产， 预计四季度增加产量 2065 万吨，同时省内 98 座核增产能煤矿，预计四季度增加 产量 803 万吨，合计四季度产量增幅在2868万吨左右。陕西虽然目前还没有明文下发，但据了解，陕西煤炭主产区榆林市下达了2662万吨的中长期保供任务。
众所周知，山西、内蒙古以及陕西是煤炭的主要生产区，1-8月份三省份产量合计占全国煤炭总产量比重超过70%，主产地积极增产，四季度增量预计在8000万吨左右，将极大促进国内煤炭供应释放。
增产量大部分将用于保供，结合此前国家发改委要求发电供热用煤中长期合同覆盖煤源保障要求，山西、内蒙、陕西三大主产省四季度分别承担了5300万吨、5300万吨、3900万吨，合计1.45亿吨的长协保供量，将一定程度上减轻电煤企业的采购压力。
不过，也需警惕的是，冬季气温下降，冻煤、生产系统能力不足等阻碍将有所加大，加上2022年2月份冬奥会召开，此前是否会展开严格的安全检查甚至停产，还存在一定的变数，实际增产数量如何，还需进一步关注。
今年以来，经济高速增长，全社会用电量同比以两位数增速增长，虽然从发电量数据来看，8月份同比降幅已经有所下降，但由于水电出力不及预期，火电依然维持同比高位增长，沿海八省日耗均值较去年同期仍增长10%左右。更需要警惕的是，9月份，沿海八省电厂煤炭日耗虽然较8月份已经有所回落，但同比涨幅依然偏高接近20%，而进入10月份，部分时间日耗甚至同比偏高30%，电煤需求虽然步入淡季，但依然维持在较高水平，非常不利于电厂煤炭库存的累积。截止到10月9日，沿海八省电厂煤炭库存也仅仅在1900余万吨，按照目前日耗水平计算，库存可用天数10.72天。当然，此前发改委下调旺季最高存煤水平至12天，加上政策协调长协覆盖率增加，短期电厂采购压力并不大，不过，以目前库存水平而言，一旦需求步入旺季，电厂采购压力将迅速加大。
四季度需求增量如何，根据近三年发电量数据（按照电力工业统计数据公布的发电煤耗计算电煤消耗量）来看，2018年11月-12月，电煤消耗量较7-8月份偏低1021.18万吨（标准煤），2019年11月-12月，电煤消耗量较7-8月份增加345.92万吨（标准煤），2020年11-12月较7-8月电煤消耗量增长2005.02万吨（标准煤）。随着取暖用电政策逐渐实施，近两年来，冬季火电发电量已经超过了夏季旺季时期水平，成为需求最为旺盛的时期。
那么冬季用电需求要增加多少，我们目前可能难有明确数据，但可以肯定的是，9-10月份电煤需求虽有下降，但同比增幅依然较大。2020年冬季，电煤需求迅速扩张主要是受到气候以及出口需求旺盛共同作用提振；出口方面来看，三季度出口需求依然维持超高预期增长，四季度虽然预期增速下降，但同比预期仍维持正增长；而最主要的气候方面而言，近期赤道中东太平洋次表层还冷海温异常，伴随着太平洋低层信风的加强，预计赤道中东太平洋将再次进入“拉尼娜”状态，我国冬季可能会再度出现2020年同期偏冷情况，用电需求压力很难有明显的下降。按照2020年以及2019年数据来看，11-12月电煤消耗数据较9-10月份增长可能在4000-6000万吨标准煤左右，我们折合成4500大卡动力煤的话，11-12月煤炭需求增量至少要6200-9300万吨左右。如果主产区完成核增产能的话，四季度供需形势将逐渐好转。
10月12日，国家发改委公布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（下称《通知》），明确四项重要改革措施，包括：有序放开全部燃煤发电电量上网电价，燃煤发电电量原则上全部进入电力市场；将燃煤发电市场交易价格浮动范围扩大为原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制；推动工商业用户都进入市场。各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价，目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入；保持居民、农业用电价格稳定。《通知》自2021年10月15日起实施，现行政策与该通知不符的，以该通知规定为准。
从调控方向来看，在电煤成本高企之际，适当加快电力市场化改革，有助于改善电力企业，特别是燃煤电厂的经营压力，促进电厂发电积极性，将有效改善电力供应紧张情况。
结合此前李克强总理召开能源委员会议提到纠正有的地方“一刀切”限电限产或“运动式”减碳，以及更多依靠市场机制促进节能减排降碳，提高清洁能源比重政策，市场化调整，以及价格成本为导向，促进行业优胜劣汰，提升经济发展质量。受此影响，此前部分地区部分停产行业逐渐恢复生产。
不过，电力生产成本的攀升，是否会导致加工利润受限，行业结构性调整，是否影响到整体行业生产积极性，我们还需进一步关注。
值得注意的是，《通知》中提到，高耗能企业交易电价不受上浮20%限制，能耗双控目标并没有发生改变，高耗能对应电量占全社会用电量约31%，成本端的传导，会导致高耗能企业成本攀升，市场化调整下，高耗能项目将受到限制。
此外，在10月8日，国务院常务会议上提到了推动新增可再生能源消费在一定时间内不纳入能源消费总量，清洁能源不会增加地方双控压力，叠加燃煤电价市场化程度加大，有助于加快清洁能源建设。
2020四季度以来，由于供应增量释放有限，而需求持续高速增长，供需错配下，各环节库存持续远低于往年水平。而目前，这一情况并没有有效好转，市场预期在9-10月份传统淡季各环节补库，也因需求超预期增长而未能实现。特别是电厂库存方面，据了解，目前内陆17省动力煤终端用户库存较2020年同期下降39.5%，沿海八省动力煤终端用户库存较2020年同期下降30.4%，终端库存依然在低位徘徊。
中间环节库存情况来看，截止到10月11日，环渤海九港煤炭库存1879.60万吨，同比依然偏低6%左右，其中作为环渤海港口风向标的秦皇岛港，煤炭库存在400万吨左右，较去年同期水平偏低17.14%。而我们需要注意到，从2016年以来，2016、2018、2020年环渤海港库存偏低的情况下，冬季都出现了价格大幅上涨行情，即便二者并没有直接的线性关系，但中间环节库存紧张，会导致供需直接摩擦加大，导致价格涨幅扩大。
此前，国铁局也表态提前启动冬季发电供暖用煤保供工作。加强向太原、呼和浩特、西安、乌鲁木齐等煤炭主产区铁路局集团公司输送装运煤炭的空车，优先装运发电供暖用煤，做到应装尽装，在供暖季前支持重点地区及重点电厂进一步提升存煤水平，此前铁路发运量确实有一定的好转，呼局批车量在 30 大列左右。环渤海港口库存环比有所好转，环渤海九港煤炭库存较9月底增长116万吨。
当然，大秦线受检 修影响运量降至 100-105 万吨左右，主要运煤通道限制，煤炭集港量可能在旺季到来前很难达到一个较高的水平。中间环节库存紧张依然是制约供需改善的一个隐患。
而上游库存情况来看，截止 9 月 20 日，国有重点煤矿库存 1624 万吨，同 比下降 40.9%，月环比下降 8.0%。
目前，全球正在面临能源供需失衡的情况，多国出现了电力紧张的情况。随着北半球采暖季即将到来，需求还是有较强支撑。除了中国煤炭消费缺口较大外，第二大进口国印度因此前价格大涨消极进口采购导致，其国内电厂库存非常紧张，其刚需缺口给亚太地区带来较强支撑。此外，由于全球天然气价格暴涨，欧洲部分地区也不得不用加大煤炭采购量，国际煤价大幅拉涨。
叠加近期国际海运费持续拉涨，从国际市场采购到我国南方地区的进口煤成本处于高位。截止到10月8日，印尼到华南地区煤炭到岸价格大约在0.25-0.27元/卡，折合成5500大卡动力煤报价成本预计在1400-1500之间，特别是国际能源形势不稳定，国际煤价可能维持偏强运行，或导致年内煤价在高位运行。
目前，中国对外贸煤的采购需求非常迫切，但由于国际煤源相对紧张，主要出口国情况来看，印尼受到主产区强降雨、南非运力瓶颈制约，四季度进口量可能很难有明显增幅，外贸煤的补充作用对国内供应缓解作用有限。
综合来看，山西强降雨对动力煤供应的实际影响可能有限，价格的上行，主要还是受基本面供需忧虑导致。目前各环节库存持续低迷，外贸煤补充作用有限，而需求旺季即将到来，市场看涨情绪浓厚。与此同时，市场化调解下，此前限电限产行业或逐渐复苏，或在一定程度上支撑煤价高位运行。不过，发改委保供增产工作进一步深入，主产区积极增产保供，四季度预计增加供应量8000万吨，若增产落实，将覆盖四季度需求增幅，中长期供需边际形势或有改善。
结合期货市场来看，动力煤主力合约价格连续两个交易日涨停，虽然技术指标背离甚至超涨，但价格走势已经脱离了技术面分析的范畴，价格正处于单边上涨行情，深贴水期价短期可能将仍持偏强形势，操作方面建议短多参与，灵活持有。
需要警惕的是，高煤价已经影响经济运行，政策调控态度不会发生改变，价格无序上行后风险正在加大。并且，国内能耗双控工作是否会进一步加力、高电价会不会影响某些行业生产规模、以及拉尼娜是否会如期而至，还需进一步关注，若需求端调整幅度超预期，供需紧张预期可能会出现落差。
作者：金融研究所王晓囡
公众号：宝城期货有限责任公司
发布时间：2021-10-14 09:43:13
