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动力煤难现旺季行情

DATE:2018-7-10
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利空制约

动力煤6月15日达到高点661.4元/吨,至今已累计下跌6.32%。后期,在利空因素的压制下,动力煤市场继续承压。

库存高企 下游采购积极性下降

由于国内煤炭产地进一步向“三西”地区集中,煤炭保供的一大措施便是保证煤炭发运的平稳,完成库存从上游向中下游的转移。截至7月中旬,全国重点煤矿产出1493万吨,为2018年以来的最高值,但同比减少近550万吨。同时,重点电厂库存为7569万吨,亦处于年内高点,同比增加逾1200万吨。此外,截至7月19日,全国主流港口库存达到年内最高点,至5493万吨,同比增加近550万吨。以此口径为基准,中下游库存增加逾1700万吨,库存差额来源于产量和进口量的增加。

进口量增加 东南沿海电厂减少北上购煤

供给侧改革带来煤炭价格的阶段性剧烈波动,煤炭稳价的一大措施则是适当加快电厂直购进口煤通关,即定向放松进口限制。海关总署的数据显示,6月,国内进口煤及褐煤2546万吨,环比增加310万吨,同比增加386万吨,增幅达到17.8%。由于去年7月进口仅1900万吨,若今年7—8月进口量保持在2600万吨的水平,则合计将增加730万吨,相当于沿海六大电厂在这两个月的耗煤增幅为15.5%,这在旺季高基数的基础上很难实现。

来水超预期 水电替代作用显现

水电历来有“一荣一枯”的说法,今年按照往年轮换属于水电大年,但是,1—6月,水电增量一直低于预期,尤其3—4月甚至出现同比下降。因此,市场对水电的增发预期降低,叠加5月异常高温天气,动力煤价格强势上涨。

不过,进入7月,云贵川等长江中上游地区降雨较往年偏大,导致长江来水增加,水电增发预期迅速增强。截至7月20日,三峡入库流量峰值为5.92万立方米/秒,为2012年夏季以来的最高值,当月日均流量为4.11万立方米/秒,而去年7—9月分别为2.12万、1.95万、2.25万立方米/秒。从中央气象台获悉,未来10天,云贵川地区降雨量仍较丰,由此估计,整个7月三峡入库日均流量能够保持在3.5万立方米/秒以上。未来11—20天,该地区降雨量低于7月上旬,8月来水或有一定回落。

一方面,过去5年,水电运行效率和三峡入库日均流量存在明显的线性关系。经过简单线性回归可得,水电设备利用率(水电设备平均利用小时数/月总小时数)=0.1284×三峡入库日均流量+0.2527,回归平方和达到85.44%。另一方面,考虑到极值部分线性相关性变弱,总结发现,三峡日均入库流量超过2.5万立方米/秒后,水电设备利用率基本稳定在56%—60%。假设运行效率为60%,保守估计,7月水电产量预计为1378亿千瓦时,同比增长10.59%,8月同比预计增长10.18%。因此,水电对火电的替代作用将逐渐显现。

总体上,今年7—8月,中下游潜在供应增量为2480万吨。此外,6月鄂尔多斯地区受环保影响,煤炭外售量实际同比减少650万吨,随着煤矿的复产,7—8月将恢复正增长。需求方面,水电增速将保持在全社会用电增速之上。假设煤电增速达到10%,则全国重点电厂7—8月的需求增量预计在2200万吨。因此,供应增量完全覆盖了需求增量,并且留有较大余地。

综上所述,8月中上旬以前,郑煤大概率继续承压,若之后来水出现较大回落、水电增发低于预期,则郑煤将于8月中下旬开启反弹行情。

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