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动力煤需求端亮点难觅 弱势振荡难改

2019-11-14 17:29:14

展望第四季度,电力需求不太可能回升,相对充足的供应模式仍抑制了动力煤的价格,但冬季储存和补给仍有阶段性市场。发电厂冬季储存的时机将影响动力煤价格趋势的节奏。

需求侧亮点难找

自第二季度以来,热煤期现货价格波动的重心已经下移。从1月到8月,全社会用电量增速逐步下降,第二、三产业用电量增速均大幅下降。尽管m1增长率最近开始从底部反弹,但仍徘徊在较低水平,难以在下半年大幅提振实体经济。特别是在“不投机炒房”政策的控制下,房地产投资和建设增速下行压力逐渐显现,第二产业用电需求也将受到抑制。此外,2019年水电替代火电的情况非常明显。虽然第三季度水电产量因水电站泄洪等因素受到抑制,但随着主要水电站流量和水位近期恢复,预计第四季度水电产量仍将逐步恢复。

2019年,沿海发电厂日消耗量的总体下降仍将超过国家水平。一方面,虽然西部三个地区的用电量逐年下降,但仍保持较高的增长率。然而,东南沿海和沿江省份的电力需求下降趋势更加明显。另一方面,西北主要省份发电量的急剧增加对向各省转移净煤的需求产生了一定影响。此外,尽管2019年核电装机容量增速大幅放缓,但已投入运行的核电机组在替代火电方面仍发挥着重要作用。在东南沿海省份,如江苏、浙江、福建、广东和广西,核电在总发电量中所占的比例已从2016年的12%左右上升至16%以上。

总体供应充足。

自5月份以来,中国的原煤产量已大幅释放,截至8月份累计同比增长5.26%。尽管存在表外产出向表内产出转移的问题,但从全国73个港口和下游重点电厂的总存量来看,第二季度和第三季度动力煤存量同比增长基本稳定在2000万吨至3000万吨之间。这表明,随着合规能力的逐步释放,严格控制产能过剩等因素造成的供应缺口已基本弥补,煤炭供应仍处于相对充裕的水平。

虽然长江中下游高库存现象仍在继续,但库存结构存在一定差异。一方面,六个沿海发电厂的绝对库存水平已经下降到接近去年同期的水平。另一方面,虽然港口总存量偏高,但长江口存量去年大幅下降至同一水平,渤海港口存量也大幅下降。然而,中国东部港口的存量仍在上升,而中国南部港口的存量明显高于去年同期。这意味着华南地区的需求相对较弱,对香港的煤炭进口也相对较大。总的来说,由于下游发电厂库存减少,在“冬季高峰期”之前仍有冬季储存和补给的需求。

弱振荡难以改变

随着煤炭价格重心下移,电厂补给的步伐将变得更加谨慎。在过去的两年里,大型煤炭企业的月度长期协调价格往往能够明显支撑港口的现货价格,但自今年以来,现货价格大多介于月度和年度长期协调价格之间。只有当现货价格比月度长期关联具有价格优势时,电厂才会增加现货购买强度。然而,由于当前现货价格相对接近月度长期关联,很难形成下游短期冬季储仓意愿,煤炭价格仍面临回落压力。我们认为,与1911年的合同相比,2001年的合同更有可能成为冬季储存合同。预计2001年的合同将主要在550-590元/吨的范围内运作。

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