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四季度国内电煤市场分析
发稿时间:2024-10-18 来源:中国煤炭市场网 点击:

  2024年以来,我国煤炭行业受安全、环保等因素影响,煤炭产量同比有所下降,但降幅呈现递进收窄。进口煤继续保持高位且较快速增长,1-9月份,我国共进口煤炭38912.8万吨,同比增长11.9%。煤炭总需求量同比增加1.9%,其中,电力行业需求弱增长、化工行业需求平稳增加,冶金行业需求持平、建材行业需求减弱,社会整体库存处于较高水平。相较于2021、2022年而言,供给略大于需求,供需形势总体平衡。

  具体情况分析如下:

  市场呈现的特点

  (一)进口煤依赖高。海关总署10月14日公布的数据显示,2024年9月份,我国进口煤炭4758.8万吨,较去年同期的4214万吨增加544.8万吨,增长12.93%;较8月份的4584.4万吨增加174.4万吨,增长3.80%。2024年1-9月份,我国共进口煤炭38912.8万吨,同比增长11.9%。从进口数据来看,今年东部沿海城市在市场煤采购方面,更加依赖进口煤,这也是为什么国内电煤现货资源在旺季呈现阴跌的原因之一。

  (二)价格陡增缓降。今年以来,国内电煤价格变化特征明显,电煤价格在730-810元/吨(5000大卡)区间内呈现陡增缓降。今年的5月份、9月份,按照传统惯例,均为电煤行业的传统淡季,但电煤价格均出现逆势上涨,增加了发电供热企业在旺季采购成本。

  (三)淡旺概念弱化。年初,在与众多同行进行交流时,大家普遍认为今年的电煤供需形势相对宽松,电煤价格大概率遵循价值规律。但是从实际运行情况来看,电煤淡季旺季的概念在逐步弱化。一方面,与发电供热企业从2022年以来执行的高库存策略有关,发电供热企业应对市场行情风险的能力增强;另一方面,随着进口煤的全面放开、发电供热企业电煤中长期合同高签订比例、且非电行业不景气的背景下,发电供热企业采购国内市场现货资源的量在缩减。

  四季度行情预测

  (一)煤机顶峰出力占比增加。夏季光伏、风力等新能源发电负荷较好,叠加水电资源好于2023年,燃煤机组顶峰出力占比减少。在最高用电负荷时段,煤机出力6729万千瓦时,低于2023年冬季水平。但进入四季度,由于光伏、风力发电负荷的不确定性,势必会增加煤机的调度。

  (二)价格走势形态或将延续。2022年以来,在国家发改委的调控下,各发电企业均签订较大比例的电煤中长期合同,高峰时段也可通过采购进口煤进行补充,基本能够覆盖发电供热企业的用煤需求。所以,发电供热企业对北方港高价市场煤的承接意愿不足。9月底、10月初的这波涨价过后,电煤价格或将趋于平稳,窄幅震荡下行,价格走势形态与夏季类似。

  (三)平均价格高于夏季水平。根据以往经验,冬季的最高用电负荷高于夏季,叠加冬季光伏、风力发电顶峰能力弱,不确定因素较多,今年冬季煤电机组的出力将好于夏季,对电煤的需求也将超过夏季。同时,由于大雾、冰冻天气的增加,对电煤运输效率也存在加大影响;北方中小供热企业长协合同签订比例低,需要通过采购市场煤进行补充。这些因素均对电煤价格形成较强支撑,由此判断,冬季电煤平均价格或将高于夏季水平。

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