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    供需持續改善 煤價中樞下移可能性較大

    http://www.recipesforyou.net   更新時間: 2022-01-04 09:51:10   期貨日報

      跌幅取決于電廠盈虧平衡點的高低

      2021年,在多項保供措施下,我們看到了煤炭產量的彈性,產量預計達到了有效產能的頂峰。2022年,由于老舊產能邊際增量不多,產量的增加將主要依靠新增產能的釋放。與2021年不同,2022年市場將整體呈現供應寬松的格局,在供需持續改善的背景下,煤價中樞下移的可能性較大。

      2021年動力煤市場的三個特殊性

      2021年春節期間,在有效保供的壓力下,供大于求導致動力煤價格下跌;3月初,煤炭冬季保供有序退出,動力煤供應增速趕不上需求增速,價格出現了大幅上漲。

      需求方面,由于外需和出口持續強于預期,在制造業拉動下,全國用電量增速與我國宏觀經濟下滑相背離。2021年4—9月,全國用電量增速高達10.44%,高于去年同期的4.84%及5年平均增速6.22%。與此同時,全國煤炭供應量增速卻僅有1.13%。

      供應方面,動力煤供應增速受限。一是在供給側結構性改革的大背景下,中長期煤炭投資基礎產能擴張不足;二是環保安檢常態化,供應短缺擴大,市場煤炭資源緊張。2021年9月之后,“能耗雙控”達標考核影響煤炭以及電力緊張達到高潮,全社會大范圍內拉閘限電,電廠動力煤庫存逆季節性大幅上行,動力煤現貨價格在10月最高沖至2570元/噸。

      針對煤炭電力短缺問題,2021年第四季度,政府各部門加強政策協調。截至2021年10月27日,電廠動力煤庫存回升至1億噸的正常水平,動力煤走出V形反轉走勢,短短兩個月的時間動力煤期貨價格從2000元/噸跌至800元/噸附近,現貨價格從2570元/噸跌至1000元/噸附近。

      總結來看,2021年是動力煤市場非常特殊的一年,其特殊性主要體現在以下三點:

      第一,2021年動力煤價格與宏觀經濟的關系不同于往年。傳統年份,宏觀經濟強弱是煤炭價格走勢的主導因素,原煤價格走勢與GDP增長相契合,但2021年煤炭短缺加劇了限電情況,進而影響經濟增長。在傳統周期中,煤炭是經濟增長的同步指標,而原油因為具有較強的金融屬性,通常是后周期的品種,即在經濟增長過了高點之后反而會加速上漲,但2021年下半年以來,煤炭取代了原油的后周期地位。不過,由于煤炭的產業鏈短、金融屬性弱,在供應短缺緩解之后,這種后周期屬性就迅速向原油回歸,煤炭價格又回到了經濟增長的同步指標定性。

      第二,2021年動力煤市場的主要矛盾在供給端,政策成為決定價格的最重要因素。從中長期來看,“十四五”規化確定了2030年碳中和的目標,能源轉型戰略對我國煤炭中長期供應形成約束。不過,從2022年的時間維度來看,受保供政策的影響,動力煤的供給端擾動將下降,需求成為2022年動力煤價格最大的影響因素。

      第三,2021年我國煤炭和電力短缺是在“全球能源危機”的背景下出現的。2021年的全球能源危機在我國具體表現為缺煤、在歐洲具體表現為缺天然氣、在美國表現為缺油,我國和歐洲導致的后果是電力緊張和電價大漲,美國導致的后果則是CPI和PPI高企,美國政府不得不通過號召多國拋售原油儲備打壓油價。而全球能源危機反映的是全球“碳中和、碳達峰”綠色發展轉型戰略導致的傳統能源和新能源產業的沖突。

      2022年煤價走勢將與經濟形勢保持一致

      我們的動力煤價格分析體系有三個核心邏輯:宏觀經濟形勢(總需求)決定價格趨勢的方向、供應決定價格趨勢的強弱、季節性決定價格變化節奏。

      2022年,動力煤價格走勢仍將與宏觀經濟形勢保持一致。受房地產投資及其衍生出的信用收縮影響,我國宏觀經濟從2021年7月開始承壓前行,但工業生產是決定全社會用電量增速的最核心因素。2021年我國宏觀經濟承壓前行主要體現為內需收縮,但工業生產部分仍然受外需韌性較強的驅動,所以2022年動力煤的需求主要看外需變化。

      出口紅利的促進效果減弱,但工業用電仍為增量核心

      2021年,我國需求端用電量有顯著增長。相關數據顯示,2021年1—10月,全社會用電量約6.83萬億千瓦時,同比增加12.2%,比2019年同期增長15.2%。按照結構分析,工業制造業用電是增速的核心,其中四大高載能產業仍為主力軍。除此之外,由于國外疫情一直反復,而我國疫情控制得當,出口情況較好,出口導向的用電也高于其他產業。同時,由于各類需求的全球訂單都有增長,導致工廠產能增加,帶動了整體工業用電用煤需求。由于出口高增長及與之配套的高耗能產業增長,加之新基建與鄉村振興戰略,我國電力需求增速超過了經濟增速。另外,從電廠角度來看,對比2020年和2019年,日耗有明顯增長,除了工業用電需求增長外,居民用電平穩增長也是一部分原因。工業用電作為用電上限,而居民用電作為需求的下限,兩者同時增長,使2021年用電增速中樞整體上移,能源需求達到歷史峰值。

      2021年,上半年用電高增,下半年由于“雙控”政策增速有所回落,但仍有韌性。2022年,我們預計整體宏觀經濟周期處在下行趨勢中,而后探底回升,用電量與經濟增速有高相關性和同步性。房地產行業得益于政府調控2021年第四季度逐步修復,但仍處于下行周期,需求偏弱,拖累水泥等建材耗煤增長。整體來看,在2021年高基數的背景下,2022年隨著全球供應鏈逐步恢復,出口增速回落導致相關行業用電用煤需求的促進作用有所減弱,但仍有一定韌性,所以2022年用電量增速將較2021年回落至5%左右。

      電源結構處在緩慢改革中,電力供應依舊由火電兜底

      2021年,水力發電偏弱,對火電的擠出效應較弱。以三峽為例,入庫流量和出庫流量整體時間后移,高峰時段從夏季推遲到了秋季,7月底到8月初尤為顯著。雖然2021年廣受關注的白鶴灘千萬瓦級的水電站正式投產,但整體水力發電量仍低于2020年;核電機組與2020年相比,新增有限;在其他方式發電捉襟見肘時,2021年整體電源結構仍以火電為主,呈現“水消火漲”的態勢。相關數據顯示,2021年1—10月,全國規模以上電廠發電量67176億千瓦時,同比增長10.0%,增速比上年同期提高8.6個百分點。其中,全國規模以上電廠火電發電量47556億千瓦時,同比增長11.3%,增速比上年同期提高11.7個百分點;而全國規模以上電廠水電發電量10222億千瓦時,同比下降2.3%,增速比上年同期回落6.5個百分點。

      在“碳達峰、碳中和”的“雙碳”大背景下,國家積極推進能源結構改革,鼓勵清潔能源的使用。2021年10月,《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》發布,我國關于“碳中和”戰略的頂層設計正式落地。這意味著從中長期來看煤炭需求減少是必然的,行業的投資積極性將會減弱,同時清潔能源以及配套設施成為政府鼓勵發展項目。根據國家能源局規劃,2021年,全國風電、光伏發電量占全社會用電量的比重達到11%,后續逐年提高,2025年將達到16.5%。因此,預計2022年全國風電、光伏發電量占全社會用電量的比重在13.5%—14%,蠶食部分火電份額。不過,短期在清潔能源的儲能技術還未完全成熟的情況下,火力發電不僅仍是發電的主要途徑,還能有效調節電力,有顯著的兜底作用。2022年,隨著經濟發展,煤炭整體消費仍會是正增長,但增速放緩至3%—4%。

      2022年動力煤供給邊際的增量預期較低

      我國煤炭行業存在長度為8年左右的產能“擴張—收縮”周期,上一輪周期是從2008年—2015年,其中2011年之前的4年是產能擴張期,2011年之后的4年是產能收縮期。2016年起,我國煤炭行業應進入產能擴張期,但2015年開始的供給側結構性改革限制了煤炭產能擴張,到2020年我國完成了《煤炭工業發展“十三五”規劃》要求的淘汰落后產能8億噸/年、置換增加先進產能5億噸/年的目標。在此背景下,短期來看煤炭供給側有以下特征:

      煤炭產能有較大彈性,政策調控偏量不偏價

      2021年3月冬季保供結束后,上半年煤炭整體供應不及預期,特別是6—7月的產量處在歷史新低,山西和陜西的庫存也低于2019年水平,主要原因一是安全環保檢查常態化,2021年3月開始實施《刑法修正案》,“超產入刑”;二是內蒙古2020年以來持續進行“倒查20年”反腐,按月、按周發放煤管票,不得以“保供名義超產”,絕大部分煤礦生產都不超過核定產能;三是2021年喜迎建黨百年大慶,安全生產標準趨嚴,任何一起煤礦事故都會導致全國范圍內安全大檢查。保供與安檢相互沖突。

      2021年下半年起,由于煤炭貨源供不應求,“產量平控”和“能耗雙控”調控政策逐漸增強,限電措施逐步升級,有關部門緊急采取措施,例如,增產保供、與相關企業開展座談會、委派督導組進行督察以及利用“價格法”對煤炭市場價格進行干預等,由影響少數煤炭強相關的高耗能產業供應擴大到大面積品種供應收縮。國慶節后,隨著增產保供一系列措施強有力地落實,煤炭產量有了快速釋放。統計數據顯示,2021年10月,原煤產量為3.57億噸,同比增幅4%。同時,電煤供應水平大幅提升,供煤較2020年同期增加超過30%,持續大于耗煤,電廠存煤快速回升。2021年11月中下旬以來,電煤消耗有所增加,但日均供煤達到860萬噸,最高達到943萬噸歷史峰值,日均供煤大于耗煤近200萬噸,電廠存煤繼續快速增長。由此預計,2022年春節發電供暖用煤將得到有力保障。

      展望2022年,我們預計政府調控的重點在于產量供應而不是直接調控價格。2021年10月以來,快速上升的產量也說明了我國煤炭產能有較大彈性,政府仍可以根據需求預期通過保供以及限產等措施來調控產量,從而實現價格回落至550—850元/噸區間內的目標。

      國外供應鏈趨于穩定,煤炭進口量分布均勻

      雖然我國煤炭絕大部分是自給自足,但進口不可或缺,因為進口煤起到了補充供應的作用,增加了供應端的彈性。2019年下半年,我國實行了進口煤通關額度,強化煤炭進口管理控制。經過時間和行情的考驗,我國進口限制制度有了更多經驗,國家以及下游終端分配進口額度更加合理。2021年1—10月,進口煤炭總量2.57億噸,同比增長1.9%,總進口量有所上升,但由于海運費高企、疫情等原因增量不多。整體來看,2021年全年煤炭進口量分布較為均勻,在保供月份進口量顯著增多。

      據統計,2021年1—10月,印尼累計進口煤炭7191萬噸,俄羅斯累計進口煤炭4593萬噸,蒙古累計進口煤炭1354萬噸。澳大利亞除了10月有少量進口煤,2021年度的其他月份均沒有澳煤進口。進口同步上升最快的國家是印尼和俄羅斯,而之前飽受關注的蒙煤受疫情通關的影響,進口量低于預期。值得注意的是,澳洲煤炭的禁止進口使進口煤的煤種發生結構性變化,雖然其他國家煤炭補足了供應量的短缺,但高卡優質煤種稀缺,市場仍存在結構性問題?,F如今,主要以增加哥倫比亞的煤炭來補充部分高卡煤的需求,但由于與澳煤、印尼煤等傳統煤炭供應國家比,哥倫比亞海運時間更長,不受中國買家的喜愛,所以可直供終端電廠、水泥廠等,這使得煤炭量減少,也使得可交割資源下降,最終只能從內產煤中采購高卡煤種,從而加劇了市場矛盾。

      我們認為,2022年澳煤恢復到之前的量仍然較為困難,對供給邊際的增量預期較低,預計俄羅斯、蒙古將取代澳大利亞、印尼一起成為我國主要的煤炭進口國。隨著海外疫情得到控制,蒙古也許能在2022年給市場帶來驚喜。整體來看,由于國外供應鏈趨于穩定,經濟逐漸恢復,用煤需求提升,我國2022年進口增量或許并不顯著。

      行情展望及策略建議

      需求方面,動力煤需求與宏觀經濟緊密相連,在預計2022年宏觀經濟周期探底回升、有拐點出現的背景下,動力煤的需求也將由弱轉強,并且2021年高煤價帶來的經濟沖擊會使2022年管控措施更加謹慎。供給方面,在去產能和能源反腐行動暫別舞臺后,煤炭產能有顯著提升。2021年在多項保供措施下,我們看到了煤炭產量的彈性,產量預計達到了有效產能的頂峰,2022年老舊產能邊際增量不多,產量的增加將主要依靠新增產能的釋放。與2021年不同,2022年市場將整體呈現供應寬松的格局,在供需持續改善的背景下,煤價中樞下移的可能性較大。

      由于2021年電價改革會使煤電實現一定程度上的聯動,所以煤炭價格不至于過度悲觀,價格下行幅度具體可以關注電廠的盈虧平衡點。2021年12月3日召開的全國煤炭交易會公布了《2022年煤炭長期合同簽訂履約方案征求意見稿》,其中在2022年長協的價格方面明確了“基準價+浮動價”的定價機制不變,新一年的動力煤長協將每月一調。5500大卡動力煤調整區間在550—850元/噸之間,其中下水煤長協基準價為700元/噸,較此前的535元/噸上調約31%。我們認為,700元/噸對上下游企業來說仍有盈利,此價格在除2021年以外的歷史上都處于高價水平,所以對于煤企而言,價格仍有較大利潤空間。對于電企而言,利潤雖不高但不至于虧損,并且在電價允許上浮的情況下,煤價上漲的風險可以轉移至電價,整體操作相較于往年更為靈活。由于大部分情況下市場煤價高于長協煤價,我們判斷,港口5500大卡的現貨價格運行區間有望在700—1000元/噸運行。


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    文章關鍵詞: 煤價、電價
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