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我國動力煤市場上半年回顧與下半年展望

放大字體  縮小字體 發布日期:2021-08-13  瀏覽次數:37
核心提示:我國動力煤市場上半年回顧與下半年展望
 2021年上半年,動力煤市場總體呈現出“淡季不淡”“旺季更旺”的特征,價格先漲后跌再漲,呈現出“V”型走勢。下半年,動力煤供求結構有望得到改善,但庫存情況存在變量,價格或將有所回落,但難以出現趨勢性下跌行情。
  上半年市場回顧——
  多維共振,價格呈“V”型走勢
  同2020年動力煤價格走勢相似,今年上半年動力煤價格再現“V”型走勢,但此輪“V”型走勢的成因與2020年有所不同。2020年動力煤價格走勢是宏觀、中觀、微觀因素共振下的結果。表現為國內經濟于2020年4月開始見底后超預期恢復,全國用電快速增長,而煤炭供應端受諸多影響產能釋放速度較慢,同時高硫低卡煤種結構性緊張,導致煤價呈“V”型走勢。今年上半年,在商品屬性與金融屬性共振、中觀產業和宏觀經濟共振、國內與國際共振等多因素影響下,動力煤價格呈現出“V”型走勢。商品屬性與金融屬性共振表現為動力煤供求基本面緊張與輸入性通
  脹下大宗商品估值提升;中觀產業和宏觀經濟共振表現為主產地增產受限、安監環保趨嚴和坑口社會庫存能力下降,動力煤的供給端彈性出現下降及國內經濟延續恢復態勢;國內與國際共振表現為今年的內貿煤和外貿煤價差較小,國際煤炭市場的供求緊張導致國際煤炭價格上漲,同時我國可進口的煤炭資源較為緊張。
  從部分煤種價格走勢來看,北方港5500大卡平倉價格7月初為每噸970元左右,6月底的高點接近2020年冬季高點每噸1050元。同時值得關注的是,由于動力煤供應彈性偏低,導致上游的價格走勢明顯強于下游。從內蒙古5500大卡動力煤坑口價來看,5月價格突破2020年冬天高點,6月下旬再創新高。7月上旬,內蒙古5500大卡動力煤坑口價為每噸784元,遠高于2020年高點的每噸600元,而6月下半月最高價為每噸835元。
  下半年市場展望——
  供應彈性難有太大改善
  下半年動力煤市場走勢主要看供應情況。從國內供應來看,煤炭供應彈性較弱。今年3月相關政策退出后,以內蒙古為代表的產地煤炭產量快速下滑。分析來看主要有3個原因,一是從3月1日起,煤礦超能力生產及手續不全生產等均屬重大事故隱患,已被納入刑法。二是4月以來全國煤礦安全形勢較為嚴峻,主產地對此保持高壓管控。三是環保要求提高后,主產地煤礦、洗煤廠的存煤能力大幅下降,坑口煤炭庫存能力降低。
  對照2020年10月開始實施保供政策和2021年3月保供政策退出后的產量變化,陜西保供期間的產量也未見明顯變化,生產趨于平穩,大概率已經保持了滿負荷生產的狀態。山西煤炭生產相對平穩,沒有太大變化。內蒙古則在保供期間產量急速上升,保供政策退出后產量下跌。今年3月至5月,內蒙古煤炭產量分別為8571萬噸、8080萬噸和7989萬噸,總產量同比降幅為4.6%。今年3月至6月,鄂爾多斯日均產量分別為186.6萬噸、175.9萬噸、177.2萬噸和171.0萬噸,呈現持續下降的態勢。
  從短期的供應增量空間來看,僅能依靠內蒙古露天煤礦增產。陜西和山西地區增量空間并不大,兩省已經達到可接受的滿負荷的狀態。因此,下半年煤炭增量更多寄望于內蒙古鄂爾多斯地區露天煤礦臨時用地得到審批。根據《鄂爾多斯市推進自治區試點露天煤礦采礦臨時用地工作實施方案》,審批時限為2021年9月30日,全市審批規模為1314公頃,涉及煤礦企業66家。據了解,鄂爾多斯這批申請用地審批的煤礦實際出煤需要40天至60天。
  從中長期供應增量來看,仍要寄望于煤礦產能的核增。當前煤礦的批復基本是年產120萬噸以上的大中型礦井,產能核增也以大礦為主,未來的核減相對困難,在“碳達峰碳中和”背景下,新增產能的審批較為謹慎。
  從進口煤來看,補充效應也存在瓶頸。今年國際市場煤炭需求增加,供求緊張程度升級,內外貿煤炭價差并不明顯,部分時期甚至出現倒掛的情況。數據顯示,今年1月至5月,我國累計進口煤及褐煤1.11億噸,同比減少3754萬噸,降幅為25.3%;我國累計進口動力煤為8951萬噸,同比減少2441萬噸,降幅為21.4%。
  當前正值迎峰度夏之際,全國用電需求將會進一步增加,水電也將進入強勢發力階段,對火電有一定替代,但電廠整體日耗預計仍處于高位,疊加終端庫存偏低,短期價格有支撐。中長期看,在政策引導下供應會有一定增量,需求增速大概率將放緩,下半年煤價振蕩運行,價格或將有所回落,但難以出現趨勢性下跌行情。(中國煤炭報)
 
 
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