煤价维持高位 火电效益下滑
去年下半年以来，国内煤炭价格同比大涨，到今年一季度已有近四成上市火电企业陷入亏损，上市煤企业绩则普遍飘红，近九成净利翻倍。当前正值夏季用电高峰，但内蒙古等地煤炭生产环节受到限制，电力企业面临的压力仍然不小。
7月9日至15日，郑商所、期货日报联合组织了华东地区动力煤下游电企调研活动。7月初以来限制进口煤政策落地情况如何?下游电力企业的盈亏平衡点在哪?电企如何利用动力煤期货破解当前经营困境?带着这些问题，调研团对部分电企进行了走访考察。
动力煤需求季节性更明显
去年以来，动力煤价格持续攀升，电力企业一度出现经营困难。当前正值夏季用电高峰，“看天吃饭”的电企经营状况是否有所改善呢?
“之前是旺季不旺、淡季不淡，今年是旺季正旺。”杭州杭钢对外经济贸易有限公司副总经理宋怡健告诉记者。
近年来，随着需求增速趋缓，加之新能源的大力发展，水电、核电、太阳能优先上网，对火电有一定的挤出效应，火电行业传统意义上的“迎峰度夏”一度落空，但是今年电厂夏季用煤高峰有再现之势。
国家统计局17日发布数据显示，今年6月全国绝对发电量5203亿千瓦时，同比增长5.2%。其中，全国火力绝对发电量3710亿千瓦时，同比增长6.3%；水力绝对发电量1044亿千瓦时，同比下降1.9%。今年1—6月份全国绝对发电量29598亿千瓦时，同比增长6.3%。其中，全国火力绝对发电量22215亿千瓦时，同比增长7.1%；水力绝对发电量4613亿千瓦时，同比下降4.2%。
7月上旬，由于华东地区尚未出梅，与华北及华南地区相比，当地耗煤增速仍处于相对较低水平。但是随着伏天到来，全国范围的高温模式开启，华东地区煤炭日耗也随之快速上升。以浙江某企业为例，7月上旬日均耗煤9.4万吨，进入中旬后在13万吨以上，平均增幅达32.3%。
在华东地区调研期间，有人开玩笑说，“在38℃的高温下出行，像是在太阳下‘罚站’，室外两分钟，出汗两小时。”
“预计在高温的带动下，需求将继续攀升，带动煤价持续走高。”某煤炭生产企业人士说。
中央气象台预计，未来10天，新疆南部、内蒙古中西部、西北地区东南部、华北、黄淮、江淮、四川盆地南部、江南大部、华南东部等地仍将持续高温天气，可达3—9天；18—20日，华北、黄淮高温天气有所缓解；21日起，华北中南部、黄淮地区高温再度发展。
6月初电厂煤耗逐渐攀升，夏季用电高峰预期较强，加之内蒙古等地生产环节受到限制，动力煤期货走出一波快速上涨行情。夏季电厂需求对煤价的提振有多大，未来能否持续?高价之下电厂采购意愿如何?
光大期货动力煤高级分析师张笑金告诉期货日报记者，此前曾有观点认为当前煤价处于高位，电厂会放缓采购节奏，与供货方展开价格博弈。但在此次调研中发现，作为大宗散货，煤炭采购受到天气影响较大，当日耗攀升时采购就变得刚性；当淡季来临时，因堆存能力、煤炭品质下降等问题，企业采购量势必下降。尽管存在为应对高峰、降低采购成本，电企提前十几天采购的情况，但这不是常态。一旦气温上升导致电厂日耗增加，采购势必变得集中，在供应相对偏紧的阶段，季节性因素对于煤价的推动作用明显。
“采购取决于日耗和库存两方面因素。”浙江某电企相关负责人告诉期货日报记者，目前该企业日耗在11万吨左右，远低于去年同期14万吨，库存也有21天，属于高位水平，采购进度偏缓。未来情况能否改善也要看天气，如果低温持续在30℃以上，高温在37℃—38℃，且能持续一周的话，日耗肯定会起来，那时候肯定要采购煤炭。
作为省级电厂，随着煤价上涨，上述企业目前经营压力较大。该企业负责人告诉记者，现在控制成本主要有以下几种方式:一是尽可能争取长协份额；二是全力降煤耗，目前技术上已基本达到极限了，但仍力求降低；三是进口煤采购也是降成本的重要手段，目前企业进口煤份额约占20%，并没有显著增长，但对于企业控制成本而言，确实是不可或缺的一种方式；四是通过期货市场做买入套期保值控制成本。
