李学刚：沿海动力煤价上涨已近尾声

秦皇岛海运煤炭交易市场发布的环渤海动力煤价格指数显示，至12月12日，发热量5500大卡/千克动力煤综合平均价格已经连续九周上涨，由10月9日的530元/吨上涨到了608元/吨，累计上涨了78元/吨、涨幅为14.7%，而发热量5000大卡/千克动力煤在秦皇岛港的交易价格更是由9月25日的440～450元/吨上涨到了570～580元/吨，涨幅高达29.2%。鉴于近期环渤海地区动力煤交易价格的整体涨幅较大，而部分煤炭供应企业与购买或消费企业的结算价格与“环渤海动力煤价格指数”实时联动，价格上涨的“惯性”作用有可能继续推高该地区煤炭价格。

但是，环渤海地区动力煤市场的运行状况和一些迹象表明，自国庆节后开始的本轮环渤海地区动力煤价格反弹过程已经接近尾声。

第一，环渤海地区动力煤价格走势已经出现多项“分歧”。

统计发现，近期环渤海地区动力的交易煤价格走势已经出现多项“分歧”或“背离”，这一状况或预示国内煤炭供求关系尚未根本好转，或对动力煤市场未来走势存在分歧，导致煤炭价格继续上涨的动力不足。

1、不同热值动力煤、在相同地区的价格走势出现分歧。据秦皇岛海运煤炭交易市场发布的环渤海动力煤价格指数显示，与9月底相比，热值5500和5000大卡/千克动力煤在秦皇岛港交易价格的热值均价分别从每100大卡9.55元/吨、8.9元/吨上涨到了12月初的11.09元/吨和11.50元/吨，整体涨幅分别为16.1%和29.2%。一方面，不仅不同热值煤种之间交易价格的上涨幅度存在明显分歧，而且5000大卡/千克动力煤的热值均价已经高于5500大卡/千克优质动力煤，有违“优质优价”的市场经济规律。

2、相同煤种在不同地区的交易价格走势出现分歧。据内蒙古煤炭交易中心发布的“鄂尔多斯市动力煤价格指数”，12月10日与9月17日的低点相比，热值5500和5000大卡/千克动力煤在鄂尔多斯地区的平均价格分别上涨了26元/吨和27元/吨，涨幅分别为11.2%和14.0%，显著低于上述两种煤炭累计在秦皇岛地区分别85元/吨、130元/吨的上涨结果和分别16.1%、29.2%的涨幅。

秦皇岛等集散地区煤炭价格未能及时有效地向上游地区传导，或许表明国内煤炭供求关系的整体改善状况不尽人意，动力煤价格的整体上涨动力不足。

3、相同煤种在同一港口的报价水平出现分歧。调查表明，11月中旬之后，在秦皇岛、曹妃甸等环渤海煤炭集散地区，相同煤种在同一港口的报价水平逐渐拉大，这一现象在5500大卡/千克动力煤上体现的尤为明显，例如，12月上旬，该品质动力煤在秦皇岛港的主要报价区间已经扩大至585～635元/吨，吨煤报价的区间跨度由正常的10元左右扩大到了50元左右，这应该是煤炭供应企业之间、供求双方之间和需求企业之间对市场供求关系认识出现明显差异的体现；但是，由于实际成交价格偏向区间的低位水平，将削弱近期动力煤价格上行的动力。

4、内贸煤炭与进口煤炭的到岸价格走势出现分歧。据来自秦皇岛海运煤炭交易市场的信息，12月初与9月底相比，收到基高位5900大卡/千克的印尼现货动力煤的离岸价格几乎持平，而同期秦皇岛、曹妃甸等集散地区同类煤炭价格的涨幅达到了16%以上；如果考虑国内、国际航运市场价格变动对消费企业煤炭采购成本的影响，12月初与9月底相比，一船5～6万吨的国内5500大卡煤炭在广州港的到岸价格已经累计上涨了15%以上，而一船相同吨位、相近质量的进口自印尼的动力煤在广州港的到岸价格仅上涨了4%左右。上述变化已经使得进口动力煤到岸价格出现明显的比较优势，将促使国内消费企业将煤炭需求转向国际市场。

5、5500大卡/千克动力煤期货与现货价格出现分歧。截止到12月13日，在郑州商品交易所上市交易的、2014年1～6月各个月份5500大卡/千克动力煤期货合约（即TC1401～TC1406合约）的最新收盘价均运行在582.0～585.4元/吨之间，普遍低于该品质现货动力煤同期在环渤海地区608元/吨的综合平均价格（即12月11日“环渤海动力煤价格指数”，BSPI）。

二、当前煤炭价格存在“水分”或“虚高”成份。种种迹象表明，在本轮沿海地区动力煤价格反弹的后期，一些“非需求”因素起到了推波助澜作用，致使当前煤炭价格水平存在“水分”或“虚高”成份，一旦供求关系趋于平衡，当前煤炭价格水平将难以为继。导致价格“虚高”的因素主要来自以下两个方面：

其一，“恐慌性”购买推高煤价。一方面，10月中旬到12月初，集中到港的运煤船舶导致其在秦皇岛、曹妃甸和黄骅等港口的待泊时间7-15天，高位运行的海上煤炭运价也使船舶“滞期费”水涨船高，造成用户不惜以高价谋求对煤炭的“挤提”、“挤兑”；另一方面，超出市场预期的煤价涨升态势，激活了煤炭供求热情和市场信心，由于预期煤炭价格继续上涨，越来越多的煤炭生产、贸易和消费企业参与到“抢行情”中来，“恐慌性”购买倾向有所增强，使得煤炭需求“被放大”、交易价格“被推高”。

其二，大型煤炭企业“刻意抬价”。在“需求”转暖的背景下，基于2014年电煤购销合同谈判的需要，主要煤炭企业不断提升对煤炭销售价格水平的预期，并转化为不断提高煤炭销售价格的具体行动，当前部分煤炭企业动力煤的销售报价已经高于、甚至是明显高于实际成交价格，导致近期环渤海地区动力煤价格指数涨幅“被扩大”，进而造成该地区煤炭市场繁荣、供求关系紧张的“假象”。

三、今年12月份煤炭进口数量或将保持高位。按照历史惯例和进口煤炭的采购周期推算，在国内煤炭价格明显反弹、特别是在进口煤炭价格的比较优势明显体现的一个月之后，进口煤炭将出现集中到货现象。

惯例也再次得到验证，来自国家海关总署的数据显示，今年11月我国煤炭进口量达到了2872万吨，环比增加了435万吨、增幅为17.9%，这也是今年以来仅次于1月份的次高水平，预计上述状况有望延续到12月份、甚至明年1月份，将减少消费企业对内贸煤炭的需求，抑制国内煤炭价格上涨。

四、主要电力企业的煤炭采购热情将下降。分析认为，下列因素已经并将继续影响国内电力企业的煤炭采购热情：

其一，大幅度反弹过后仍然高位运行的国内煤炭价格和航运价格，显著提高了消费企业的煤炭采购成本，将抑制消费企业的煤炭采购热情，减少对环渤海地区的煤炭需求。

其二，据中能电力工业燃料公司统计，主要电力企业月末煤炭库存水平自9月份开始已经连续保持三个月递增，11月30日恢复到了8267万吨，可用天数随之提高到21天，库存状况已经达到了合理偏高水平，表明电力企业的煤炭“补库”、“冬储”乃至“节日储备”等需求已经接近尾声。

其三，进入冬季以来，全国大部分地区的气温高于往年，真正的冬季用电需求尚未充分显现，也限制了火电出力的发挥，导致今年12月上旬全国主要电力企业的电煤平均日耗尚未达到去年12月份日均水平，由于未来冬季电力需求高峰的整体状况（例如，峰值、持续时间等等）尚具有不确定性，也将影响电力企业的煤炭采购热情。

五、主要发运港口煤炭库存偏低状况正在逐渐改善。尽管进入12月份之后，秦皇岛、曹妃甸、黄骅等主要煤炭发运港口的煤炭库存持续处于低位水平，但是港口锚地待装煤炭船舶数量却已经明显减少，其中，秦皇岛、黄骅、曹妃甸等三个主要发运港口锚地待装煤炭船舶数量，分别由11月份高峰时的170艘左右、130艘左右和50艘左右降至近期的80艘以下、70艘以下和20艘以下。

上述状况在表明沿海地区的煤炭需求已经出现衰减倾向的同时，也促使12月中旬之后秦皇岛、曹妃甸、京唐港（东港）三港的“煤炭库存与船舶比”指标快速上行，并且已经突破了合理估值范围的上轨，该指标对环渤海地区煤炭价格的影响也由此前的“支持上涨”逐渐转变为“下行压力”。

六、2014年中长期电煤价格谈判或将理性展开。12月9日，国家发展改革委下发了《关于指导做好2014年煤炭产运需衔接工作的通知》，标志着煤电双方2014年中长期电煤供求和价格谈判正式展开，综合各方面信息和状况看，尽管双方在价格上的分歧不可避免，但是经过电煤价格完全市场化第一年--2013年的运行和磨合，煤电双方在2014年电煤供求及其定价机制方面似乎已经表现的更加理性，预计随着谈判进程的推进和购销合同的陆续签订，将对近期国内动力煤市场产生一定的“维稳”作用。