煤價維持高位火電效益下滑
引言
去年下半年以來，國內煤炭價格同比大漲，到今年一季度已有近四成上市火電企業陷入虧損，上市煤企業績則普遍飄紅，近九成凈利翻倍。當前正值夏季用電高峰，但內蒙古等地煤炭生產環節受到限制，電力企業面臨的壓力仍然不小。
7月9日至15日，鄭商所、期貨日報聯合組織了華東地區動力煤下游電企調研活動。7月初以來限制進口煤政策落地情況如何？下游電力企業的盈虧平衡點在哪？電企如何利用動力煤期貨破解當前經營困境？帶著這些問題，調研團對部分電企進行了走訪考察。
動力煤期貨助企業破解經營困局
A動力煤需求季節性更明顯
去年以來，動力煤價格持續攀升，電力企業一度出現經營困難。當前正值夏季用電高峰，“看天吃飯”的電企經營狀況是否有所改善呢？
“之前是旺季不旺、淡季不淡，今年是旺季正旺。”杭州杭鋼對外經濟貿易有限公司副總經理宋怡健告訴記者。
近年來，隨著需求增速趨緩，加之新能源的大力發展，水電、核電、太陽能優先上網，對火電有一定的擠出效應，火電行業傳統意義上的“迎峰度夏”一度落空，但是今年電廠夏季用煤高峰有再現之勢。
國家統計局17日發布數據顯示，今年6月全國絕對發電量5203億千瓦時，同比增長5.2%。其中，全國火力絕對發電量3710億千瓦時，同比增長6.3%；水力絕對發電量1044億千瓦時，同比下降1.9%。今年1—6月份全國絕對發電量29598億千瓦時，同比增長6.3%。其中，全國火力絕對發電量22215億千瓦時，同比增長7.1%；水力絕對發電量4613億千瓦時，同比下降4.2%。
7月上旬，由于華東地區尚未出梅，與華北及華南地區相比，當地耗煤增速仍處于相對較低水平。但是隨著伏天到來，全國范圍的高溫模式開啟，華東地區煤炭日耗也隨之快速上升。以浙江某企業為例，7月上旬日均耗煤9.4萬噸，進入中旬后在13萬噸以上，平均增幅達32.3%。
在華東地區調研期間，有人開玩笑說，“在38℃的高溫下出行，像是在太陽下'罰站’，室外兩分鐘，出汗兩小時。”
“預計在高溫的帶動下，需求將繼續攀升，帶動煤價持續走高。”某煤炭生產企業人士說。
中央氣象臺預計，未來10天，新疆南部、內蒙古中西部、西北地區東南部、華北、黃淮、江淮、四川盆地南部、江南大部、華南東部等地仍將持續高溫天氣，可達3—9天；18—20日，華北、黃淮高溫天氣有所緩解；21日起，華北中南部、黃淮地區高溫再度發展。
6月初電廠煤耗逐漸攀升，夏季用電高峰預期較強，加之內蒙古等地生產環節受到限制，動力煤期貨走出一波快速上漲行情。夏季電廠需求對煤價的提振有多大，未來能否持續？高價之下電廠采購意愿如何？
光大期貨動力煤高級分析師張笑金告訴期貨日報記者，此前曾有觀點認為當前煤價處于高位，電廠會放緩采購節奏，與供貨方展開價格博弈。但在此次調研中發現，作為大宗散貨，煤炭采購受到天氣影響較大，當日耗攀升時采購就變得剛性；當淡季來臨時，因堆存能力、煤炭品質下降等問題，企業采購量勢必下降。盡管存在為應對高峰、降低采購成本，電企提前十幾天采購的情況，但這不是常態。一旦氣溫上升導致電廠日耗增加，采購勢必變得集中，在供應相對偏緊的階段，季節性因素對于煤價的推動作用明顯。
“采購取決于日耗和庫存兩方面因素。”浙江某電企相關負責人告訴期貨日報記者，目前該企業日耗在11萬噸左右，遠低于去年同期14萬噸，庫存也有21天，屬于高位水平，采購進度偏緩。未來情況能否改善也要看天氣，如果低溫持續在30℃以上，高溫在37℃—38℃，且能持續一周的話，日耗肯定會起來，那時候肯定要采購煤炭。
作為省級電廠，隨著煤價上漲，上述企業目前經營壓力較大。該企業負責人告訴記者，現在控制成本主要有以下幾種方式：一是盡可能爭取長協份額；二是全力降煤耗，目前技術上已基本達到極限了，但仍力求降低；三是進口煤采購也是降成本的重要手段，目前企業進口煤份額約占20%，并沒有顯著增長，但對于企業控制成本而言，確實是不可或缺的一種方式；四是通過期貨市場做買入套期保值控制成本。
B進口煤通關時間延長
自7月1日起，禁止省級政府批準的二類口岸經營煤炭進口業務這一政策開始實施。一類口岸是指由國務院批準開放的口岸，包括中央管理的口岸和由省、自治區、直轄市管理的部分口岸；二類口岸指由省級人民政府批準開放并管理的口岸。
“該政策出臺后對于福建、廣西、廣東等口岸影響較大，部分貿易商采取轉港方式，物流成本略有增加。”張笑金表示，此次進口煤限制或使南方七省煤炭進口量減少15.5%，從而進一步提振沿海市場煤價。
今年1—6月，國內累計進口煤炭1.33億噸，同比增長23.5%。面對進口煤激增的情況，相關部委高度重視，對于劣質煤進口的管控在逐漸加強。5月10日國務院常務會議指出，要堅決控制劣質煤進口。5月中旬，海關總署召集行業龍頭企業，要求電企控制進口煤，并會盡快修訂相關管理辦法加強監管，電企簽訂的新進口煤合同要求減量，控制相關口岸開放。
在調研中，記者從華東地區的煤電企業和碼頭處了解到，近期煤炭進口通關時間大大延長，比限制二類口岸進口影響更大。“過去廣西、江蘇等海關通過時間在14—15天，現在至少30天，甚至40天。”華東某電企人士說。
宋怡健告訴記者，通關時間延長，除了占用資金外，對于印尼煤影響極大。印尼煤高溫天氣非常容易自燃，場地堆存時間延長，貿易商的風險極大，很多貿易商表示不敢做敞口。
華東某電企人士在座談中也表示，今年以來采購進口煤數量很少，進口煤只是作為補充。
事實上，隨著國內煤價快速上漲，進口煤的價格優勢再度顯現，當價差達到一定水平后，就會有貿易商愿意承擔風險采購，電力企業也愿意使用低價進口煤來降低成本。
“近期進口煤的詢盤較之前明顯增加，預計7月份受通關時長限制，進口煤數量將明顯減少，8月份會有一部分進口煤集中釋放。”華東地區一位煤炭貿易商告訴記者，后期如果國內煤價仍維持強勢上漲的勢頭，預計電廠及貿易商會通過調整采購周期，繼續維持進口煤采購，性價比仍是決定進口量的最重要因素。
“使用進口煤及采購量增減主要看價格，如果進口煤價格優勢明顯，還是會考慮采購。”江蘇某電企負責人說。
C沿江電企微利經營
作為唇齒相依的上下游產業，我國煤炭和電力行業一直處于“零和博弈”狀態。
眾所周知，從上世紀九十年代一直到2003年，煤炭價格一路走低，煤企日子不好過，而火電企業保持著不錯的利潤。但自2003年以后，煤炭行業進入“黃金十年”，火電企業則日益困難。2012年之后，形勢再次反轉，煤價一落千丈，火電盈利大幅增加。不過，這樣的“好日子”沒持續幾年，在去產能的大背景下，去年下半年以來煤炭價格同比大漲，到今年一季度已有近四成上市火電企業陷入虧損，而上市煤企業績則普遍飄紅，近九成凈利翻倍。
在華東地區的電企調研中，企業人士告訴記者，對于火電企業來說，煤價超過580元/噸，企業就有虧損的可能。目前沿江部分電企是微利或盈虧平衡狀態，內地很多電企從去年就開始虧損。
據上述電企人士介紹，一個企業拿到長協煤的比例決定其發電成本，煤價占整個發電成本的三分之二，電企會根據煤炭市場的價格來調整長協和市場煤的結構。
實際上，目前江蘇、浙江兩省電煤合同價格主要有三種形式：一是長協年度價格，指年度合同有數量且有明確的價格形成機制，按月計算確定；二是長協月度價格，指年度合同有數量且有明確的價格形成參考依據，按月協商確定；三是長協現貨價格，指年度合同有數量但無明確的價格形成機制或參考依據，隨行就市確定。
“今年市場煤價格一直偏高，簽年度長協價格多的電企，今年利潤還可以。如果是省級電企且市場煤偏多的企業，就目前的煤價來看，今年的經營狀況不容樂觀。”華中某電力企業人士說。
去年以來，煤炭成本對電廠效益的影響尤為明顯。某電廠人士給記者算了一筆賬，2016年該企業發電126億千瓦時，產生利潤12億元；2017年預計發電123億千瓦時，但利潤可能只有2億—3億元。
“目前每千瓦時耗煤基本在300克左右，機組改造繼續降低耗煤量的空間有限。雖然上半年工業企業用電量同比增幅較大，但受到外來電沖擊仍然很大，目前火電企業供過于求的局面難以扭轉。”江蘇某電企人士表示，江蘇地區外來電多，去年是700多億千瓦時，預計今年有800多億千瓦時。裝機容量過剩也是頑疾之一。近年來華東電網不斷將電企計劃電量減少，轉為參與競價的市場電量、大戶直供電等，也進一步加劇了電企的生存難度。雖然有一些上調基礎電價的讓利措施，但是其比例小、幅度低，對于電企來說只是杯水車薪。
眼下正值用煤旺季，后期煤價的走勢受到市場關注。記者從走訪的企業人士處得知，盡管目前下游用戶庫存不低，但是由于長協煤及進口煤供應均受到限制，華東地區高溫天氣帶動需求明顯上升，下游電企采購意愿較強，普遍預計7—8月煤價仍將維持高位。
“今年以來煤價漲多跌少，預計7—8月煤價仍將保持強勢，盡管相關部門放產能保煤價，但是今年需求好，加上貿易商惜售，使得價格抬高。”華東地區的一位電企人士分析稱。
上述企業人士認為，第三季度預計在需求繼續向好的情況下，煤價仍將以上漲為主，加之煤礦掌握定價權，7—8月煤價仍會在高位，9月市場需求減少，煤價會有所下跌。但今年引發減產的因素較多，而且限制進口煤，因此煤價難有深跌，今年電廠全年的經營情況很難樂觀。
D電企參與期貨積極性提升
動力煤期貨上市近4個年頭，從去年下半年至今，業內人士普遍認為下游電企參與度提升。
在此次調研座談中，電企對于動力煤期貨的認識較以往大大加深，其中一些電企還介紹了其成功套保的經驗和案例。該企業在領導層認可的前提下，從年初的全年煤炭采購計劃中劃分合理份額，配備專門團隊開展煤價跟蹤工作，一旦出現套保機會(如基差)，即快速制訂操作計劃，進行有計劃地買入建倉，并且審時度勢跟隨市場調節頭寸及決定交割/平倉方案，很好地實現了風險對沖。“我們的套保一直在進行，價格到位后就按計劃執行操作，這是控制成本風險的一種嘗試，目前來看取得了很好的效果。”該企業負責人表示。
據了解，該企業做套期保值會結合企業的采購情況，并且在年初制訂大的方案，隨后根據現貨市場情況還會有一個詳細的操作計劃。一般會根據四大煤企的報價對1、5、9月份的期貨合約做出判斷，綜合考慮煤炭的供需關系和政策等。如果價格上漲周期預期比較強，會考慮做買入保值；如果是像2015年大跌那樣的情況，一般會考慮觀望。如果單從合約考慮，9月合約一般會選擇在合適的價位進行平倉；如果是5月合約，會選擇交割。當然還要看現貨價格，價格合理的話，質量又好，就會考慮交割自己用。
期貨日報記者發現，從動力煤期貨剛上市企業鮮有參與，到目前的普遍參與，經營困難倒逼企業尋求出路是重要原因。
一是在現貨市場采購成本難以壓縮的情況下，部分電企轉向期貨市場對沖風險。目前情況下，電企普遍傾向于增加長協采購，但是長協供應有限，幾家電企也表示目前長協煤比例較小。與五大電廠相比，長協量不足是其采購成本增加的主因。進口煤本來是沿海沿江電廠降低成本的途徑之一，但目前進口煤受限使進口成本與風險增加，對后期進口量或多或少會有影響。
二是動力煤1701合約修改交割品后，幾家電廠普遍表示對目前交割品品質比較放心，浙江某集團建立專業的期貨團隊，在期貨上進行套保，甚至參與交割。江蘇幾家電企也表示有參與期貨的意向，后期交割品品質如果進一步提高，企業參與度將更高。
“我們企業做套期保值，就是煤炭價格波動下給企業上保險，現貨交易會違約，期貨不會，這讓我們比較放心。同時還能鍛煉自身隊伍。”江蘇利電能源集團趙建國表示，企業做套期保值，目的就是鎖定價格。有持倉時心態一定要好，不能因為前期盤面跌到510元/噸，盤面上出現虧損就平倉。
在調研中記者了解到，浙能集團秉承期現結合的思路，積極尋求產融結合的發展機會與路徑，擴大了期貨業務的運作，立足集團發電主業，力爭做電力行業的“排頭兵”。
據浙能集團相關人士介紹，企業通過期貨市場做買入套期保值，控制成本。根據利潤目標倒推成本線，參考調控的綠色空間線，擇機買入保值。企業通過幾年的潛心鉆研與實踐，積累了豐富的動力煤期貨套保經驗，并在ZC1705合約上順利完成了4萬噸動力煤期貨交割操作。
對于后市的動力煤期貨行情，煤電產業人士是怎么看的呢？
上海地區的一位貿易商認為，目前港口5500大卡現貨報價640—650元/噸，天氣因素成為短期需求和市場氣氛的“助推器”。未來電廠日耗仍需看高溫天氣的持續時間，目前看高溫或持續到7月底8月初。“因有部分長協供應，市場煤高價采購一定需要有較高的日耗做支撐。旺季過后，8月中下旬日耗回落，電廠采購意愿會迅速下降，貿易商手中高價拿的貨何時出貨成為潛在風險點。”
值得注意的是，煤炭供應方面比去年同期有大幅增長，短期看不到繼續放量的增長點。供需相對平衡的情況下，疊加夏季用電高峰，6月以來煤價出現大幅攀升的局面。8月中旬需求回落后，價格也將季節性回落。
“如果沒有強有力的政策出臺，9、10月短暫補庫后，四季度現貨價格高點有望突破本輪高點。四季度走勢的關鍵還要看政策導向。”華東地區某電企人士說。
張笑金認為，綜合來看，要重視動力煤的季節性特點，環比用量變化和市場情緒是短期行情推手。1709合約修正貼水后大幅沖高，不建議繼續追高，前期多單可考慮陸續止盈。1—2周后關注拐點，擇機布局9月空單，但下行的斜率可能不會太大，市場情緒轉變有個過程，樂觀的目標位在540—550元/噸。1801合約更適合逢回調布局多單，關注政策導向。
引言
去年下半年以來，國內煤炭價格同比大漲，到今年一季度已有近四成上市火電企業陷入虧損，上市煤企業績則普遍飄紅，近九成凈利翻倍。當前正值夏季用電高峰，但內蒙古等地煤炭生產環節受到限制，電力企業面臨的壓力仍然不小。
7月9日至15日，鄭商所、期貨日報聯合組織了華東地區動力煤下游電企調研活動。7月初以來限制進口煤政策落地情況如何？下游電力企業的盈虧平衡點在哪？電企如何利用動力煤期貨破解當前經營困境？帶著這些問題，調研團對部分電企進行了走訪考察。
動力煤期貨助企業破解經營困局
A動力煤需求季節性更明顯
去年以來，動力煤價格持續攀升，電力企業一度出現經營困難。當前正值夏季用電高峰，“看天吃飯”的電企經營狀況是否有所改善呢？
“之前是旺季不旺、淡季不淡，今年是旺季正旺。”杭州杭鋼對外經濟貿易有限公司副總經理宋怡健告訴記者。
近年來，隨著需求增速趨緩，加之新能源的大力發展，水電、核電、太陽能優先上網，對火電有一定的擠出效應，火電行業傳統意義上的“迎峰度夏”一度落空，但是今年電廠夏季用煤高峰有再現之勢。
國家統計局17日發布數據顯示，今年6月全國絕對發電量5203億千瓦時，同比增長5.2%。其中，全國火力絕對發電量3710億千瓦時，同比增長6.3%；水力絕對發電量1044億千瓦時，同比下降1.9%。今年1—6月份全國絕對發電量29598億千瓦時，同比增長6.3%。其中，全國火力絕對發電量22215億千瓦時，同比增長7.1%；水力絕對發電量4613億千瓦時，同比下降4.2%。
7月上旬，由于華東地區尚未出梅，與華北及華南地區相比，當地耗煤增速仍處于相對較低水平。但是隨著伏天到來，全國范圍的高溫模式開啟，華東地區煤炭日耗也隨之快速上升。以浙江某企業為例，7月上旬日均耗煤9.4萬噸，進入中旬后在13萬噸以上，平均增幅達32.3%。
在華東地區調研期間，有人開玩笑說，“在38℃的高溫下出行，像是在太陽下'罰站’，室外兩分鐘，出汗兩小時。”
“預計在高溫的帶動下，需求將繼續攀升，帶動煤價持續走高。”某煤炭生產企業人士說。
中央氣象臺預計，未來10天，新疆南部、內蒙古中西部、西北地區東南部、華北、黃淮、江淮、四川盆地南部、江南大部、華南東部等地仍將持續高溫天氣，可達3—9天；18—20日，華北、黃淮高溫天氣有所緩解；21日起，華北中南部、黃淮地區高溫再度發展。
6月初電廠煤耗逐漸攀升，夏季用電高峰預期較強，加之內蒙古等地生產環節受到限制，動力煤期貨走出一波快速上漲行情。夏季電廠需求對煤價的提振有多大，未來能否持續？高價之下電廠采購意愿如何？
光大期貨動力煤高級分析師張笑金告訴期貨日報記者，此前曾有觀點認為當前煤價處于高位，電廠會放緩采購節奏，與供貨方展開價格博弈。但在此次調研中發現，作為大宗散貨，煤炭采購受到天氣影響較大，當日耗攀升時采購就變得剛性；當淡季來臨時，因堆存能力、煤炭品質下降等問題，企業采購量勢必下降。盡管存在為應對高峰、降低采購成本，電企提前十幾天采購的情況，但這不是常態。一旦氣溫上升導致電廠日耗增加，采購勢必變得集中，在供應相對偏緊的階段，季節性因素對于煤價的推動作用明顯。
“采購取決于日耗和庫存兩方面因素。”浙江某電企相關負責人告訴期貨日報記者，目前該企業日耗在11萬噸左右，遠低于去年同期14萬噸，庫存也有21天，屬于高位水平，采購進度偏緩。未來情況能否改善也要看天氣，如果低溫持續在30℃以上，高溫在37℃—38℃，且能持續一周的話，日耗肯定會起來，那時候肯定要采購煤炭。
作為省級電廠，隨著煤價上漲，上述企業目前經營壓力較大。該企業負責人告訴記者，現在控制成本主要有以下幾種方式：一是盡可能爭取長協份額；二是全力降煤耗，目前技術上已基本達到極限了，但仍力求降低；三是進口煤采購也是降成本的重要手段，目前企業進口煤份額約占20%，并沒有顯著增長，但對于企業控制成本而言，確實是不可或缺的一種方式；四是通過期貨市場做買入套期保值控制成本。
B進口煤通關時間延長
自7月1日起，禁止省級政府批準的二類口岸經營煤炭進口業務這一政策開始實施。一類口岸是指由國務院批準開放的口岸，包括中央管理的口岸和由省、自治區、直轄市管理的部分口岸；二類口岸指由省級人民政府批準開放并管理的口岸。
“該政策出臺后對于福建、廣西、廣東等口岸影響較大，部分貿易商采取轉港方式，物流成本略有增加。”張笑金表示，此次進口煤限制或使南方七省煤炭進口量減少15.5%，從而進一步提振沿海市場煤價。
今年1—6月，國內累計進口煤炭1.33億噸，同比增長23.5%。面對進口煤激增的情況，相關部委高度重視，對于劣質煤進口的管控在逐漸加強。5月10日國務院常務會議指出，要堅決控制劣質煤進口。5月中旬，海關總署召集行業龍頭企業，要求電企控制進口煤，并會盡快修訂相關管理辦法加強監管，電企簽訂的新進口煤合同要求減量，控制相關口岸開放。
在調研中，記者從華東地區的煤電企業和碼頭處了解到，近期煤炭進口通關時間大大延長，比限制二類口岸進口影響更大。“過去廣西、江蘇等海關通過時間在14—15天，現在至少30天，甚至40天。”華東某電企人士說。
宋怡健告訴記者，通關時間延長，除了占用資金外，對于印尼煤影響極大。印尼煤高溫天氣非常容易自燃，場地堆存時間延長，貿易商的風險極大，很多貿易商表示不敢做敞口。
華東某電企人士在座談中也表示，今年以來采購進口煤數量很少，進口煤只是作為補充。
事實上，隨著國內煤價快速上漲，進口煤的價格優勢再度顯現，當價差達到一定水平后，就會有貿易商愿意承擔風險采購，電力企業也愿意使用低價進口煤來降低成本。
“近期進口煤的詢盤較之前明顯增加，預計7月份受通關時長限制，進口煤數量將明顯減少，8月份會有一部分進口煤集中釋放。”華東地區一位煤炭貿易商告訴記者，后期如果國內煤價仍維持強勢上漲的勢頭，預計電廠及貿易商會通過調整采購周期，繼續維持進口煤采購，性價比仍是決定進口量的最重要因素。
“使用進口煤及采購量增減主要看價格，如果進口煤價格優勢明顯，還是會考慮采購。”江蘇某電企負責人說。
C沿江電企微利經營
作為唇齒相依的上下游產業，我國煤炭和電力行業一直處于“零和博弈”狀態。
眾所周知，從上世紀九十年代一直到2003年，煤炭價格一路走低，煤企日子不好過，而火電企業保持著不錯的利潤。但自2003年以后，煤炭行業進入“黃金十年”，火電企業則日益困難。2012年之后，形勢再次反轉，煤價一落千丈，火電盈利大幅增加。不過，這樣的“好日子”沒持續幾年，在去產能的大背景下，去年下半年以來煤炭價格同比大漲，到今年一季度已有近四成上市火電企業陷入虧損，而上市煤企業績則普遍飄紅，近九成凈利翻倍。
在華東地區的電企調研中，企業人士告訴記者，對于火電企業來說，煤價超過580元/噸，企業就有虧損的可能。目前沿江部分電企是微利或盈虧平衡狀態，內地很多電企從去年就開始虧損。
據上述電企人士介紹，一個企業拿到長協煤的比例決定其發電成本，煤價占整個發電成本的三分之二，電企會根據煤炭市場的價格來調整長協和市場煤的結構。
實際上，目前江蘇、浙江兩省電煤合同價格主要有三種形式：一是長協年度價格，指年度合同有數量且有明確的價格形成機制，按月計算確定；二是長協月度價格，指年度合同有數量且有明確的價格形成參考依據，按月協商確定；三是長協現貨價格，指年度合同有數量但無明確的價格形成機制或參考依據，隨行就市確定。
“今年市場煤價格一直偏高，簽年度長協價格多的電企，今年利潤還可以。如果是省級電企且市場煤偏多的企業，就目前的煤價來看，今年的經營狀況不容樂觀。”華中某電力企業人士說。
去年以來，煤炭成本對電廠效益的影響尤為明顯。某電廠人士給記者算了一筆賬，2016年該企業發電126億千瓦時，產生利潤12億元；2017年預計發電123億千瓦時，但利潤可能只有2億—3億元。
“目前每千瓦時耗煤基本在300克左右，機組改造繼續降低耗煤量的空間有限。雖然上半年工業企業用電量同比增幅較大，但受到外來電沖擊仍然很大，目前火電企業供過于求的局面難以扭轉。”江蘇某電企人士表示，江蘇地區外來電多，去年是700多億千瓦時，預計今年有800多億千瓦時。裝機容量過剩也是頑疾之一。近年來華東電網不斷將電企計劃電量減少，轉為參與競價的市場電量、大戶直供電等，也進一步加劇了電企的生存難度。雖然有一些上調基礎電價的讓利措施，但是其比例小、幅度低，對于電企來說只是杯水車薪。
眼下正值用煤旺季，后期煤價的走勢受到市場關注。記者從走訪的企業人士處得知，盡管目前下游用戶庫存不低，但是由于長協煤及進口煤供應均受到限制，華東地區高溫天氣帶動需求明顯上升，下游電企采購意愿較強，普遍預計7—8月煤價仍將維持高位。
“今年以來煤價漲多跌少，預計7—8月煤價仍將保持強勢，盡管相關部門放產能保煤價，但是今年需求好，加上貿易商惜售，使得價格抬高。”華東地區的一位電企人士分析稱。
上述企業人士認為，第三季度預計在需求繼續向好的情況下，煤價仍將以上漲為主，加之煤礦掌握定價權，7—8月煤價仍會在高位，9月市場需求減少，煤價會有所下跌。但今年引發減產的因素較多，而且限制進口煤，因此煤價難有深跌，今年電廠全年的經營情況很難樂觀。
D電企參與期貨積極性提升
動力煤期貨上市近4個年頭，從去年下半年至今，業內人士普遍認為下游電企參與度提升。
在此次調研座談中，電企對于動力煤期貨的認識較以往大大加深，其中一些電企還介紹了其成功套保的經驗和案例。該企業在領導層認可的前提下，從年初的全年煤炭采購計劃中劃分合理份額，配備專門團隊開展煤價跟蹤工作，一旦出現套保機會(如基差)，即快速制訂操作計劃，進行有計劃地買入建倉，并且審時度勢跟隨市場調節頭寸及決定交割/平倉方案，很好地實現了風險對沖。“我們的套保一直在進行，價格到位后就按計劃執行操作，這是控制成本風險的一種嘗試，目前來看取得了很好的效果。”該企業負責人表示。
據了解，該企業做套期保值會結合企業的采購情況，并且在年初制訂大的方案，隨后根據現貨市場情況還會有一個詳細的操作計劃。一般會根據四大煤企的報價對1、5、9月份的期貨合約做出判斷，綜合考慮煤炭的供需關系和政策等。如果價格上漲周期預期比較強，會考慮做買入保值；如果是像2015年大跌那樣的情況，一般會考慮觀望。如果單從合約考慮，9月合約一般會選擇在合適的價位進行平倉；如果是5月合約，會選擇交割。當然還要看現貨價格，價格合理的話，質量又好，就會考慮交割自己用。
期貨日報記者發現，從動力煤期貨剛上市企業鮮有參與，到目前的普遍參與，經營困難倒逼企業尋求出路是重要原因。
一是在現貨市場采購成本難以壓縮的情況下，部分電企轉向期貨市場對沖風險。目前情況下，電企普遍傾向于增加長協采購，但是長協供應有限，幾家電企也表示目前長協煤比例較小。與五大電廠相比，長協量不足是其采購成本增加的主因。進口煤本來是沿海沿江電廠降低成本的途徑之一，但目前進口煤受限使進口成本與風險增加，對后期進口量或多或少會有影響。
二是動力煤1701合約修改交割品后，幾家電廠普遍表示對目前交割品品質比較放心，浙江某集團建立專業的期貨團隊，在期貨上進行套保，甚至參與交割。江蘇幾家電企也表示有參與期貨的意向，后期交割品品質如果進一步提高，企業參與度將更高。
“我們企業做套期保值，就是煤炭價格波動下給企業上保險，現貨交易會違約，期貨不會，這讓我們比較放心。同時還能鍛煉自身隊伍。”江蘇利電能源集團趙建國表示，企業做套期保值，目的就是鎖定價格。有持倉時心態一定要好，不能因為前期盤面跌到510元/噸，盤面上出現虧損就平倉。
在調研中記者了解到，浙能集團秉承期現結合的思路，積極尋求產融結合的發展機會與路徑，擴大了期貨業務的運作，立足集團發電主業，力爭做電力行業的“排頭兵”。
據浙能集團相關人士介紹，企業通過期貨市場做買入套期保值，控制成本。根據利潤目標倒推成本線，參考調控的綠色空間線，擇機買入保值。企業通過幾年的潛心鉆研與實踐，積累了豐富的動力煤期貨套保經驗，并在ZC1705合約上順利完成了4萬噸動力煤期貨交割操作。
對于后市的動力煤期貨行情，煤電產業人士是怎么看的呢？
上海地區的一位貿易商認為，目前港口5500大卡現貨報價640—650元/噸，天氣因素成為短期需求和市場氣氛的“助推器”。未來電廠日耗仍需看高溫天氣的持續時間，目前看高溫或持續到7月底8月初。“因有部分長協供應，市場煤高價采購一定需要有較高的日耗做支撐。旺季過后，8月中下旬日耗回落，電廠采購意愿會迅速下降，貿易商手中高價拿的貨何時出貨成為潛在風險點。”
值得注意的是，煤炭供應方面比去年同期有大幅增長，短期看不到繼續放量的增長點。供需相對平衡的情況下，疊加夏季用電高峰，6月以來煤價出現大幅攀升的局面。8月中旬需求回落后，價格也將季節性回落。
“如果沒有強有力的政策出臺，9、10月短暫補庫后，四季度現貨價格高點有望突破本輪高點。四季度走勢的關鍵還要看政策導向。”華東地區某電企人士說。
張笑金認為，綜合來看，要重視動力煤的季節性特點，環比用量變化和市場情緒是短期行情推手。1709合約修正貼水后大幅沖高，不建議繼續追高，前期多單可考慮陸續止盈。1—2周后關注拐點，擇機布局9月空單，但下行的斜率可能不會太大，市場情緒轉變有個過程，樂觀的目標位在540—550元/噸。1801合約更適合逢回調布局多單，關注政策導向。