2020年煤电长协签订情况并不乐观

春节过后，国内动力煤供应一度紧张，但随着产地煤矿陆续复工，公路运输限制逐步解除，整体供应紧张局面得到了明显缓解。受下游企业复工慢于上游产能释放的影响，近期产地煤炭价格下跌。

李学刚认为，动力煤价格今年的第一轮上涨已经结束。他表示，进入“后疫情阶段”，动力煤市场的供求关系再度趋于宽松，动力煤价格或将下行，但是下降空间有限。与此同时，需要关注市场上煤炭库存对需求增加的支持能力可能不足，以及煤电长协合同签订率不高影响供需关系的问题。

煤价面临下调压力

汾渭CCI动力煤指数显示，3月10日，榆林5800大卡煤价格为每吨421元，较3月初下调35元;鄂尔多斯5500大卡煤价格为每吨354元，较3月初下调28元;大同5500大卡煤价格为每吨415元，较3月初下调5元。

产地煤价弱势下行，矿方表示前期降价后矿上拉煤车仍较少，近期煤矿复产较多，而下游企业复产少，需求较差，煤矿库存压力较大，价格再次下调。

“突如其来的新冠肺炎疫情，改变了煤炭市场运行轨迹，具体可划分为两个阶段。”李学刚表示，第一阶段，即疫情发生初期和最严重的时候，短时间内生产、供应不畅，加上需求集中释放，导致供应收缩、价格上涨。第二阶段，“后疫情阶段”动力煤市场的供应再度趋于宽松，动力煤价格或将下行，但是下降空间有限。

李学刚进一步表示，新冠肺炎疫情影响只是煤市运行大势中的插曲，预计在“后疫情阶段”，煤炭供求关系将再度转向平衡或略显宽松。

消耗库存带来的隐忧

随着动力煤供给能力的恢复，环渤海港口供应偏紧状况逐渐缓和。

数据显示，3月11日，六大电力集团沿海电厂库存1787.9万吨，比一周前增加27.9万吨，同比增加153.9万吨;当日耗煤52.5万吨，比一周前增加4.8万吨，同比减少12.4万吨;存煤可用天数为34天，比一周前减少2.9天，同比增加8.8天。

在上游生产和物流成本下降，以及需求减弱的环境下，沿海动力煤价格走弱。目前，工业生产活动加速恢复，下游电厂日耗小幅爬坡，但是耗煤数量增幅有限，煤炭需求明显低于供应，促使港口和电厂库存不断累积。业内专家预计，3月动力煤市场处于消化库存阶段。

业内专家表示，3月既是电厂消化库存阶段，也是上下游全面复工复产的关键月，预计进入二季度，下游全面复工以后，电厂日耗会出现“跨越式”增长，存煤可用天数急剧下降，拉运积极性大幅提高。值得注意的是，进口煤受限，华东、华南水泥厂以往用煤大部分靠澳洲煤支撑，后续水泥厂复工后，可能要采购国内低硫低水煤，需求增加将推动煤价上涨。

针对上述情况，李学刚表示了担忧，认为煤炭库存对需求增加的支持能力可能不足，因为主要产地煤炭集装站(包括煤炭物流园和发运站)的库存亟待补充。发运到港成本与港口销售价格倒挂倾向，打击煤炭发运企业的积极性和站台煤炭补库热情。煤炭集装站库存偏低状况，将继续抑制大秦线、唐呼线等铁路煤炭运能的发挥。加上北方港口动力煤库存处于低位，动力煤现货严重不足，短期内北方港口动力煤库存回补困难。

签约率低或影响供求关系

根据市场消息，由于煤电双方对长协基准价预期存在较大差距，2020年煤电长协签订情况并不乐观。

李学刚表示，煤电长协合同签订率低可能会影响动力煤供求关系。春节前，煤电长协合同的签订率较低，随后疫情的出现影响了这项工作的进展。“供应宽松背景下，其负面影响被掩盖或者冲淡，而一旦供应趋紧，其负面影响或将超出预期。”他说。

数据显示，近3年来，我国煤炭年产量持续增长，加上中长期合同、“基准价+浮动价”定价机制的“稳市”作用，市场价格一直保持在绿色区间。特别是中长期合同价，3年来一直稳定在每吨550元至570元之间。

有关部门一直呼吁切实提高中长期合同签订的数量。此前，国家发改委发通知要求，中央和各省(自治区、直辖市)及其他规模以上煤炭、发电企业集团签订的中长期合同数量，应达到自有资源量或采购量的75%以上，支持签订2年及以上量价齐全的中长期合同。

业内分析师表示，近几年煤电长协稳供需、稳价格的“压舱石”作用发挥越来越明显，所以2020年煤电长协的签订情况应该引起各方面的重视。目前新冠肺炎疫情什么时候结束还不确定，煤电长协补签与否还是个未知数。