冲高后暴跌！煤炭疯涨行情要结束了？

继9月9日，焦煤焦炭双双创出新高之后，9月10日双焦期货价格遭遇放量下挫。据了解，焦炭主力2201合约收跌6.04%，成交量增加了3.6万手至13.1万手；焦煤主力2201合约跌幅达4.86%，成交量增逾5万手至21万手。双焦价格回落后，双焦的持仓量也进一步下降。

受市场煤价格或将有所回落消息影响，A股煤炭板块9月10日下挫，截至收盘，中煤能源跌逾6%、淮北矿业跌逾7%。

炼焦煤价格不能无序上涨

对于煤炭价格为何全线下挫，市场观点出现分化，有部分人士表示，今日价格回调实属正常，主要原因还是因为前期价格涨幅过快。据悉，煤炭指数最近涨速之快，实属罕见。9月9日，煤炭、油气、钢铁等周期股再掀涨停潮，其中，煤炭板块整体暴涨7%，冀中能源、山西焦化等多只股封板，4000亿市值中国神华也涨停。

与此同时，国内煤炭期货价格持续上涨，“绝代双焦”再创历史新高，9月9日动力煤主力合约一度上涨逾4%，最高至1009元/吨，这是自动力煤期货上市交易以来，历史首次突破千元大关。焦煤主力合约最高暴涨逾7%，焦炭主力合约最高暴涨逾6%，两者价格也双双创出历史新高。

9月10日，随着华东、华北主流钢厂接受冶金焦采购价格上涨，第十轮上涨200元/吨基本落地，累涨1360元/吨。炼焦煤价格的持续上涨，看似冶金焦价格不断突破前高，焦企的利润却一直在压缩，少数优质焦企临近亏损，不得不通过涨价缓解此局面。

此前的9月8日《华夏时报》发文《严查投机炒作！双焦价格搭“火箭”，发改委再次点名榆林》，9月7日，据国家发改委官网消息称，监测到榆林煤炭交易中心发布煤价不实信息后，国家发展改革委、陕西省发展改革委立即责成榆林市进行调查，陕西省榆林市即成立煤炭价格上涨舆情专项调查组，对其所载内容进行专项调研查证，同时对榆林煤炭交易中心有限公司主要负责人进行约谈。

经核查，榆林煤炭交易中心有限公司发布的信息与实际不符，且该公司未取得互联网新闻信息许可证，没有采编、发布新闻信息的权限。调查组已责令该公司停止更新发布煤炭价格和市场运行的有关新闻信息，并暂时关闭该公司运营的2个公众号。同时榆林煤炭交易中心也作出承诺，今后不再通过任何渠道发布与实际不符的煤炭市场运行相关信息。

各相关企业、机构和自媒体要主动承担社会责任，杜绝恶意炒作煤价、哄抬价格、囤积居奇等行为，自觉维护煤炭市场稳定。国家发展改革委将持续加强信息监测，会同有关部门严厉打击此类违法违规行为，切实做好煤炭保供稳价工作，保障市场平稳有序运行。

针对9月9日持续创新高的煤炭价格，9月10日中国煤炭运销协会也发布文章称，炼焦煤价格不能无序上涨，行业协会和煤钢焦企业要拿出更多的耐心和诚信，坚定不移深化供给侧结构性的改革，同时坚持煤炭中长期合同制度和“基础价浮动价”定价机制，引导市场稳定供给，维护市场平稳运行。

中国煤炭运销协会表示，随着主产地煤炭产能加快释放，预计后期煤炭供应有望保持增长，煤炭需求将有所减弱，煤炭市场供需形势将继续改善，市场煤价格将有所回落。

据了解，今年上半年，煤电企业亏损面明显扩大，部分发电集团煤电企业亏损面超过70%、煤电板块整体亏损。股价也不温不火，华能国际在8月大涨之前，较年初还大跌12%。业绩亏损，股价低迷，主要逻辑是上游原材料煤炭价格大幅暴涨。焦炭2201、焦煤2201期货从今年3月以来，涨幅超过77%、110%。

煤炭价格持续走高，让下游的煤电企业受不了，对于涨电价的呼声越来越高。8月30日，11家发电企业联名请示上调交易电价，重新签约北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同。8月31日，上海取消电力市场价格暂不上浮规定，打破过去几年电价“只降不涨”惯性。

而在今年8月，蒙西、宁夏等地陆续放开了火电电价上浮交易限制，允许煤电交易价格在基准价的基础上可上浮不超过10%。地方放开电价上浮机制，除了煤电企业亏损问题外，还有一个重要因素，今年5-7月，电荒卷土而来，尤其是南方电网覆盖的广东、云南、广西、四川等地。

钢之家高级分析师杜洪峰对记者表示，炼焦煤持续大幅上涨，引发有关方面的高度重视，市场开始谨慎，股市煤炭板块、期货焦煤焦炭大幅下跌。如果炼焦煤持续走弱，焦炭价格则失去支撑。

煤炭供需紧张趋于缓解

据《期货日报》报道，9月7日，中蒙政府间经济、贸易和科技合作委员会举行了在线会议，蒙古国副总理阿玛尔赛汗提出，希望增加由嘎顺苏海图/甘其毛都、西伯库伦/策克口岸通关的运煤车辆的数量，以及提出了关于尽快商定通过集装箱运输煤炭的规定，以早日启动运输工作的意见建议。

中国煤炭运销协会也表示，随着主产地煤炭产能加快释放，预计后期煤炭供应有望保持增长，煤炭需求将有所减弱，煤炭市场供需形势将继续改善，市场煤价格将有所回落。某期货分析师对记者表示，近期压减粗钢产量在加速推进，全年实现零增长的可能性较大，甚至不排除超预期的可能，届时主导焦煤运行的主要逻辑也将切换至需求端。

9月1-7日，中国煤炭工业协会重点监测日均煤炭产量696万吨，比8月日均增长1.5%，同比增长4.5%，重点企业煤炭产销势头良好。因此，供应紧张态势预计将于9月后有所缓解，三季度后期蒙煤的小部分增量，以及国内煤矿的小幅提产、复产，加上铁水还有待环比进一步压减，可以说，焦煤供应最紧的时期即将过去。

某期货私募杨经理表示，常规而言，每年的9、10月份是煤炭消费淡季，随着气温下降，电厂煤耗水平将明显回落，不过目前各环节存煤水平明显偏低，预计后期电厂补库存需求将有所增加。此外，水电出力将有所增加。气象部门预计，9月份全国多地降水偏多，水电出力将有所增加，后期水电对煤电的替代作用将会增强。

产地煤价面临政策调控，下游拉运积极性持续走高，二港和电厂库存小幅垒库。华东、华南电厂日耗下降、调进增加，存煤缓慢恢复，这意味着下游补库量开始大于消耗量，去库出现拐点。上级严控坑口涨价行为，内蒙古部分煤矿下调出厂价，陕西部分煤种价格也出现下调，动力煤供需紧张趋于缓解，叠加政策高压。预计9月下旬，港口煤价也将出现高位回落。

开源证券认为，周期股或许存在波动控制的必要，但不存在方向上的择时。对于传统行业和资源类企业的重估是广泛而长久的，仍然看好当下正成为新共识的钢铁、煤炭、铝、纯碱；且建议投资者关注更多资源类企业的重估，例如油、黄金、铜和天然气，以及关注船舶制造、化纤等细分领域。

进入9月份后，随着陕蒙局部地区煤矿煤管票趋于宽松，煤炭产量多有释放；其中，鄂尔多斯地区煤炭日产量回升至200万吨以上。因此，随着主产地煤炭产能加快释放，预计后期煤炭供应有望保持增长，煤炭需求将有所减弱，煤炭市场供需形势将继续改善，市场煤价格将有所回落。（华夏时报  叶青）

“发一度电 赔一毛钱”？

“煤电顶牛”矛盾再升级

发一度电，赔一毛钱——这是京津唐地区某燃煤发电企业持续多日的经营异象。知情人士甚至指出，如果电价低位锁死、煤价持续飞涨的情况继续下去，当地燃煤电厂“可能一个多月就会被彻底拖垮”。

在此背景下，大唐国际、北京国电电力、京能电力、华能集团华北分公司等11家燃煤发电企业曾在1个月前联名向北京市城市管理委员会上书，请求重新签订北京地区电力直接交易2021年10—12月的年度长协合同。截至记者发稿，能否重签合同尚无定论。

在这份名为《关于重新签约北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同的请示》(以下简称“《请示》文件”)的函件中，11家企业联名指出，京津唐电网燃煤电厂成本已超过盈亏平衡点，与基准电价严重倒挂，燃煤电厂亏损面达到100%，煤炭库存普遍偏低，煤量煤质无法保障，发电能力受阻，严重影响电力交易的正常开展和电力稳定供应，企业经营状况极度困难，部分企业已出现了资金链断裂。

据记者了解，京津唐地区只是全国煤电行业“经营危机”的一个缩影。

煤价翻倍增长

“2008年左右也出现过电煤持续涨价的情况，但当时京津唐地区煤电机组的利用小时数还是比较高的，虽然那时候煤价也比较高，但持续时间短，至少卖电赚回来的电费还足够买煤，有时候还能剩点。但这次不一样，入不敷出，如果再不调整，可能整个煤电行业要崩溃了。”华北电网电力调度处原处长梁明亮说，按照当前秦皇岛港5500大卡燃煤价格约885元/吨计算，折算到7000大卡标煤，价格为1126元/吨；2020年全国平均供电煤耗为307克/千瓦时，依此测算，仅燃料成本就达到0.3456元/千瓦时。“现在的基准电价在0.35—0.36元/千瓦时左右。这还没考虑电煤运输到电厂的费用，肯定是发一度赔一度。”

某煤电企业相关负责人告诉记者，在去年底签约时，煤价水平只有600多元/吨。“低的时候甚至是300—400元/吨。谁能想到现在几乎是在翻倍涨价。”

煤价随行就市、水涨船高，电价却被牢牢锁死。《请示》文件显示，北京地区电力直接交易价格平均降幅已达到0.06—0.11元/千瓦时，京津唐燃煤电厂在煤价突涨且持续高位运行等市场发生严重异常的情况下，已无力完成2020年12月签约的北京地区2021年10—12月电力直接交易和2021年3月签约的北京地区2021年10—12月电力直接交易。

中国电力企业联合会规划发展部副主任、燃料分会副秘书长叶春指出，今年上半年，中国沿海电煤采购价格指数(CECI)曹妃甸指数5500大卡现货成交价已超过1000元/吨。事实上，2016年实施煤炭供给侧结构性改革以来，煤炭供需形势扭转，电煤价格一路攀升，而煤电企业经营形势则日渐严峻，中电联多次通过各种渠道上报国家相关部委反映经营困难。“在政策性降电价、燃料价格上涨、电力市场交易规模扩大等多重因素影响下，煤电企业生存空间一压再压。”

电价机制漏洞凸显

“无力完成”就可以重签合同吗？在长沙理工大学教授叶泽看来，重签合同的诉求不合“规”却合“理”。“市场交易合同是严肃的经济合同，受法律保护，不能因为一方利益受损或者亏损就更改合同。如果这样，市场经济根本无法正常运转。但煤电企业的确严重亏损，而且燃料成本的上涨确实也不应该完全由发电企业承担。”

中国社科院财经战略研究院副研究员冯永晟指出，现行的电力市场建设并不完善。“我国长协的特殊之处在于一口价锁死，国外的长协一般会有价格调整公式，提前约定好哪些成本可以传导到电价中去，按什么方式传导。以我国目前的情况，更应该关注市场本身在价格传导顺畅性、风险管理完善程度等方面存在的问题。”

叶泽进一步指出，自2020年1月1日起，我国全面取消煤电价格联动机制，实行多年的“标杆上网电价机制”改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。其中，基准价按各地此前燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，具体电价由发电企业、售电公司、电力用户等通过协商或竞价确定。“这个机制顺畅运转的前提是煤价保持相对稳定，一旦煤价大幅波动，新机制的不合理性就会充分暴露出来。比如今年的煤价大幅上涨，即使按10%的上浮比率确定交易价格，也不能传导煤价成本的上涨。因此，新机制在设计上有明显的漏洞。”

梁明亮也坦言，此前由于煤炭产能充裕，煤电矛盾尚有“周期”可言，“但这次就是长期缺煤，煤炭企业‘咬’着高价，电厂基本是国有企业，不能停机，再贵也得买。”

仍需政策治本

“若煤电厂全面、长期亏损，企业就面临破产的风险。”梁明亮直言，为避免亏损乃至破产，煤电企业必然会设法少发电或者停机，“最直接的影响便是缺电”。

事实也的确如此，叶春指出：“以2020年11月为例，我国浙江、湖南的用电量增速分别为8.8%和9.1%，而火电发电量增速仅为5.1%和2.4%，供需明显错配。2021年以来，部分省市未进入迎峰度夏期就频繁出现拉闸限电现象，电力供应紧缺信号凸显。”

不仅如此，冯永晟强调，煤电行业的生存窘境如果无法破解，也必将影响可再生能源的发展，进而影响碳达峰、碳中和目标的实现。“煤电是支撑新能源继续快速发展的主力资源，也是支持储能发展的战略资源。如果煤电因全面、长期亏损而过快、过度地退出，新能源又很难保障电力系统的稳定运行，最终将严重制约新能源发展目标的达成。河还没过，就不要先拆桥。不但不要拆，还要把桥架到对岸。”

叶泽认为，当前煤电企业的生存发展不取决于市场，仍取决于政策。“主管部门要基于市场经济规则，为煤电企业生存发展优化完善现行政策及市场体系和交易机制。当前的电力系统是离不开煤电的，主管部门不能对煤电行业的经营困难不管不顾。”（ 赵紫原 姚金楠  中国能源报）