煤炭情况

上半年全国煤炭经济运行总体保持平稳态势。需求旺盛，产销量较快增长，供需基本平衡。受多重因素影响，4、5月份局部地区电煤市场出现偏紧现象，目前供需矛盾已经明显缓和，7月份以来市场价格高位回落。

一、经济运行基本情况

（一）煤炭产销量保持较快增长。据快报，上半年全国原煤产量完成17.7亿吨，同比增长12.7%。其中6月份当月完成3.15亿吨，同比增长10.5%。

上半年全国煤炭销量完成17.1亿吨，同比增长13.8%。其中6月份当月完成3.08亿吨，同比增长13.6%。

（二）煤炭运量快速增加。上半年全国铁路煤炭发送量完成11.1亿吨，同比增长13.2%。其中6月份当月完成1.81亿吨，同比增长8.3%。

主要煤运通道运量继续保持增长，大秦线完成运量2.16亿吨，同比增加1660万吨，增长8.3％；候月线完成8938万吨，同比增加81万吨，增长0.9％。

上半年全国主要港口完成煤炭发运量3.25亿吨，同比增长20.1%。其中6月份当月完成5636万吨，同比增长14.5%

北方主要下水港发运煤炭2.88亿吨，增长19.3%；其中，秦皇岛港发运1.23亿吨，增长12.1%；唐山港（包括京唐港和曹妃甸港）发运5937万吨，增长43.1%。

（三）煤炭库存基本处于正常水平。6月末，全社会煤炭库存2.21亿吨，比年初增加400万吨，增长1.8%。煤炭企业库存4700万吨，比年初减少 400万吨，下降7.8%；重点发电企业存煤6536万吨，比年初增加929万吨，增长16.6%，存煤天数达到18天；主要中转港口库存2395万吨，比年初增加22万吨，增长0.9%。

截止7月17日，重点发电企业存煤6586万吨，比6月末增加50万吨，存煤可用17天。秦皇岛港存煤700万吨，比6月末减少30万吨

（四）煤炭出口下降，进口回升。上半年出口煤炭875万吨，同比下降13.7%。进口煤炭7049万吨，同比下降11.8%。净进口煤炭6174万吨，同比下降11.5%。从3月开始逐月回升，5、6月当月进口量已超过去年同期。

（五）市场煤价上涨。6月末，秦皇岛港5500大卡市场动力煤价格840-850元/吨，比年初上涨55元/吨，比去年同期上涨90元/吨；山西北部 5500大卡市场动力煤“上站”价格655-670元/吨，比年初上涨20-25元/吨，比去年同期上涨90-95元/吨；广州港5500大卡市场动力煤提货价格970-985元/吨，比年初上涨85元/吨，比去年同期上涨150元/吨。

截止7月17日，秦皇岛港5500大卡市场动力煤价格835-845元/吨，比6月末下降5元/吨；山西北部5500大卡市场动力煤“上站”价格 655-670元/吨，与6月末基本持平；广州港5500大卡市场动力煤提货价格960-980元/吨，比6月末下降5-10元/吨。

（六）煤炭企业主营业务成本上升，税费及应收账款增长。据初步统计，上半年90家大型煤炭企业(集团)主营业务成本8030亿元，同比增长39.8%；应收账款净值1250亿元，同比增长21%；应交增值税金635亿元，同比增长23%。

（七）固定资产投资继续保持增长。上半年煤炭行业完成固定资产投资1708.6亿元，同比增长19.5%，增速比1-5月份回升6.1个百分点，但比去年同期回落2.4个百分点，比上半年全社会固定资产投资增速低6.1个百分点。

（八）安全生产形势继续保持稳定好转。上半年全国煤矿共发生事故566起，同比减少139起，下降19.7%；事故死亡人数870人，同比减少450人，下降34.1%。百万吨死亡率0.492，同比下降38.7%。

二、经济运行的主要特点

（一）煤炭供求基本平衡，受外在因素影响较大。受今年春末夏初华东、华中等流域来水偏枯，水电出力下降，国际煤价上涨，煤炭净进口量大幅减少等多重因素叠加影响，4、5月份部分区域电煤供应出现偏紧现象。进入6月份水电出力大幅增加，煤炭进口回升，电煤供应紧张状态得到缓解。

（二）煤炭供应能力保持较快增长。上半年煤炭产量、铁路运量、港口转运量均保持了两位数以上的增长。主要产煤省区产量快速增长，其中山西省产量4.11亿吨，增长21.5%；陕西省产量1.89亿吨，增长14.1%；内蒙区产量4.52亿吨，增长34.8%。铁路煤炭运量占货运总量的比例达到 57.34%。

（三）煤炭需求旺盛。上半年，国内生产总值增长9.6%，规模以上工业增加值增长14.3%，主要耗煤行业产品产量继续保持较快增长。测算上半年全国煤炭消费约18.4亿吨，同比增长9.2%左右。

（四）价格随市场波动上升。一季度煤炭市场价格基本平稳小幅回落，二季度价格上涨并逐步趋稳，7月以来价格略有回落。

（五）受国际煤价上涨影响煤炭净进口大幅下降。年初，澳大利亚BJ动力煤价格达到134美元/吨，同比上涨35美元/吨；炼焦煤价格350美元/吨，同比上涨100美元/吨。目前价格仍处于高位，动力煤现货价格维持120美元/吨左右（7月14日价格为121.25美元/吨）。2011年日-澳动力煤年度合同价格129.85美元/吨，上涨32.8%，日本-印尼动力煤合同价格140美元/吨，上涨34.6%，中-日动力煤合同价格145.75美元/吨，上涨26.7%。国际煤价的大幅上涨导致我国煤炭净进口大量减少。

三、存在的主要问题

（一）供需平衡仍比较脆弱。受天气变化、水电出力、运输不畅等外部因素影响，区域性、时段性的供需矛盾不时出现，煤炭供应平稳运行面临压力。

（二）煤炭成本增长较快。受工业品价格上涨、煤矿安全标准提高、职工收入增加、存贷款利率调整、环境治理投入加大等多种因素叠加刚性推动，上半年大型煤炭企业主营业务成本同比增长39.8%，加之企业应收账款增加，企业经营面临风险

（三）煤炭流通格局出现新变化。近年来，东部发达地区煤炭需求大幅增长，一些原主要煤炭调出省（如河南、安徽、山东）煤炭外调量大幅减少，调入量大幅增加，有的省区已经变为净调入省，区域调节难度加大。（来源价值中国）

动力煤价仍坚挺 秦港调出上升库存下降

积极增配优质品种参与三季度行情:局部煤炭供应短缺在进入二季度以来表现明显,6月份用电增速再超预期,7月份全国力保电煤运销,动力煤供应充分,港口库存较高,现货价格旺季不涨;但是,随着3、4季度需求进一步增加,供应紧张仍难避免。结合当前供需环境,我们预计国内动力现货价格有望高位小涨,而到冬季储煤期价格涨幅将继续。目前板块平均估值接近20倍,处于历史平均水平,建议投资者未来一段时间应多重视个股催化因素,建议近期积极配置优质品种:维持对于昊华能源、兖州煤业、冀中能源、中国神华、潞安环能的推荐评级。并新增推荐中煤能源(未来三年进入快速扩张期,资产注入预期强,年底现货比例从30%提升至50%以上)和兰花科创(亚美大宁复产预期强,二季度化肥减亏明显)。

本周重点新闻:根据国家发改委发布的2011年上半年电力运行情况报告,上半年全国社会用电量为22515亿千瓦时,同比增长12.2%,超过9.6%的GDP增幅。受高耗能产业拉动,全国有9个省(区)用电增长超过15%。火电投资节奏放缓,这一变化被电力行业人士认为是今年“电荒”的重要原因之一。

新修订的《中华人民共和国资源税暂行条例》,将油气资源税税率定在了5%~10%,而煤炭资源税将继续实行从量征收,税率预从每吨0.3元~5元上调至每吨0.3元~8元。报道认为,之所以油气资源税改革能够比较顺利的推进,而煤炭资源税改革受阻,主要是因为油气和煤炭的定价机制不同。 数据点评:

动力煤各环节基本平稳山西炼焦煤价格小幅上涨:国内动力煤各环节价格基本平稳,澳大利亚BJ煤炭现货价

格微幅上涨;山西炼焦煤价格小幅上涨,其他地区炼焦煤、焦炭、无烟煤和喷吹煤价格基本平稳。

国内外油煤价比值下降煤价价差环比持平:按热值统一为吨标准煤后,目前国际油价与国际煤价比值为3.55,环比下降0.40;国际油价与国内煤价比值为3.30,环比下降0.36。目前澳洲煤(电煤)广州港库提价(低位5700大卡)比山西优混广州港库提价(低位5500大卡)高19元/吨标准煤,价差环比持平。

秦港调入下降调出上升库存小幅下降:秦港煤炭日均调入量环比下降3.9万吨/日至64.4万吨/日,环比下降5.7%。日均调出量环比上升6.9万吨/日至64.5万吨/日,环比上升11.9%。秦港库存下降14.7万吨至774.8万吨,环比下降1.9%;其中内贸煤库存774.8万吨,环比下降1.9%;外贸煤库存0.00万吨,环比持平。

电厂耗煤上升存煤天数维持17天:截至7月20日,直供电厂月日均耗煤上升31.3万吨/日至393.0万吨/日。截至7月20日,直供电厂煤炭库存上升110万吨至6646万吨。直供电厂存煤天数维持17天。

国内海运费小幅下降国际小幅上涨:国内主要航线平均海运费环比下降1.4元/吨至45.6元/吨,环比下降2.9%。澳洲-中国煤炭海运费(载重15万吨)环比上涨0.29美元/吨至8.06美元/吨,环比上涨3.8%。 来源：申银万国证券

原煤价格连续十一周上涨

据悉，国内原煤价格周环比上涨0.2%，涨幅减小，出现自5月25日以来连续十一周保持上涨，国内化工、钢铁等行业产量平稳增长，拉动煤炭需求上升、价格小幅上涨。其中，无烟煤价格上涨0.6%。

来自商务部的消息称，上周（8月1日至8月7日），国内原煤价格连涨态势延续至第十一周。

据悉，国内原煤价格周环比上涨0.2%，涨幅减小，出现自5月25日以来连续十一周保持上涨，国内化工、钢铁等行业产量平稳增长，拉动煤炭需求上升、价格小幅上涨。其中，无烟煤价格上涨0.6%。

冶金原料价格上涨也反映出国内煤炭需求并未出现实质性的下降，上周国内铁矿石、冶金焦市场价格涨幅分别为2.2%和0.3%，但市场分析称当前中小贸易商资金出逃现象明显，市场成交整体低迷，后期钢材价格走势将以稳为主。

而这种稳定或将更多反映在国内原煤价格上，当前主要中转港和重点电厂煤炭库存增加，或将抑制后期价格上涨空间。截至8月5日，秦皇岛港共存煤炭799万吨，比7月下旬增加15.8%。

此外，澳大利亚等地煤炭价格的回落，使得进口成本降低，国家政策释放出来的信号是鼓励增加进口，后期国内原煤价格涨幅或趋缓，直至保持稳定。

这种观点在市场分析沿海动力煤价格走势时也得以体现，煤炭行业分析师李学刚就认为，随着我国煤炭进口数量的恢复和增长，促使国际市场现货动力煤价格整体上维持在较高水平，比价效应以及煤炭进口仍然较低的利润空间，将抑制国内市场动力煤价格下滑。

据悉，澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格上周报收120.26美元/吨，已经连续两周微幅下

国投电力继续深化煤炭管理

今年上半年，国投电力积极化解电煤价格提高、信贷资金趋紧等经营压力，努力提高公司经营效益。截至6月底，公司控股投资企业累计完成发电量297.76亿千瓦时，上网电量284.97亿千瓦时，与去年同期相比分别增长了14.99%和15.39%。

国投电力今日公布了2011年半年报，公司上半年实现营业总收入96.08亿元，较上年同期增长26.75%；

实现利润总额3.56亿元，较上年同期增长12.32%；归属于上市公司股东的净利润1.22亿元，较上年同期增长2.84%；基本每股收益0.06元，较上年同期增长2.84%。

今年上半年，国投电力积极化解电煤价格提高、信贷资金趋紧等经营压力，努力提高公司经营效益。截至6月底，公司控股投资企业累计完成发电量297.76亿千瓦时，上网电量284.97亿千瓦时，与去年同期相比分别增长了14.99%和15.39%。公司电力产品实现营业收入83.68亿元，同比增长21%；公司电力产品发生营业成本67.92亿元，同比增长20%；公司煤炭销售实现营业收入11.36亿元，同比增长78%。

据悉，上半年国投电力火电项目受益于发电量增加、电价上调等有利因素的影响，业绩同比有所增加，但煤炭价格上涨和加息等不利因素限制了利润改善空间。水电项目业绩同比提升，主要原因是国投大朝山水电来水情况较好，发电量显著增加。新能源方面，酒泉二风电20万千瓦和敦煌等光伏发电4万千瓦机组全面投产，且整体实现盈利。

记者了解到，截至6月底，公司投资企业已投产总装机1726万千瓦、控股装机1269万千瓦、权益装机848万千瓦。

国投电力表示，今年上半年，公司火电标煤单价继续上涨，火电项目经营形势严峻。电价的调整不足以弥补煤炭成本上涨，煤炭成本压力仍然较大。下半年，公司将继续深化煤炭管理，全面降本增效，优化新电

08月08日CR中国动力煤价格指数周评http://www.sxcoal.com 时间：2011年08月08日 来源：中国煤炭资源网 作者：汾渭价格指数研究员 张静 使用移动平均法预测本周CR中国动力煤价格指数的变化范围为[218.219，219.132]，波动幅度-0.42%-0%。CR动力煤加权价格将继续下跌。

一、CR动力煤系列指数

图1 CR中国动力煤系列价格指数走势图

图2 11月份至今动力煤价格指数和库存指数走势

表1 CR动力煤现货交易指数 646

港口 相关数据 5500Kcal价格/元.t-1 场存/万吨 秦皇岛 吞吐量/万吨 船舶 锚地 预到 上周 周一 840 789.5 64.6 166 18 646 242.0 周二 840 819.5 37.5 182 17 646 246.4 周三 840 818 65 168 18 646 247.3 周四 840 813.5 70.7 157 20 646 246.6

周五 840 799 69.3 159 24 646 250.9 广州港 印尼5000Kcal价格/元.t-1 场存/万吨

二、CR动力煤价格指数及走势分析

1、CR动力煤价格指数描述

截止2011年8月8日，CR中国动力煤价格指数（CRTP）为229.132点，较上期减少1.009点，降幅0.46%；CR秦皇岛港动力煤现货交易价格指数CR（QHD）840元/t，较上周同期没有变化；CR广州港进口动力煤现货交易价格指数CR（GZ）646元/t，较上周同期没有变化。

2、指数样本点价格变动分析

从动力煤主流渠道来看，本周全国主要供应地山西省、内蒙古动力煤价格均没有变化。目前大同6000kcal动力煤车板价735元/t，大同南郊5500kcal动力煤车板价685元/t；内蒙古霍林郭勒3500kcal动力煤坑口价215元/t，鄂尔多斯5500kcal动力煤坑口价475元/t；陕西神木地区6000kcal车板价630元/t。秦皇岛港部分低发热量动力煤平仓价有所下跌，其中大同优混（>5000kcal）平仓价735元/t，较上期下跌5元/t；山西优混（>4500kcal）平仓价630元/t，较上期下跌10元/t；山西大混（>5800kcal）平仓价885元/t，较上期没有变化。京唐港各发热量动力煤价格均较上期下降了5元/t，目前5800kcal平仓价880元/t，5500kcal平仓价835元/t，5000kcal平仓价735元/t。华东沿江电厂7月下旬采购价环比继续下跌，跌幅在5-15元/t之间不等。

3、价格指数所处位置

图3 CR动力煤价格指数历史趋势及预测范围

图3反映了CR动力煤价格指数的长期变动趋势，本期CR动力煤价格指数继续下行，从上方穿越了长期趋势线，目前位于价格指数长期趋势线附近，处于较为正常的水平。

三、CR动力煤库存指数及走势分析

截止2011年8月8日，CR中国动力煤库存指数（CRTS）215.258点，较上期增加7.146点，增幅3.43%。截止上周五，生产地同煤集团库存量501.1万吨，较上期增加35.8万吨。从港口库存量来看，受到持续封航因素的影响，秦皇岛港存量攀升至799万吨，较上期增加43.9万吨；广州港库存量250.9万吨，较上期减少15.1万吨；万寨港库存量136万吨，较上期没有变化。全国六大电厂及山西省部分地方电厂库存量1124.2万吨，较上期增加38.94万吨，库存可用天数维持在15.5天左右的水平。总体来看，本期反映全国动力煤社会库存的CR库存指数继续上涨，反应了目前动力煤市场整体仍处在供大于求的态势。

四、CR动力煤供求平衡指数及走势分析

本期CR中国动力煤供求平衡指数（CRTB）101.800点，较上期减少3.980点，降幅3.76%。从直接反映动力煤市场供求关系的库存量表现来看，本期内受天气因素的影响，环渤海地区各港口吞吐量持续处于低位，库存量则继续增加，甚至接近于港口的库存警戒线，不仅表明目前环渤海地区动力煤市场短期内仍会处在供大于求的态势，而且在一定程度上影响了北煤南运，导致南方主要接卸港广州港动力煤库存量有所下降。本期内六大电厂库存量继续在1000万吨左右徘徊，主流消费地动力煤供需状况基本稳定。除各地的库存量表现外，目前影响动力煤市场的因素还有：（1）最新的海运费数据显示，截止到8月3日，秦皇岛港（2-3万dwt）至上海港海运费为40元/t，环比下跌了2元/t；至广州港（2-3万dwt）海运费为68元/t，环比下跌4元/t。海运费连续几周下跌，目前已经跌至年内最低水平。（2）据相关报道介绍，年内第二轮大秦线检修即将于下月展开，同时下游电厂也将开展冬储煤的计划，预计未来一段时间对于电煤的采购积极性会有所提高，从而增加动力煤的有效需求量。（3）从政策方面来看，近期交通运输部紧急下发通知，要求交通运输各相关单位精心组织安排，强化运能保障，确保运输安全，全力保障电煤运输安全、通畅、有序。

根据上述对于目前影响动力煤市场的各项因素分析判断，本周动力煤价格仍存在下降的可能。我们使用移动平均法预测本周CR中国动力煤价格指数的变化范围为[218.219，219.132]，波动幅度-0.42%-0%。CR动力煤加权价格将继续下跌。

动力煤市场需要期货风险管理工具

“期货市场服务国民经济理论与实践”系列（三十四） 煤炭定价机制市场化积极推进 动力煤市场需要期货风险管理工具 2009年12月14日，国家发展和改革委发布《关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》(下称《意见》)，要求2010年度煤炭视频会、衔接会及汇总会全部取消，自2010年度以后，煤炭和电力企业将完全自主进行煤炭价格的谈判。《意见》的发布，宣告长达16年的煤炭价格管制制度结束，政府彻底退出了煤电谈判，煤炭开始实行市场化定价。煤炭订货会的终结，标志着政府将煤炭的定价重新转交给市场，动力煤价格的影响因素更加趋于市场化。 煤炭市场化定价第一年 动力煤提前进入上涨通道 进入今年四季度，在较强通胀预期、进口煤价高位运行及“千年极寒”说等因素的共同作用下，动力煤在各大港口的库存由前期饱和状态逐渐回归正常水平，市场报价较往年提前进入上涨通道。 通胀预期强烈，煤炭资源价值重估 由于经济复苏乏力，美联储欲通过进一步宽松的货币政策促进经济发展，美元走弱的态势可能仍将持续下去。在美元贬值、全球流动性泛滥及通胀预期升温的背景下，国际大宗商品价格明显上涨，资源类产品价值面临进一步重估。 国际上，主要国家货币对美元升值明显或升值预期较为强烈，导致国际原油价格大幅上涨，而作为石油的替代品——煤炭价格自然也“水涨船高”。同时，伴随着美元贬值，国际金价及其他大宗商品价格均在上涨，诸多外围因素的变动也是促成煤炭价格上扬的重要因素。长期来看，由于石油、煤炭、有色金属等资源类产品的不可再生性，特别是在发达国家消耗居高不下、新兴经济体需求快速增长的情况下，其价格将呈长期上升趋势。 我国煤炭呈现净进口，将与国际市场保持联动 今年三季度，我国煤炭进出口延续了自2009年以来的净进口态势。海关总署公布的初步数据显示，9月份我国煤炭出口量186万吨，同比下降7.9％。1—9月份，煤炭出口量较去年同期下降10.4%，为1509万吨，累计出口额17.21亿美元，同比下降8.4％，出口均价为114.05美元/吨，同比增长2.2％。 虽然海关总署尚未公布前三季度的煤炭进口总量，但根据此前公布的数据，今年1—8月我国共进口煤炭1.07亿吨，同期累计出口煤炭1323万吨，煤炭净进口量超过9100万吨，而去年同期的净进口量为5834万吨。根据测算，今年全年我国煤炭净进口将超过去年，有望达到1.2亿吨。 虽然9月份国内煤炭价格整体表现较为平稳，但国际煤炭价格发生了较大变动。环球煤炭公司（globalCOAL）的煤炭价格指数显示，全球最大的煤炭出口港——澳大利亚纽卡斯尔港煤炭的9月价格同比上涨约6%，8月中旬至9月17日，出口煤炭价格连续六周攀升。 在国内进入国庆长假的这段时间，全球三大主要煤炭市场的煤炭价格都出现了不同程度上调。10月1日，环球煤炭公司发布的一周煤炭价格指数显示，澳大利亚纽卡斯尔港煤价涨至95.35美元/吨，而此前澳大利亚煤价已经有过一次大幅上调；南非理查兹湾港煤价涨至88.16美元/吨，涨幅4.8%；欧洲ARA动力煤市场价格涨至96.09美元/吨，涨幅2.5%。稍早之前，日本东京电力与澳大利亚煤炭企业签订的下半财年供煤合同的煤价更是高达97.75美元/吨。 我国煤炭市场的净进口格局，进一步加强了国内市场与国际市场间的互动联系，同时也使国际煤炭市场高企的价格对国内煤炭价格产生一定的传导。另外，高企的进口价格也将促使部分企业将其进口需求转向国内市场，从而改变国内煤炭市场的供需格局。 “千年极寒”说致商家提前备货，各港口呈去库存状态 日前，有气象专家警示，今年冬天北半球气温将较往年偏低，欧洲国家可能面临“千年极寒”的新低温，中国也将受到影响。近期国内的气象资料显示，9月下旬，内蒙古、黑龙江、青海、四川等地已有雪花飘落，部分地区甚至出现了历史同期罕见特大暴雪。同时，由于冷空气活动频繁，大部分地区降温剧烈，9月末，成都、南京、合肥、武汉、长沙、杭州、南昌、重庆、上海等相继迎来凉爽秋天。 煤炭是我国主要的发电和居民取暖燃料，正常情况下，每年冬季都是一年中的用煤高峰。随着传统取暖季节的到来，气象部门警告今年要严防秋汛及寒冬，令下游消费商家刚刚进入10月份传统备货期，就加紧了囤煤的脚步，短时间内拉高了煤炭需求。据相关数据统计，秦皇岛港、国投京唐港、曹妃甸港三港煤炭库存已分别由9月19日的853万吨、192万吨、232万吨的饱和状态回落至当前的643万吨、150万吨、187万吨的正常水平。另外，四季度我国铁路、公路运力可能会出现紧张局面，以及当前市场较强的通胀预期，均支撑动力煤市场报价维持高位运行。连日来，从国内现货市场的煤炭价格到资本市场的煤炭股价均出现了较大涨幅，今年我国煤炭价格已较往年提前进入上涨通道。 我国煤炭定价机制市场化仍存掣肘 今年是取消年度煤炭产运需衔接会的第一年。进入四季度，一年一度煤电谈判的时间节点即将来临。在煤炭需求进入传统旺季、各大港口库存有所下降、“千年极寒”说的共同作用下，动力煤定价再度受到了市场的关注。 政府取消煤炭订货会，将供需双方的衔接方式由集中衔接转换为分散衔接，在煤炭定价机制上向市场化迈进了一步，但时至今日，煤炭价格仍未实现完全的市场化。一方面，由于电力资源的公共属性，国家考虑到对CPI的影响，很难轻易放开电价。电力产品的上

网电价由政府主管部门批准，市场化改革脚步缓慢。在我国电网未能打破部分电力企业对电力输、配、送、销电力产品垄断格局的前提下，动力煤价格仍不具备完全市场化的基础。另一方面，动力煤不仅涉及经济生产与消费活动，同样与运输环节密切相关。在铁路运输资源被政府垄断、运输瓶颈持续存在的情况下，“市场煤”与“计划运输”间的不同步，使得煤炭企业若想要获得更多运力，不得不在煤价上做出让步。况且，目前铁路运力仍然不足，尤其是煤炭资源富裕的地区，煤炭铁路外运瓶颈短期内将继续存在。 动力煤价格完全市场化是大势所趋，但在目前电力市场化改革进行缓慢、铁路运输资源被政府垄断、运输瓶颈持续存在的情况下，动力煤定价机制的重新确立任重而道远。 动力煤现货交易平台诞生 我国煤炭定价市场化积极推进 环渤海地区作为山西、内蒙古、陕西、宁夏和东北三省与东南沿海地区煤炭流通的枢纽，是我国重要的煤炭集散基地，同时也是我国实现北煤南运的重要通道。该地区为我国煤炭运销最集中、动力煤交易量最大的地区之一，其价格走向对全国煤炭价格具有重要的指导意义。 动力煤有了现货集中交易平台 继原油、焦炭、热轧卷板、螺纹钢（西部）之后，动力煤作为第5个品种于10月11日在渤海商品交易所上市，为煤炭生产企业、贸易商和发电企业提供了一个新型的煤炭现货贸易平台。 动力煤现货交易在天津渤海商品交易所启动，首开我国煤炭交易的先河，对推进煤炭行业的市场化改革，特别是对市场交易的数字化、信用化和电子化起到了积极作用。借助该电子交易平台，现货连续交易的公开性、透明性将在真实反映市场供需关系及其变化外，也为煤炭价格提供一个趋于完善的参照体系，成为整个煤炭行业现货价格的重要参考指标。 天津渤海商品交易所以全球首创的现货连续交易方式推出动力煤品种，指定秦皇岛港、天津港、京唐港、曹妃甸港作为首批动力煤交割港口，并且推翻固有的交割制度，采用贴近现货实际贸易流程的非仓单中转地船板交割方式，以适应动力煤快速流通、不易贮藏、货运量大、周期短等特点。动力煤现货交易首日指导价为760元/吨，开市价为821元/吨，以814元/吨收市，全天涨幅7.1％。全国市场客户集中竞价、撮合交易所生成的即时价格凭借其实时、准确的优势，克服了动力煤市场价格因市场信息不对称、不透明所带来的传统滞后性。 动力煤价格指数开始试运行 继动力煤现货交易平台推出后，用于反映环渤海港口动力煤离岸平仓价格水平及波动情况的环渤海动力煤价格指数于10月13日下午15时发布并进入试运行，成为我国第一个煤炭价格指数。 环渤海动力煤价格指数以7天为一个报告期，每周三下午15时发布。数据采集周期为上周三到本周二的市场动力煤交易价格，包括各港口动力煤价格与综合指数两个部分。该指数将反映环渤海地区的秦皇岛港、天津港、曹妃甸港、京唐港、国投京唐港、黄骅港共计6个港口动力煤离岸平仓价格水平及价格变动情况。试运行期间，暂只发布环渤海各港口4500大卡、5000大卡、5500大卡与5800大卡四种规格品价格，以及各港口5500大卡综合平均价格。经国家发展和改革委组织，煤炭、电力行业协会等单位优选，第一批共选出149家企业作为数据采集单位。其中，煤炭生产（发运）企业37家，电力等煤炭消费企业38家，煤炭经营企业74家。随着环渤海动力煤价格指数的运行，数据采集点还将适当调整和扩展。该指数的发布，将有利于增强价格统计的权威性和代表性。而凭借该地区与国际市场的紧密互动，也将进一步增强并扩大我国煤炭价格指数的国际影响力。 据10月13日发布的首批数据显示，在首个报告周期（10月6日—10月12日），环渤海地区港口平仓的发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格为725元/吨，较前一报告周期上涨9元/吨。此次采集结果显示，价格出现上涨的样本明显增多，并已连续3周处于回升态势。 动力煤期货已上报 未来企业可用期货工具避险 我国是世界上最大的煤炭生产国，煤炭市场具有“分散生产、集中消费”特征，消费方主要分布在电力、钢铁、建材、化工四大行业。煤炭总产量的80%以上是动力煤，其中仅发电用煤就占动力煤的60%以上。 动力煤价格上扬，增加相关消费企业成本 在我国，动力煤的主要用途分为发电、供热及民用。火力发电企业和供热企业均以煤炭为主要原料，煤炭价格的变动直接影响到这些企业的生产成本。在煤炭价格大幅上涨的情况下，一些火电企业和供热企业都面临着巨大的成本压力。 自2003年四季度以来，我国煤炭价格在多年平稳运行的基础上，出现了较快恢复性上涨。以秦皇岛港大同优混煤为例，2004年年初价格300元/吨左右，到年底已涨至400元/吨以上，在不到一年的时间里，价格上涨约40%；同期普混煤的价格上涨约50%。2004年年底，国家为应对煤价上涨导致火电企业发电成本上涨过快的情形，规定以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便相应调整电价。2005年年底，国家发改委公布《关于建立煤热联动机制的指导意见》，指出当煤炭到厂价格变化超过10%时，热源企业可相应调整热力出厂价格。但是，由于电力价格及热价均密切关系到居民消费成本等，联动制度在实际落实的过程中并未得到严格执行。 2008年年初在我国遭受雪灾之际，电煤价格的波动更为巨大。如今，随着煤炭订货会的取消，煤炭价格逐步走向市场化。动力煤价格的高企，引发了煤电、煤热等新的供需矛盾，给相关消费企业带来了一定程度的价格风险。据测算，煤炭价格每上涨100元/吨，发电成本上涨0.05元/千瓦时，热价成本上升5.5元/吉焦左右。在动力煤市场价格不断走强的背景下，无论是上游生产企业，或是下游消费企业，通过运用市场、运营等管理手段稳定生产成本，锁定销售利润，对企业的健康、长远发展都显得尤为重要。

未来相关企业可通过期货市场规避风险 期货市场作为资本市场中的重要一环，其价格发现和规避风险功能，可为生产经营者提供前瞻性的指导，从而有效帮助市场参与者规避现货价格波动带来的生产经营风险。 作为郑商所的研究品种，动力煤期货申请材料目前已上报中国证监会。据了解，已上报的动力煤期货合约的交易单位为100吨/手，最小变动价位0.2元/吨，每日价格最大波动限制为上一交易日结算价±4％，最低交易保证金为合约价值的5％，合约交割月份为1—12月，交割单位为100吨。 未来动力煤期货一旦上市，动力煤生产企业作为商品的供应者，为保证其生产或销售商品的合理利润，防止销售时因价格下跌造成的损失，可采用“卖出套期保值”的交易方式来减小价格风险。企业可先在期货市场卖出与其准备在现货市场上卖出的现货商品数量相等、交割日期相同或相近的动力煤期货合约，将远期价格锁定在预计的水平上，防止未来在现货市场卖出现货时因价格下跌而造成损失。 动力煤生产企业在自己认可的价位进行卖出套期保值，可以有效规避价格下跌带来的存货跌价风险。同时，生产企业由于拥有大量的动力煤现货库存，即便到时动力煤价格上涨，提前平掉期货市场头寸后，仍然可以保证在现货市场上获得正常的经营利润。 电力企业是煤炭行业的最大用户，发电用煤（下称电煤）的采购成本占总成本的比例在60%—70%，煤与电在我国能源产业中具有很强的产业关联性。随着煤炭行业市场化的深入，煤炭企业纷纷上调价格，主要国有发电企业与煤炭生产企业难以达成电煤供应协议，电煤库存下降，不少发电企业电煤频频告急。这种状况已经成为我国经济运行中的突出问题，也引起了各级政府的高度重视，受到社会各界的密切关注。 作为动力煤的下游消费群体，电力企业为避免未来一段时间内在现货市场购进动力煤时因价格上涨而造成成本增加，可预先买入动力煤期货合约，将其作为未来在现货市场上买动力煤现货的临时替代物，对未来需要买进的原料进行价格保险，又称“买入套期保值”。 相关动力煤消费企业在自己认可的价位进行买入套期保值，可以有效地避免价格上涨带来的成本增加风险。同时，即便是动力煤价格下跌，企业提前平掉期货市场头寸后，仍可以享受动力煤价格下跌给自己带来的成本降低的潜在收益。 套期保值的最基本功能是规避现货市场价格波动的风险，并不是实现利润最大化，因此，电煤相关企业在进行套期保值时一定要坚持期货市场和现货市场交易数量对称的原则，严格遵守期现货市场同时交易的原则，只有这样才能达到锁定目标利润、规避现货市场价格波动风险的目的。

中电联：上半年五大发电集团火电亏损逾150亿

尽管发改委今年4月上调了上网电价，但用电缺口和火电企业亏损额仍然在“同步扩大”。

中国电力企业联合会于上周五晚间发布的上半年全国电力供需分析报告称，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团上半年火电生产亏损153.8亿元，同比增亏95.2亿元。中电联还预测全国最高用电负荷将增长14%左右。

据中电联统计，上半年，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团电力业务合计亏损66.5亿元，同比增亏50.9亿元，其中，上半年火电生产企业亏损153.8亿元，同比增亏95.2亿元。

中电联5月发布数据显示，五大发电集团1~4月份火电生产亏损105.7亿元。也就是说，4月份上网电价上调后，五大集团近两月的火电生产仍然亏损近50亿元。

火电企业的亏损与煤价上涨密不可分。

中国大唐集团湖南分公司一位人士日前接受《第一财经（微博)日报》采访时悲观地表示，今年上半年，该公司亏损超过7亿元；而目前亏损的趋势还在持续，负债率由之前的80%上升至90%多。

中电联报告指出，与各主要上下游行业相比，电力行业是其中效益水平最低、经营压力最大的行业。电力行业实现的利润总额不足煤炭开采洗选业、石油天然气开采行业利润的1/3；行业销售利润率为3.2%，仅为全国规模以上工业企业平均销售利润率的一半左右。

中国政法大学教授刘纪鹏(微博)说：“上调电价为什么没用？其根源在于体制机制痼疾，必须从根源上解决电价行政审批制，推动电价市场化改革。”

招商证券日前也发布报告指出，电价改革是电力体制改革的核心，只有让电价反映资源稀缺程度和市场供求关系，才能从根本上解决煤电价格矛盾。

中电联的报告表示，近年来，“市场煤、计划电”的体制性矛盾非常突出，自2003年以来，我国煤炭价格持续上涨，具有代表性的秦皇岛山西优混5500大卡煤炭价格累计上涨幅度超过200%，而销售电价涨幅还不到40%。因此中电联建议，煤电联动机制是国家采取市场手段理顺煤电矛盾的重要措施，应落实并完善煤电联动机制。（来源第一财经日报）

动力煤期货网：近期煤炭价格上涨的因素分析

5月11日下午3时发布的数字：5500大卡的动力煤继上周上调了10元/吨后本周又上调了2元/吨，从四月初到现在已累计上涨了47元/吨，动力煤价格一直处于上涨的趋势，具体因素主要有四个，具体如下：

一、煤炭的需求大幅增加

在十一五期间为了完成减排20%的目标，各地都人为地压低了许多产能，该批的新项目不批，该扩大产能的不允许扩大，使能耗不能真实的反映实际的产业能力。现在十一五的目标期已过，十二五的计划期刚刚开始，所以这些被人为抑制住的产业能力都一起释放，形成了对能源的新的巨大需求。这是我们不曾预料到的。从这个趋势看，今年三月份人大会议上各地政府表态要将GDP增幅调低至7%左右的目标是难以做到的。

二、产业结构的调整

可提前到来的“电荒”、“煤荒”说明中国的经济结构依旧如旧，并无多大的改变。其实这也很正常，在没有技术创新的条件下，要谈调整产业结构也只能是一个良好的愿望。所以各地方政府只能依靠原有的产业来维持地方经济的运转。许多地方不仅是依靠传统产业，还在大力地发展传统产业，而传统产业多数是高耗能产业，根据国家能源局公布的数字，一季度全国粗钢、水泥产量同比增长8.7%和8.1%。

三、铁路运输的原因

国家能源局在《一季度全国煤炭经济形势及走势》的报告中说，一季度全国煤炭铁路运输55319万吨，增长12.6%，是有了不小的增长，但同一报告中又说一季度主要港口煤炭下水完成15627万吨，增长30.5%，港口下水量的增长比例比铁路运输量增长的比率高出17.9%，这就是铁路运输能力的缺口。尽管铁路运能经过加强内部管理有了12.6%的增长，但是这种增长是有限度的，在同一根铁轨上是不可能无限制地增加运量的。所以铁路运输的瓶颈依然严重制约着中国的煤炭市场。

目前中国不是没有煤，也不是挖不出来，而是运不出去。已退休的国家能源局长张国宝最近当选为“2010中国能源年度人物”，他从去年初以来就在多种场合说要警惕煤炭的产能过剩，这充分说明了中国煤炭生产企业的现状是“不差煤”，而目前各地都在叫“煤荒”，实在是“荒唐”。可以说，如果铁路运能达到了车皮随请随有的程度话，中国的煤炭价格可以将200元/吨以上，按目前全国平均0.37元的上网电价来测算，火电企业不仅不会出现目前的亏损，还会有巨额的利润。中国的煤炭市场的现状用经济学的术语来说是“寡头垄断”，这可能不符合很多人眼见的事实，目前的中国煤炭生产企业有几万家，无论如何与“垄断”沾不上边。有这种看法的人忽视了这样一个事实，中国的煤炭行业在“不差煤”的情况下，是否垄断不在生产而在运输，在铁路运输。而中国目前的铁路运能都集中在大央企大国企手中，只有他们“不差车皮”，所以他们才能获得垄断利润。这几年由于煤炭的财富效应，无数的资金全都涌向煤炭行业，像“联想”这样一个高科技企业都冲进了煤炭这样一个低端产业，试想一下，如果这些企业都能在铁路车皮上随请随有的话，煤炭的价格难道不会大幅下滑吗？不要说下调200元/吨，下调300元/吨也是有可能的。

四、进口煤减少

国家能源局在《一季度能源经济形势及走势》的报告中说，由于国际煤价高，澳大利亚纽卡斯尔港动力煤现

货价在120-130美元之间波动，进口煤已不具备价格优势，所以进口量大幅减少，一季度全国累计进口3237万吨，同比下降26%。从海关公布的数字了解到三月份全国只进口了680万吨煤，所以环比下降的幅度要比国家能源局公布的同比下降的幅度更大。

中国2010年共进口1.62亿吨煤，如果把边贸等未统计的数字估算进来，应该达到1.7亿吨，这是全球最大的煤炭进口量。澳大利亚是全球最大的煤炭出口国，一年的产量也只有2亿多吨，可见中国进口量之大，进口煤已经不是对国内市场的补充，而是中国煤炭市场的一个不可或缺的组成部分，特别是在国内铁路运能未满足需求的情况下。我们应该把进口煤看成中国煤炭市场的需求方，即进口煤多，国内煤的需求就减少，进口煤少，国内煤的需求就增加，所以今年以来，特别是三月份以来，进口煤的急剧减少，是推动目前行情的一个极重要的原因。