电厂常态采购为主动力煤平稳过淡季
电厂库存充裕需求缺乏亮点
2014年1—4月，全国发电量累计为17027亿千瓦时，同比增长5.6%。其中，火电发电量累计为14079亿千瓦时，同比增长4.3%；水电发电量累计为2067亿千瓦时，同比增长12.2%。4月单月，水电发电量同比增速更是高达21%。今年水量偏丰概率在逐渐加大，这也影响了目前电厂煤炭的日耗水平。
截至5月14日，六大电厂日耗煤炭59.9万吨，已经连续两日低于60万吨。此外，电厂库存量为1360万吨，可用天数为22.7天。相比4月的平均日耗66.5万吨、库存量1308万吨、可用天数19.7天，目前的库存较为充裕，电厂并无补库意愿。预计在电力需求淡季，电厂仍以常态采购为主。夏季用电高峰的补库可能在6月上旬缓慢启动。
受市场需求增长乏力、气温偏高、水电发电量增加等因素影响，未来火电发电量增速趋缓，煤炭需求增量可能来自水泥行业。
汇丰银行公布的中国4月制造业采购经理人指数终值下修至48.1，略高于3月终值48.0。该指数已连续4个月处于50的荣枯线下方，显示经济复苏速度依然迟缓。就动力煤需求领域来看，全社会用电量增速连续两个季度同比回落。居民生活用电6月中旬以前不会明显增加，且占比较低。根据各大机构预计，今年我国经济继续平稳增长，增速在7.5%左右。
综合考虑国家大气污染防治与节能减排、化解高耗能行业产能严重过剩等因素，预计2014年全社会用电量同比增长6.5%—7.5%。
四大高耗能行业普遍呈回落态势。一季度钢铁行业增速回落7个百分点，建材领域耗煤也缺乏亮点，只有水泥行业，整体盈利水平好于其他板块，未来其在煤炭消耗上有望平稳增加。2013年全国水泥产量达到24.1亿吨，同比增长9.6%。2014年增速有所回落，一季度全国水泥产量累计为44728万吨，同比增长4%。如全年保持这一速度，那么2014年产量将达到25亿吨。以此计算，煤炭消耗量将达到5.65亿吨。尽管这对于下水煤价格抬升作用不太明显，但对于有效消化煤炭企业库存、改善企业现金流有积极意义。
行业集中度增强话语权加大
年初以来，煤炭价格持续回落，跌幅最大时接近16%，不少企业无利可图，进入了“生产越多亏损越大”的怪圈，行业亏损面扩大到四成。煤炭企业经营形势恶化，停产率加大。特别是中小企业，其物流、成本、运输均处于劣势。为了应对资金紧张，内蒙古等地民营企业集中的地区，出现了卖矿还款的情况，还有不少小企业年后就不再开工。价格下跌的行情面前，中小企业的选择只有两种，或者停产，或者被大企业兼并重组。这也加剧了行业整合，使得资源进一步向大企业集中。
2014年1—4月，内蒙古全区煤炭产量为30274万吨（调度数），同比减产2917万吨，降幅为8.8%。其中，国有重点煤矿原煤产量为28616万吨，增产5041万吨，增幅为21.4%；国有地方煤矿原煤产量为503万吨，减产2006万吨，降幅为79.9%；乡镇煤矿原煤产量为1155万吨，减产5952万吨，降幅为83.8%。
2014年1—4月,陕西省累计生产原煤12536.50万吨,同比减少427.48万吨，降幅为3.30%。其中，央企在陕煤矿原煤产量为3864.07万吨,同比增产304.17万吨,增幅为8.54%；省属煤矿原煤产量为4111.16万吨,同比减产48.23万吨,降幅为1.16%；市县属煤矿原煤产量为4561.27万吨,同比减产683.42万吨，降幅为13.03%。与此同时，累计销售原煤11894.06万吨,为同期产量的94.8%，销量同比减少375.94万吨,降幅为3.06%。
从以上数据可以看出，此轮煤价下跌期间，内蒙古国有地方煤矿和乡镇煤矿减产超过八成，而国有重点煤矿产量增加两成；在煤炭产销双降的情况下，陕西省央企煤矿原煤产量增加8%。
不仅是产区，北方港口地区大型企业集团也占据着绝对优势。随着*骅港接卸能力的提高，神府、东胜、准格尔煤田产能集中释放，且兼并的矿井投入运营，神华集团综合竞争力进一步加强，其产品已经占到北方港口下水煤炭的三成以上。*骅港超过九成、秦皇岛港三成以上、天津港五成的煤炭由该集团掌握。神华、中煤、同煤、伊泰等大型企业的产品份额占秦皇岛下水煤的九成以上。
行业集中度增加后，调价节奏趋同。2月底，神华、中煤同步降价促销，3月促销*策延续。发热量5500大卡动力煤港口现货报价自3月以来稳定在530—540元/吨。大企业降价促销策略奏效，舍价保量，港口、铁路、坑口物流顺畅，产品市场占有率有效提升。可以说，上半年煤企保卫战相当成功。
铁路运费偏低后期回归正常水平
我国煤炭资源区域分布不均匀，北多南少，西多东少，煤炭资源分布与消费地分布极不协调，且资源局部地区分布也不均匀。
我国煤炭生产主要集中在西部、北部地区，而煤炭消费却大都集中在经济较为发达的东部沿海地区和南方地区，尤以环渤海经济圈、长江三角洲和珠江三角洲地区最为集中。煤炭产需呈逆向分布，形成“北煤南运、西煤东调”格局，煤炭运输成为影响煤炭供需的关键因素。
我国煤炭运输方式主要有铁路、公路和水路三种。长期以来，铁路凭借运力大、速度快、成本低、能耗小等优势，成为煤炭的主要运输方式。2013年我国铁路煤炭运量完成23.2亿吨，同比上涨2.6%。其中，电煤运量完成16.1亿吨，同比上涨1.3%。铁路运输是影响煤炭市场的主要因素之一。
我国煤炭铁路运输通道众多，但就运输成本而言，笔者认为只需重点关注大秦线、朔*线的情况。大秦线、朔*线主要连接晋北、蒙西动力煤产区与环渤海秦皇岛、*骅港港口，与期货品种吻合度较高。
大秦线全长653公里，2013年外运4.4亿吨煤炭，今年计划外运4.6亿吨。大秦线在建成之后就不断通过更换铁轨、加大车辆载重、缩短运输间隔等措施提高运力，目前已基本饱和，未来运量提升空间不大。
朔*线全长594公里，2013年完成煤炭发运量2.47亿吨，主要解决神华集团在神木、东胜、榆林、府谷等地方的煤炭外运问题。除少量供应沿线电厂外，八成以上在*骅港和天津港下水。未来伴随着周边铁路、港口扩建的完成，运力有望提升到3亿吨。
电煤比焦煤“北煤南运”的特点更明显，其运输距离长，运输成本高，售价却相对较低，因此，在煤炭市场不景气的时候，运量更容易受到影响。前期出现的发热量5500大卡动力煤港口供应充裕，而发热量5000大卡动力煤缺货正是这个原因。
煤炭运输费用主要包括短倒、铁路杂费、计划费、点装费、铁路运费及港口费用。短倒费用根据洗煤厂到发运站距离的不同，在20—70元/吨之间。计划费、点装费随铁路运输紧张程度变化，且变化幅度较大。近年来，随着煤炭需求的放缓，计划费和点装费基本呈下降状态。铁路运费在1997年到2014年共提价12次，近3年提价幅度明显增加。铁路运费由于发运距离不同、国有铁路与企业自有铁路的差异，而有所区别。
例如，山西朔州附近的煤炭经大秦线运至秦皇岛，运距750公里左右，运费为130—140/吨元，港口作业费为20.5—23.5元/吨，堆存费各港口稍有差异。粗略估算，山西北部煤炭运输成本在220—260元/吨。长期来看，随着铁路建设的完工、运力水平的上升，杂费将逐渐下降，而铁路运费长期偏低，市场化运营以来，运费上调，其回归正常水平是大趋势。
动力煤期货市场尽管成交依然低迷，但近日持仓量持续增加，1409合约持仓量已经超过5万手，市场关注度明显提高，期货价格也从522元/吨的低点反弹到530元/吨附近，向现货价格靠拢。操作上，1409合约行情变换不大，可根据现货市场进行交易，价格合理运行区间为527—540元/吨，待超跌后买入，但不建议追涨。
与1409合约相比，1501合约存在更大的机会，目前1501合约与1409合约之间的价差在8—9元/吨，夏季用电高峰、冬季提前储备等因素都将作用于1501合约，所以该合约可在530—535元/吨布局中线多单。