进入夏季后，由于电厂存煤丰盈，煤炭价格一路下跌，形成较为坚挺的“买方市场”格局。但这种格局或将被打破，煤炭价格将出现拐点。
本报记者获取的最新数据显示，曾连续数周维持在17天以上的沿海六大发电集团的存煤出现骤降，其中粤电8月5日当周降幅高达23.44%，存煤降至10天左右，接近电厂库存的预警线。
不仅如此，作为煤炭价格风向标的港口海运费和坑口价也在反水。港口海运费8月10日当周止跌企稳并小幅上涨2元/吨，而煤炭供应上游的山西、内蒙古和坑口价也出现较大幅度上扬，最高涨幅达30元/吨。
政策方面也在夹紧煤炭供需的通道，目前已有多个省份重新开征煤炭价格调节基金。
对此，专家表示，夏季用电的翘尾和入冬储煤高峰的到来，将再度加紧电煤的需求，加之上述因素影响，预计9月初煤炭价格将继4月份飙涨后再次触底反弹。
六连跌背后
据海运煤炭网提供本报的数据，截至8月10日当周，环渤海动力煤价格指数综合平均价为829元/吨，连续第六周保持下跌，六周内整体每吨下跌14元。“6周内仅降了14元，说明动力煤价格下跌动力严重不足，买方市场的格局依然很弱势。”中国煤炭运销协会市场观察员李朝林对本报表示。
这一数据在4月份传出“电荒”消息后曾出现14周连涨，从767元/吨飙涨到843元/吨，整体上涨76元/吨，涨幅近10%，一举创下该价格体系自2010年9月创办以来的最高纪录。
而刚刚完成的六连跌，却与之相去甚远，六周下降14元，平均每周下降2元左右，跌幅还不到1.7%。“当前国内沿海地区市场动力煤价格的连续微幅下调，更多地受到了保持高位的北方中转港口煤炭库存以及下游电煤消费企业因资金短缺所致低开工率等因素的影响。”海运煤炭网资讯中心曾波表示。
然而跌势或将到此为止，买方市场的格局将再次华丽转身，成为卖方市场的格局。“海运费和坑口价已经开始出现止跌和上涨的势头，加上这几天各地用电量激增，电厂的存煤下降很快，预计9月初前后，新一波的反弹就会出现。”李朝林表示。
海运煤炭网的数据显示，此前连续八周保持下跌的国内煤炭海上运费8月10日当周逆市上调。自6月9日以来，秦皇岛港煤炭海上运费连续八周整体下挫13元，至广州港方向的煤炭海运费由6月9日的82元/吨直落14元达68元/吨。而8月10日本周，秦皇岛港2万~3万吨船型至广州港的煤炭海运费已环比上涨2元至70元/吨。
与此同时，港口煤炭库存也进一步走低，截至8月10日，广州港煤炭库存量为242万吨，环比6月同期下降40万吨左右。“国内煤炭海运费是港口煤炭价格的先导，海运费的回调或将抑制港口煤炭价格的下跌。而港口库存量的减少，也将进一步抑制国内沿海市场动力煤价格的下滑。”曾波认为。
不仅是海运费，进入7月底后，煤炭的坑口价全线上涨。7月25日，山西地区动力煤车板价格显示，大同5500、5800、6000大卡发热量动力煤价格分别为685元/吨、705元/吨、735元/吨，较前一周小幅上涨5元/吨。
内蒙古霍林郭勒地区的煤矿价格也同样出现上涨，李家塔5500大卡发热量煤炭价格增加10元到达470元/吨，屹峰煤矿5500大卡发热量煤炭价格报收450元/吨，较上周同期上涨10元/吨，宝丰矿同热值的煤炭价格增长10元至460元/吨，内蒙古地区煤炭价格整体上保持上涨。
相反，华东沿江地区主要电厂的煤炭价格则同时出现持续数周的下跌，截至7月下旬，该地区电厂煤炭价格已连续四个旬期出现下跌，整体跌幅最高达45元/吨。上海石洞口一厂、天生港电厂5000、5500大卡贫瘦煤分别报收750元/吨及795元/吨，较6月中旬分别下滑40元及45元。“一边是源头价格上调，一边是电厂终端价格的持续大幅下跌，作为运输环节的中间商的利润被大幅挤压，但一旦出现供求逆转，这部分空间将会被迅速释放，形成较大幅度的煤价反弹。”李朝林分析称。
电煤告急
在海运费和坑口价上涨的同时，发电企业的存煤日前出现了明显下降的态势。
数据显示，7月31日，全国发电企业的电煤库存总量维持在6372万吨的较高水平，但相比6月末减少了164万吨，与此同时，受电煤日耗水平增加的影响，按照当月日均耗煤水平计算的电煤库存可用天数也由6月末的18.1天降至15.9天。
然而进入8月份后，发电企业的库存和日耗更是呈现骤降的趋势。截至8月5日当周，沿海六大发电集团浙电、上电、粤电、国电、大唐、华能的电厂库存日均分别为332.4万吨、75.6万吨、103.5万吨、256.3万吨、133.6万吨和313.6万吨，其中，粤电库存环比降幅高达15.89%，上电和华能也分别降低 5.85%和3.13%。
日耗方面，大唐、粤电、上电和浙电也下降明显，分别增加9.5%、8.31%、5.52%和3.17%，而存煤天数方面，六大电的均降幅也超过两位数，其中粤电下降23.44%，周均存煤天数只有12.23天，远低于15天的正常值，而且7月30日到8月1日连续三天的存煤日天数探至10天，接近10天的存煤警戒线。此外，华能、大唐和上电的存煤也在15天的正常值附近徘徊。
一边是电煤告急，另一边的电网也频频预警。南方电网8月6日发布消息称，进入7月以来，南方电网全网统调负荷攀升迅速，最高达到11323万千瓦，同比猛增10.6%，而最大错峰负荷达1120万千瓦，其覆盖区域除海南省外，云贵粤桂均出现错峰限电情况，供电形势一度趋紧。
南方电网预计，进入三季度全网将面临电力电量双缺局面，最大缺口可达1200万千瓦，总体缺电将超8%，个别地区缺电将至20%以上。
国家电网日前也发布消息称，第三季度电力供需形势总体紧张，而中电联本月初也曾发布《2011年上半年全国电力供需分析预测报告》，预测迎峰度夏期间，全国最高用电负荷增长14%左右，华东、华北、华中、南方等电网电力供需缺口合计将达到3000万~4000万千瓦，迎峰度冬期间，全国电力缺口在2500万~-3000万千瓦左右。
“存煤和日耗明显下降，电网的负荷和用电量的两位数增长，对接下来的煤炭市场将形成很大的需求刺激，加上9月中旬大秦线开始秋季检修，而同时冬季储煤也将拉开序幕，多方的刺激将拉动煤炭价格在9月份出现反弹。”李朝林表示，依此态势，涨幅将有望超过30元/吨。
值得注意的是，伴随电力缺口扩大的预期和煤炭价格的上扬，曾一度停征的煤炭价格调节基金进入今年后不断有省份恢复征收。
价格调节基金是地方政府为了抑制高企的煤价或失衡的煤炭市场向煤企征收的专项价格调节基金，这是煤炭主产省区对煤炭市场进行干预和调控的手段之一，所收款项按比例分别纳入市、区县(自治县)两级财政，主要用于组织电煤和电力供应。
据李朝林介绍，从目前征收的分配来看，该基金在行业低迷时，主要用于补贴煤炭企业的亏损，在供需失衡时，用于投入煤矿建设并增加产地煤炭的供应量。此外，还有一个主要用途就是补贴下游的电厂，2010年陕西省就曾动用省级煤炭价格调节基金5043万元补贴省属热电联产供热企业。
记者粗算了一下，此前出台征收管理办法的贵州、陕西、宁夏、四川、重庆、湖南、内蒙古等省区市都已陆续启动重征。
但就业内人士介绍，虽然多省份出台了调节基金政策，但很多煤企并不认账，基金的征收在实施层面还具有较大困难，“很多煤企正和当地政府讨价还价，商讨征收数额和细则。”
该人士称，目前煤企除供应市场煤外，还有重点煤炭合同的任务，其合同价受制于限价令利润较少，所以对于煤炭企业来讲，征收基金就是意味着再次减少利润。
李朝林也表示，调节基金对于短期缓解煤电的紧张局面有益，但长远来看，征收调节基金并不能解决煤电的根本矛盾。“而且如果处理不好，煤企很可能将压力传导到下游电厂，最后的结果就是进一步推高终端的煤价，促使煤价继续上涨。”
