2016年下半年以來，國內煤炭價格同比大漲，到2017年一季度已有近四成上市火電企業陷入虧損，上市煤企業績則普遍飄紅，近九成凈利翻倍。當前正值夏季用電高峰，但內蒙古等地煤炭生產環節受到限制，電力企業面臨的壓力仍然不小。

7月9日至15日，鄭商所、期貨日報聯合組織了華東地區動力煤下游電企調研活動。

動力煤期貨助企業破解經營困局

A動力煤需求季節性更明顯

近年來，隨著需求增速趨緩，加之新能源的大力發展，水電、核電、太陽能優先上網，對火電有一定的擠出效應，火電行業傳統意義上的“迎峰度夏”一度落空，但是今年電廠夏季用煤高峰有再現之勢。

國家統計局17日發布數據顯示，2017年6月全國絕對發電量5203億千瓦時，同比增長5.2%。其中，全國火力絕對發電量3710億千瓦時，同比增長6.3%;水力絕對發電量1044億千瓦時，同比下降1.9%。2017年1—6月份全國絕對發電量29598億千瓦時，同比增長6.3%。其中，全國火力絕對發電量22215億千瓦時，同比增長7.1%;水力絕對發電量4613億千瓦時，同比下降4.2%。

B進口煤通關時間延長

自7月1日起，禁止省級政府批準的二類口岸經營煤炭進口業務這一政策開始實施。一類口岸是指由國務院批準開放的口岸，包括中央管理的口岸和由省、自治區、直轄市管理的部分口岸;二類口岸指由省級人民政府批準開放并管理的口岸。

2017年1—6月，國內累計進口煤炭1.33億噸，同比增長23.5%。面對進口煤激增的情況，相關部委高度重視，對于劣質煤進口的管控在逐漸加強。5月10日國務院常務會議指出，要堅決控制劣質煤進口。5月中旬，海關總署召集行業龍頭企業，要求電企控制進口煤，并會盡快修訂相關管理辦法加強監管，電企簽訂的新進口煤合同要求減量，控制相關口岸開放。

C沿江電企微利經營

作為唇齒相依的上下游產業，我國煤炭和電力行業一直處于“零和博弈”狀態。

在華東地區的電企調研中，企業人士告訴記者，對于火電企業來說，煤價超過580元/噸，企業就有虧損的可能。目前沿江部分電企是微利或盈虧平衡狀態，內地很多電企從去年就開始虧損。

據上述電企人士介紹，一個企業拿到長協煤的比例決定其發電成本，煤價占整個發電成本的三分之二，電企會根據煤炭市場的價格來調整長協和市場煤的結構。

實際上，目前江蘇、浙江兩省電煤合同價格主要有三種形式：一是長協年度價格，指年度合同有數量且有明確的價格形成機制，按月計算確定;二是長協月度價格，指年度合同有數量且有明確的價格形成參考依據，按月協商確定;三是長協現貨價格，指年度合同有數量但無明確的價格形成機制或參考依據，隨行就市確定。

2016年以來，煤炭成本對電廠效益的影響尤為明顯。某電廠人士給記者算了一筆賬，2016年該企業發電126億千瓦時，產生利潤12億元;2017年預計發電123億千瓦時，但利潤可能只有2億—3億元。

D電企參與期貨積極性提升

動力煤期貨上市近4個年頭，從2016年下半年至今，業內人士普遍認為下游電企參與度提升。

期貨日報記者發現，從動力煤期貨剛上市企業鮮有參與，到目前的普遍參與，經營困難倒逼企業尋求出路是重要原因。

一是在現貨市場采購成本難以壓縮的情況下，部分電企轉向期貨市場對沖風險。目前情況下，電企普遍傾向于增加長協采購，但是長協供應有限，幾家電企也表示目前長協煤比例較小。與五大電廠相比，長協量不足是其采購成本增加的主因。進口煤本來是沿海沿江電廠降低成本的途徑之一，但目前進口煤受限使進口成本與風險增加，對后期進口量或多或少會有影響。

二是動力煤1701合約修改交割品后，幾家電廠普遍表示對目前交割品品質比較放心，浙江某集團建立專業的期貨團隊，在期貨上進行套保，甚至參與交割。江蘇幾家電企也表示有參與期貨的意向，后期交割品品質如果進一步提高，企業參與度將更高。