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市场分析:2011年上半年市场分析2011.6.23[1].doc
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1、二0一一年上半年联合体市场分析华东煤炭销售联合体秘书处 2011.6.282011年上半年国民经济继续保持较快增长,在十二五开局之年、庆祝中国共产党成立90周年,应对通货膨胀和输入性通膨的背景下,国家实施紧缩性的货币政策,对高耗能行业的结构调整开始发挥作用,同时人民币继续保持小幅升值状态,以及应对国际金融后危机时代,保民生需要的大局出发,一季度国内生产总值完成96311亿元,比2010年同期增长9.7%。根据2010年上半年国内生产总值完成173615亿元人民币,以此为基点进行预测,2011年上半年国民经济增长预计在9.5-9.7%,经济总量预测达到190108-190455亿元人民币。根据2
2、010年全年国内生产总值397983亿元,预计今年将完成433800-435800亿元人民币。从各地“十二五”规划和实际增长水平分析,预计经济增长速度将会高于此基准预测,从高耗能行业的增长速度回落进行分析,今年上半年国民经济实际增长水平可能会略高于高于10%。上半年存在的主要问题是,经济增长放缓和税收的高增长形成对比,资源性和农产品价格上涨推高物价水平,中小企业资金紧张状况开始出现,在劳动力成本提高、资源价格上涨、人民币升值的共同影响下,部分外贸加工经营企业经营困难。一、煤炭指标完成情况分析。(一)煤炭生产根据统计快报2011年五月煤炭产量完成31500万吨,同比增加3459万吨,增长幅度为1
3、2.3%。1-5月份煤炭产量完成145290万吨,同比增加17268万吨增长13.5%,平均每月增加产量3453万吨。2010年上半年煤炭快报产量完成157111万吨,产量增速达到20.2%,占当年煤炭产量的48.49%。预计今年上半年煤炭产量完成17.6亿吨左右。全年预计完成煤炭产量36.6亿吨。其中,1-5月份,内蒙古生产原煤36950万吨,占全国煤炭产量的25.43%,同比增加9899万吨,增长36.6%,占同期全国煤炭增长量的57.3%。表1 2011年上半年煤炭产量参考数据 单位:万吨 月份一月二月三月四月五月六月预测合计产量28000212702800030000315003150
4、0176000从和国内资源相关的的煤炭进出口情况分析,2010年出口煤炭1903万吨,进口1.65亿吨,净进口1.46亿吨。其中,焦煤进口量4727万吨,同比增长37%,占同期进口量的32.38%。在全球9亿吨的煤炭贸易量中,我国煤炭2010年进出口总量达到1.85亿吨,贸易占比为20%。2011年5月我国进口煤炭1340万吨,比去年的1100万吨增加240万吨、增长21.82%,比今年4月1110万吨的煤炭进口量增长20.72%。煤炭进口量自2月份下降至676万吨之后,连续三个月保持上涨。今年1-5月,中国煤炭进口总量为5688万吨,较去年6898万吨的同期水平减少1210万吨、跌幅为17.
5、54%。考虑到国家将煤炭进口关税降低到13%,也就是说在进口煤价平均900元/吨的基础上,预测可能降低进口动力煤煤炭成本在每吨35元左右,可以降低炼焦精煤约100元/吨,对于进口没有太大的促进作用。根据国内经济降温、人民币升值、降低进口环节税、国内资源供应特点等综合作用分析,预计全年煤炭净进口在1.5亿吨左右。全年国内消费煤炭资源量将会达到37.5亿吨左右,比上年增加约10%,或将高于同期国民经济增长水平。表2 2010年,全球煤炭消费量前十的国家排名国家消费量(百万吨油当量)与09年比变动幅度占全球总量中国1713.510.1%48.2%美国524.65.7%14.8%印度277.610.8
6、%7.8%日本123.713.7%3.5%俄罗斯93.82.1%2.6%南非88.71.1%2.5%德国76.56.7%2.2%韩国76.010.8%2.1%波兰54.03.9%1.5%澳大利亚43.4-16.1%1.2%(二)煤炭运输中转5月份全国铁路运输煤炭18613万吨,同比增加1847万吨增幅11%。1-5月份铁路发运货物160933万吨,全国煤炭铁路运量完成92263万吨,同比增加10919万吨,增幅13.4%,低于同期煤炭产量增幅0.1个百分点,占当期铁路货物发运量的57.33%。其中电煤累计完成65604万吨,同比增加9413万吨,增幅16.4%。1-5月份大秦线完成煤炭运输17
7、882万吨,同比增加1489万吨,增幅9.1%。侯月线完成7426万吨,增加105万吨增幅1.4%。大秦线、侯月线运量占煤炭运量的27.43%,比上年同期下降1.7个百分点,合计增加煤炭运量1594万吨占当期铁路煤炭运输增加量的14.60%。表3 2011年上半年煤炭铁路运量参考数据(六月为预测值) 单位:万吨、辆月份一月二月三月四月五月六月*合计月均/日均运量18730169811845515633186131880011106318510电煤运量1348912276129101119912922130007860413100日均装车69869696246792365573687876900
8、041077668462电煤日装车46973469424513041838439034700027176845295从表3结合表1中我们可以看出,今年四月份煤炭产量完成情况良好,同月份煤炭运量以及电煤运量都出现明显下降,运量和装车量甚至低于2月份的28天完成的数量,四月份出现发电用煤紧张的问题也就找出了答案。五月份电煤装车和运量虽然勉强有所好转,仍然低于1、2月份完成水平。如果结合三月份以后国际煤价上涨以后,国内进口煤炭减少,而在同期部分地区遭遇干旱天气影响,水电出力不足,对火电的依赖程度提高,电煤紧张的问题再度延续。5月份全国港口中转煤炭5778万吨,同比增加882万吨增幅18%。其中内贸煤
9、炭完成5705万吨,同比增加927万吨增幅19%。5月末全国港口煤炭库存1870万吨,同比增加72万吨增幅4%。1至4月份,规模以上港口完成煤炭及制品吞吐量6.0亿吨,同比增长18.2%。其中,完成内贸吞吐量5.4亿吨,同比增长22.8%;完成外贸吞吐量5797万吨,同比下降12.5%,其中外贸进港吞吐量4840万吨,同比下降17.6%。从国内、国际煤炭价格,以及煤炭出口税收的因素分析,今后煤炭进口将会逐年增加,出口出现不断递减状况。(三)煤炭价格一季度澳大利亚BJ动力煤离岸价格平均值128美元/吨,同比涨幅接近30%;纽卡斯尔动力煤价格最高136.3美元/吨,同比涨幅43%;炼焦煤的平均价格
10、285美元/吨,并一度达到350美元/吨的历史高位。同期国内市场煤炭价格保持同步运行,上涨幅度略低于国际市场,从联合体价格同比分析发现存在更大的后发优势。(四)重点行业情况1、电力:在需求不断增长的作用下,全国发用电量持续较快增长,5月份增速环比略有回落,5月份水电发电量出现负增长,月度火电发电量连续5个月超过3000亿千瓦时;发电设备利用小时略高于上年同期,但5月份的水电设备平均利用小时为近几年来同期最低水平。1-5月份,全国规模以上电厂发电量18162亿千瓦时,同比增长12.8%,预计上半年全国发电量完成,22300亿千瓦时,全年发电量4.75万亿千瓦时。其中,1-5月份水电发电量2078
11、亿千瓦时,同比增长16.8%,高于电力增长速度4个百分点,高于火电增长速度4.7个百分点,上半年水电对于发电和经济增长的仍然贡献仍然是正面的。1-5月份水电占同期全部发电量的比重为11.43%,比上年同期占比13.15%下降1.72个百分点。5月份全国规模以上电厂水电发电量511亿千瓦时,同比下降2.9%,增速由正转负,长江中下游干旱已经严重影响水电出力。比上年水平虽然下降,比今年以来的效果要好,基本上是由于去年同期水电增速强劲高达16.4%所致,今年五月份水电发电占比提高到13.55%,仍高于1-5月份平均水平。5月份,水电出力下降明显主要表现在局部地区,供需比较紧张省份的火电发电量增长较快
12、,如浙江增长24.6%,江苏(水电占比基本为零)增长15.4%,福建增长70.6%,江西增长37.6%,湖北增长41.0%,湖南增长61.8%,重庆增长53.8%。1-5月份,全国规模以上电厂火电发电量15278亿千瓦时,同比增长11.1%,电煤消耗量7.25亿吨。预计上半年火电发电量完成18300亿千瓦时,发电煤耗8.7亿吨。占同期国内煤炭产量的比重的50%,约占同期煤炭资源消费量的48%。全年火电发电量预计完成3.7万亿千瓦时,占发电量比重78%,发电煤耗17.8亿吨,占煤炭消费量的50%强。1-5月份,全社会用电量18545亿千瓦时,同比增长12.0%。1-5月份,全国工业用电量1368
13、2亿千瓦时,同比增长11.5%。其中,轻、重工业用电量同比分别增长10.8%和11.7%。1-5月份,化工、建材、钢铁冶炼、有色金属冶炼四大重点行业用电量合计6130亿千瓦时,同比增长10.9%,比全社会用电量增速低1.1个百分点。5月份,四大重点行业用电量1317亿千瓦时,同比增长9.1%,比4月份降低2.6个百分点。四大重点行业合计用电量的增速、所占比重、贡献率的同比、环比均出现不同程度下降,说明今年一季度主要由高耗能用电形势旺盛带动的全社会用电加快增长的势头正在逐步减弱,政策调控作用有所显现。上半年的用电紧张应该表现为由于水电减发而出现局部电力供求失衡。1-5月份电力消费弹性系数预计为1
14、.33,这一数据反应当前国民经济增长仍然依靠高耗能行业的发展和支撑大的基本局面没有得到良好的改观。火电新开工规模同比明显减少,东、中部地区装机增长缓慢1-5月份,全国基建新增发电装机容量2449万千瓦,比上年同期少投产369万千瓦,主要是火电新增装机比上年同期减少497万千瓦。1-5月份,水电、并网风电分别新增393万千瓦和409万千瓦,并网太阳能光伏发电新增9.78万千瓦。1-5月份,全国新开工发电装机规模比上年同期减少413万千瓦,其中火电新开工规模同比减少852万千瓦左右。5月底火电在建规模7400万千瓦,比上年同期减少1010万千瓦。截至5月底,全国6000千瓦及以上发电设备容量955
15、69万千瓦,比上年同期净增9613万千瓦;其中水电设备容量18670万千瓦占19.53%,火电72119亿千瓦占75.46%,核电1082万千瓦,并网风电3637万千瓦;全国6000千瓦及以上发电设备容量以及火电设备容量分别同比增长11.1%和9.2%,分别低于全社会用电量增速0.9和2.78个百分点。分区来看,新增装机明显向西部、东北地区倾斜,1-5月份,西部、东北地区发电装机容量同比分别增长16.7%和13.5%,均高于同期全社会用电量增速15.6%和9.1%;中部、东部地区同比分别增长8.6%和8.1%,也都低于同期全社会用电量增速11.7%和10.8%,发电有效生产能力增速低于需求增速
16、,导致电力供需形势总体比上年趋紧。3 月以来,全国部分地区出现淡季电荒,中电联预计夏 季用电高峰时段电力缺口高达 3000 万千瓦,为 2004 年电荒以来的最大缺口。导致电荒的因素是多方面的,包括:1) 煤炭供需结构不平衡;3)合同兑现率低、部分合同被倒卖;3)火电企业亏损严重,部分机组缺煤停机;4)中部地 区旱灾导致水电出力不足;5)高耗能行业集中复产;6)跨区域输电能力不足。但是,导致电荒的根源是现行的“市 场煤、计划电”体制下煤电关系未能理顺。煤炭市场化走回头路的概率较低,未来改革的核心在于电力的市场化。电荒刺激下电价改革有望逐步启动,煤价继续上涨的空间将打开。在煤电关系尚未理顺的背景
17、下,合同煤价格时常 受到国家的管制。目前港口动力煤现货价格为 845 元/吨,年初以来均价为 797 元/吨,分别高出合同价 275 元/吨和 227 元/吨,这也是导致合同煤兑现率偏低和合同煤倒卖现象严重的直接原因。在电荒刺激下,未来电价有望逐步放 开,现货煤价的上涨空间将打开。而发电企业的经营压力得到缓解后,政府对合同煤价的控制将会松动。华东电网:据统计,今年1至5月份,华东(四省一市,不含山东、江西)全网统调最高用电负荷达1.504亿千瓦,同比增长12.61%;全网统调用电量4172.28亿千瓦时,同比增长15.2%。截至5月底,华东全网统调装机容量为1.8亿千瓦,占全国发电装机容量的1
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