2016年下半年以来，国内煤炭价格同比大涨，到2017年一季度已有近四成上市火电企业陷入亏损，上市煤企业绩则普遍飘红，近九成净利翻倍。当前正值夏季用电高峰，但内蒙古等地煤炭生产环节受到限制，电力企业面临的压力仍然不小。

7月9日至15日，郑商所、期货日报联合组织了华东地区动力煤下游电企调研活动。

动力煤期货助企业破解经营困局

A动力煤需求季节性更明显

近年来，随着需求增速趋缓，加之新能源的大力发展，水电、核电、太阳能优先上网，对火电有一定的挤出效应，火电行业传统意义上的“迎峰度夏”一度落空，但是今年电厂夏季用煤高峰有再现之势。

国家统计局17日发布数据显示，2017年6月全国绝对发电量5203亿千瓦时，同比增长5.2%。其中，全国火力绝对发电量3710亿千瓦时，同比增长6.3%;水力绝对发电量1044亿千瓦时，同比下降1.9%。2017年1—6月份全国绝对发电量29598亿千瓦时，同比增长6.3%。其中，全国火力绝对发电量22215亿千瓦时，同比增长7.1%;水力绝对发电量4613亿千瓦时，同比下降4.2%。

B进口煤通关时间延长

自7月1日起，禁止省级政府批准的二类口岸经营煤炭进口业务这一政策开始实施。一类口岸是指由国务院批准开放的口岸，包括中央管理的口岸和由省、自治区、直辖市管理的部分口岸;二类口岸指由省级人民政府批准开放并管理的口岸。

2017年1—6月，国内累计进口煤炭1.33亿吨，同比增长23.5%。面对进口煤激增的情况，相关部委高度重视，对于劣质煤进口的管控在逐渐加强。5月10日国务院常务会议指出，要坚决控制劣质煤进口。5月中旬，海关总署召集行业龙头企业，要求电企控制进口煤，并会尽快修订相关管理办法加强监管，电企签订的新进口煤合同要求减量，控制相关口岸开放。

C沿江电企微利经营

作为唇齿相依的上下游产业，我国煤炭和电力行业一直处于“零和博弈”状态。

在华东地区的电企调研中，企业人士告诉记者，对于火电企业来说，煤价超过580元/吨，企业就有亏损的可能。目前沿江部分电企是微利或盈亏平衡状态，内地很多电企从去年就开始亏损。

据上述电企人士介绍，一个企业拿到长协煤的比例决定其发电成本，煤价占整个发电成本的三分之二，电企会根据煤炭市场的价格来调整长协和市场煤的结构。

实际上，目前江苏、浙江两省电煤合同价格主要有三种形式：一是长协年度价格，指年度合同有数量且有明确的价格形成机制，按月计算确定;二是长协月度价格，指年度合同有数量且有明确的价格形成参考依据，按月协商确定;三是长协现货价格，指年度合同有数量但无明确的价格形成机制或参考依据，随行就市确定。

2016年以来，煤炭成本对电厂效益的影响尤为明显。某电厂人士给记者算了一笔账，2016年该企业发电126亿千瓦时，产生利润12亿元;2017年预计发电123亿千瓦时，但利润可能只有2亿—3亿元。

D电企参与期货积极性提升

动力煤期货上市近4个年头，从2016年下半年至今，业内人士普遍认为下游电企参与度提升。

期货日报记者发现，从动力煤期货刚上市企业鲜有参与，到目前的普遍参与，经营困难倒逼企业寻求出路是重要原因。

一是在现货市场采购成本难以压缩的情况下，部分电企转向期货市场对冲风险。目前情况下，电企普遍倾向于增加长协采购，但是长协供应有限，几家电企也表示目前长协煤比例较小。与五大电厂相比，长协量不足是其采购成本增加的主因。进口煤本来是沿海沿江电厂降低成本的途径之一，但目前进口煤受限使进口成本与风险增加，对后期进口量或多或少会有影响。

二是动力煤1701合约修改交割品后，几家电厂普遍表示对目前交割品品质比较放心，浙江某集团建立专业的期货团队，在期货上进行套保，甚至参与交割。江苏几家电企也表示有参与期货的意向，后期交割品品质如果进一步提高，企业参与度将更高。