动力煤半年报:供需格局转变缓慢 趋势转折仍需等待

1评论 2018-07-07 11:43:26 来源:东证期货 作者:顾萌 "A股豪门"操盘术曝光!

  走势评级:动力煤:震荡

  报告日期:2018年07月06日

  ★利润高位加之工业活动南移,下水煤需求依然旺盛:

  上半年电力需求维持高增速,由于工业企业利润依然处于高位,第二产业用电需求短期回落风险有限。北方环保限产导致工业活动有南移迹象,使煤炭下水需求出现结构性偏旺格局。水电发电量边际提升,但增量有限,尚无法对火电带来明显冲击。

  ★主产区增产决定保供力度,进口量下半年或有回落:

  由于安监和环保力度较大,上半年主产区煤炭产量增量有限。目前来看,发改委提出的30万吨/天增产保供目标有完成的基础,但持续性难以保证。在环保压力较大的阶段,主产区供给释放不足将难以起到抑制煤价作用。而随着蒙冀线运力的增加,北方港口煤炭调入规模基本能够满足旺季吞吐量需求,港口库存下降风险明显降低。进口方面在总量控制原则下,下半年将有减量,但进口政策将成为供给边际调节工具。

  ★下半年动力煤市场展望及投资建议:

  下半年动力煤市场多空交织,需求依然旺盛加之主产区增产稳定性不足降低了煤价下行风险。而港口铁路运力的提升以及煤价高位阶段政策性保供要求也限制了价格继续上行的空间。而进口政策的变动以及主产区产量的波动可能导致煤价在节奏上呈现旺季不旺、行情提前透支的格局。我们认为下半年动力煤主力合约运行主要区间在550-650元/吨,价格重心或有所下移。由于旺季价格上行动力有限,建议尝试9-1反套,而在进口再度收紧、产地受环保影响期价则以1-5正套为主。

  ★风险提示:

  需求大幅超预期或进口政策持续收紧、产地供给明显受压将导致煤价继续趋势上行;需求受贸易战影响走弱或产地供给释放幅度较大将导致煤价持续回落。

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  利润高位加之工业活动南移,下水煤需求依然旺盛

  1.1、电力需求增速回落风险有限,工业活动南移支撑下水煤需求

  2018年上半年,国内电力需求依然维持高速增长,增速也超出了此前市场普遍预期。1-5月全社会用电量累计同比增长9.75%,其中第二产业用电量累计增长7.75%、第三产业用电量累计同比增长15.12%、城乡居民生活用电累计同比增长13.91%。从历史规律来看,全社会用电量需求与货币周期有相当密切的规律。但在本轮周期中,不管是从M1、M2增速趋势还是以M1与M2剪刀差的角度来看,电力需求增速似乎都与货币周期出现了背离,即电力需求增速上行时间明显长于货币宽松周期。

  我们认为出现以上情况的原因可能在于以下几点:一是2003年以来,本轮货币宽松阶段M1增速高点仅次于2008年金融危机时期,且收缩阶段的力度比较缓和,造成需求回落的压力滞后释放。二是由于供给侧改革的原因,尤其是上游工业品价格反弹的周期延长,规模以上工业企业利润回升的时期也有所拉长,导致工业品产能利用率维持高位,第二产业用电量也处于高增速。三是从电力需求结构来看,2018年,第二产业用电量在全社会用电量中的比重下降了两个百分点左右,而第三产业用电量占比相应有所提升。因此,第三产业用电量处于较为稳定的高增长状态对全社会用电量也带来了较大的贡献。

  从总量上来看,由于货币增速仍处于回落状态,向中观层面的传导还在持续。而随着外部风险和压力的加大,国内货币政策放松的难度也比较大,电力需求依然面临着回落的压力。不过,仅从下半年来看,电力需求增速回落的风险还相对有限。从第二产业需求来看,第二产业用电量增速的明显回落往往伴随着工业企业利润增速大降,下半年第二产业用电量尚未呈现出明显的下行风险,而第三产业电力需求结构性的提升对电力需求总量也有一定的支撑。

此外,港口动力煤平仓价依然保持着与沿海电厂需求比较好的联动关系,下水煤需求对于东南沿海城市的电力需求更为敏感。而从电力需求的区域性结构来看,北方传统工业省份的用电量同比基本都已经呈现出触顶态势,而南方沿海省份电力需求增速仍在回升,这也是造成下水煤需求结构性旺盛的原因之一。

【半年度报告——动力煤】供需格局转变缓慢,趋势转折仍需等待

【半年度报告——动力煤】供需格局转变缓慢,趋势转折仍需等待

  此外,港口动力煤平仓价依然保持着与沿海电厂需求比较好的联动关系,下水煤需求对于东南沿海城市的电力需求更为敏感。而从电力需求的区域性结构来看,北方传统工业省份的用电量同比基本都已经呈现出触顶态势,而南方沿海省份电力需求增速仍在回升,这也是造成下水煤需求结构性旺盛的原因之一。

  由于以“2+26”城市为代表的北方传统工业地区频繁受到环保限产的影响,工业活动出现一定的南移迹象。2018年以来,浙江、广东、福建工业增加值同比普遍好于河北、山东、山西。从反映工业需求的水泥产量中也体现出,北方地区受环保限产影响的时段,东南沿海的工业活动则相对更加旺盛。因此,2018年六大电厂日耗情况也出现非常明显的分化情况。在江苏、山东地区煤电装机比重较大的国电,上半年耗煤情况大体不及去年水平,而区域性电厂浙电耗煤量则明显较去年更为旺盛。在下半年北方地区频繁受到环保督查因素影响的情况下,工业活动的南移依然会对煤炭下水需求形成带动。

【半年度报告——动力煤】供需格局转变缓慢,趋势转折仍需等待

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此外,今年以来气温变化较大也是造成电力需求波动明显的重要因素。5月大部分南方城市气温出现明显上升,并高于去年同期是造成下水煤需求旺盛、淡季价格上涨的原因之一。而6月华南省份气温则有小幅环比回落,导致沿海电厂日耗并未继续上行。根据国家气候中心统计,2018年(截至6月27日),全国平均气温较常年同期偏高0.9摄氏度,而各省2018年6月平均气温与2017年最高月均气温相比,大部分依然偏低2摄氏度以上。从这一角度来看,旺季需求尚未得到完全释放,7-8月沿海电厂日耗依然有继续上升的空间。

  此外,今年以来气温变化较大也是造成电力需求波动明显的重要因素。5月大部分南方城市气温出现明显上升,并高于去年同期是造成下水煤需求旺盛、淡季价格上涨的原因之一。而6月华南省份气温则有小幅环比回落,导致沿海电厂日耗并未继续上行。根据国家气候中心统计,2018年(截至6月27日),全国平均气温较常年同期偏高0.9摄氏度,而各省2018年6月平均气温与2017年最高月均气温相比,大部分依然偏低2摄氏度以上。从这一角度来看,旺季需求尚未得到完全释放,7-8月沿海电厂日耗依然有继续上升的空间。

1.2、水电发电量略有回升,但增量预计有限

  1.2、水电发电量略有回升,但增量预计有限

  今年以来,我国降水总体呈北多南少的格局。东北地区以及黄河流域降水偏多,而长江和珠江流域降水量偏少。长江流域的降水量不及往年造成一季度水电出现负增长。5月长江流域降水量回升,三峡出库流量也阶段性明显高于去年同期,水电发电量同比由负转正。但仅就目前来看, 6月长江流域不管是降水量水平还是三峡出库流量都再度回落,水电发电量同比增速或明显回落,甚至回到负增长状态。

从国家气候中心对7-8月的降水预测情况来看,预计进入旺季,长江流域降水情况将较6月有比较明显的好转,而华南地区少雨的状况并没有明显的改变。同时,除了长江中游部分地区外,长江流域的其他区域的降水量基本上处于和常年同期接近的水平。由此来看,7-8月水电发电量出现边际回升的概率较大,但还难以对火电需求形成明显的替代和抑制作用。尤其是华南地区,火电需求依然比较旺盛。

【半年度报告——动力煤】供需格局转变缓慢,趋势转折仍需等待

【半年度报告——动力煤】供需格局转变缓慢,趋势转折仍需等待

  从国家气候中心对7-8月的降水预测情况来看,预计进入旺季,长江流域降水情况将较6月有比较明显的好转,而华南地区少雨的状况并没有明显的改变。同时,除了长江中游部分地区外,长江流域的其他区域的降水量基本上处于和常年同期接近的水平。由此来看,7-8月水电发电量出现边际回升的概率较大,但还难以对火电需求形成明显的替代和抑制作用。尤其是华南地区,火电需求依然比较旺盛。

  1.3、水泥常态化限产,建材耗煤需求偏弱

  水泥行业开始实行常态化错峰生产以来,水泥产量频繁受到限产影响,增量非常有限。另外,2018年山西、四川、河南等11省陆续出台水泥行业夏、秋季错峰限产,下半年水泥需求将更为明显的受到限产因素影响,耗煤需求预计将继续出现下降。

【半年度报告——动力煤】供需格局转变缓慢,趋势转折仍需等待

  综上,在工业企业利润增速依然较高的情况下,下半年电力需求总量依然比较旺盛,短期明显回落的风险有限。同时由于环保限产造成的部分工业活动转移,增加了东南沿海省份的电力需求弹性,下水煤需求也存在着结构性偏旺的情况。而就迎峰度夏旺季来看,在气温仍有回升空间,以及水电增量有限的状态下,沿海电厂日耗还将继续上升。不过由于国内货币政策转为偏宽松的空间有限,贸易战风险也对经济增长前景形蒙上了阴影,被推迟的需求回落压力依然在等待触发因素。另外,由于环保限产的压制,水泥等建材耗煤需求将出现回落。

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  主产区增产决定保供力度,进口量下半年或有回落

  2.1、上半年国内供给增量有限,主产区保供压力较大

  2018年上半年,国内产能增减情况相对比较平衡,季调后的原煤日均产量依然处于平台震荡状态。而由于下游需求旺盛,重点煤矿维持低库存,因此在一季度价格回落过程中,坑口煤价相对于港口煤价更为坚挺。

  从结构上来看,煤炭供给继续呈现向主产区集中的趋势。1-5月,晋陕蒙三省原煤产量占全国的比重从2017年末的66.82%提升到67.94%。晋陕蒙三省日均产量同比小幅回升,而非三西地区原煤产量依然呈现进一步下降的态势,2018年1-5月非三西地区原煤日均产量约297万吨,2017年日均产量313万吨,非三西地区整体减产幅度约在日均15万吨左右。因此,主产区增产对煤炭保供起到了决定性的作用。根据5月中旬发改委的表态,为了达到保供目的,晋陕蒙地区要力争实现每日30万吨以上的增产以实现保供稳价的作用。

【半年度报告——动力煤】供需格局转变缓慢,趋势转折仍需等待

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  不过,发改委提出的三西地区30万吨/天的增产目标在基数上比较模糊。2018年1-5月,晋陕蒙三省原煤日均产量约为629万吨/天,与2017年全年630万吨的日均产量基本持平。如果以此为基数进行增产,晋陕蒙三省日均产量稳定在660万吨以上就已经实现了增产的目标。根据国家统计局数据,晋陕蒙三省4-5月合计日均产量都在665万吨左右。以此标准来衡量,完成增产目标的难度不大。如果在发改委提出该要求的时点,即4、5月日均产量的基础上再增产30万吨以上,三省日均产量要稳定的保持在接近700万吨的水平,全国煤炭日均产量能够达到1000万吨左右。整体来看,我们认为700万吨左右的日均产量更加接近发改委的保供目标。一方面,若非三西地区日均产量维持300万吨以下,而主产区近保持660万吨的日产,全国日均产量仅为960万吨,难以称之为增产;另一方面从4-5月实际情况来看,由于进口煤受限叠加电力需求超预期,主产区660万吨以上的日均产量对于稳定煤价的作用也非常有限。如果6-12月全国日均产量能够维持在1000万吨左右,全年产量大致能够达到35.4亿吨附近,同比增量接近1亿吨。我们认为在这种情况下基本能够起到稳价保供的作用。

不过从实际情况来看,晋陕蒙地区稳定达到700万吨的日均产量还有比较大的难度。从近两年晋陕蒙地区原煤产量变化来看,仅有2017年12月接近这一产量目标,基本意味着主产区需要维持满负荷生产的状态。

  不过从实际情况来看,晋陕蒙地区稳定达到700万吨的日均产量还有比较大的难度。从近两年晋陕蒙地区原煤产量变化来看,仅有2017年12月接近这一产量目标,基本意味着主产区需要维持满负荷生产的状态。

  从晋陕蒙三省原煤产量结构来看,4-5月山西和陕西省原煤日均产量整体呈现环比增长的态势,但内蒙古日均原煤产量不增反降。原因主要在于环保“回头看”以来督查组进驻后部分露天煤矿停产导致的产量下降。7月督查结束后,内蒙古煤炭产量将得到一定的恢复。但8月中旬,环保督查组将进驻汾渭平原,对陕西地区煤矿的环保检查力度将有所提升。虽然煤矿环保问题并不十分突出,但在督查频繁的情况下,对于产量的释放也会造成抑制。因此,主产区产量存在边际回升的空间,但边际增量达到30万吨/天还有比较大的压力。

  另外,如果区分煤矿类型,经过2017年的恢复性增长,国有重点煤矿的产量水平维持稳中略有升的态势,产量同比增幅在逐渐收窄。而非重点煤矿是造成产量边际波动的主要因素。也就是说,在安监、环保等监管影响偏弱的阶段,非重点煤矿的增产会带来供给总量回升。而在重大活动期间或出现安全事故、环保督查力度较强的情况下,非重点煤矿的供给释放将受到明显的抑制。从这一角度来看,重点煤矿供给稳定,但增产边际贡献有限。而非重点煤矿的增产则很大程度上有赖于政策监管的程度,其中也有较大的不确定性。总体来看,全国原煤日均产量可能阶段性上升到1000万吨左右,但增产的幅度和稳定程度难以得到保障。

2.2、蒙冀线缓解运力压力,北方港库存下降风险明显降低

  2.2、蒙冀线缓解运力压力,北方港库存下降风险明显降低

  由于东南沿海省份电力需求偏旺,以及非主产区去产能的影响,港口煤炭下水需求同样存在结构性增量。在三西地区增产保供的同时,港口煤炭下水的增加有赖于铁路运力的保障。从秦皇岛港、曹妃甸港、黄骅港、京唐港(包括国投京唐港和京唐港煤炭公司)合计的铁路调入量变化来看,5月中旬以来北方港铁路调入量有明显的增加,调入量波动重心从去年下半年以来的145万吨附近的水平上升到了160万吨以上,高点能够达到170-180万吨。北方港调入增量主要贡献来自于蒙冀线的运力增量,5月中旬蒙冀线开行大列以来,曹妃甸港铁路调入量大幅上升,相较于2017年末15万吨左右的日均调入量来看,目前调入量基本能够增加8-10万吨/天。另外,虽然铁路运力已经接近饱和,大秦线也有一定的增量贡献,5月以来,秦皇岛港日均铁路调入量在接近64万吨左右的水平,与2017年同期相比,日均增量在4万吨附近。国投京唐港和京唐港煤炭公司铁路调入量虽然波动较大,但也有小幅增加。目前来看黄骅港整体铁路调入量水平与去年相比并没有明显的增加。

  以近期北方主要港口15万吨/天左右的铁路调入增量来看,如果能稳定维持这一水平,铁路运力的增加大致可以增加年化5500万吨左右的北方港口下水煤供给。而其中,蒙冀线的运力增量主要来自于其大列开行后的运能提升,可以认为是相对稳定的铁路运力增量。而5月份大秦线日均煤炭运量达到130万吨左右,基本已经达到了其运力极限,能稳定维持这一运量水平有比较大的难度。因此,我们认为下半年北方主要港口的铁路调入量大约较去年同期水平能够有日均10-15万吨左右的稳定增量,即合计日均铁路调入量基本能够维持在155-160万吨。

【半年度报告——动力煤】供需格局转变缓慢,趋势转折仍需等待

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【半年度报告——动力煤】供需格局转变缓慢,趋势转折仍需等待

  从2017年上述北方港口的煤炭吞吐量情况看,旺季期间港口合计吞吐量上限大致在160万吨,淡季降至140万吨附近。即使考虑到2018年沿海电厂耗煤需求依然有同比增量,假设港口吞吐量上限增加10%,达到175万吨左右,目前的铁路调入的极限水平也能够达到这一要求。而如果港口铁路调入日均水平能够维持在155万吨以上,北方港整体煤炭库存下行的风险就会大大降低。淡季如果坑口发运积极,港口则有可能明显累库存。因此,与市场主流观点不同,我们认为随着蒙冀线运力的释放,下半年铁路运力方面对于保供不会造成明显的制约。

  2.3、进口收紧态度未改,下半年煤炭进口总量预计下行

  4月中旬进口煤政策收紧后,4-5月煤及褐煤进口量出现明显回落。同时,由于一季度煤炭进口的大幅回升,若基于进口总量不超过2017年的原则,6-12月月均进口量不能超过2150万吨,与去年同期相比回落幅度达到5%以上。从广义动力煤(含褐煤、烟煤,不含炼焦煤、无烟煤)的角度来看,5月动力煤进口量同比也明显下降。

  而随着进口政策收紧后造成煤价的反弹,在旺季保供压力下,南方港口通关时间开始缩短。同时,5月中旬以来印尼和澳大利亚进口动力煤价格优势有所扩大。根据Thomson Reuters监测的海运煤到港情况来看,6月澳大利亚煤炭到港量以及7月预计到港量明显回升。虽然其中包含了进口炼焦煤部分,但从内外价差角度来看,预计动力煤进口也有较大幅度反弹。同时,6月印尼煤炭到港量同样出现上升。而随着近期国内港口动力煤价格的回落,进口煤价格优势逐渐收窄,印尼煤依然具备相对较好的经济性,但澳洲煤进口贸易商的发运积极性或将有所回落。

  整体来看,政策方面对于动力煤进口控制的态度并没有明显的转变,旺季南方港进口通关虽然暂时放松,但淡季期间再度收紧的概率比较大。加之近期进口煤价格优势有所收窄,我们预计下半年进口环比上半年会有所减量。进口减量在秋季淡季期间的表现会更为明显,而到迎峰度冬期间,若供给再度出现紧张状况,进口政策依然有临时放松的可能。因此,一方面,下半年控制进口总量的政策态度依然维持;另一方面,进口政策也变相成为应对煤价波动的一种方式。

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【半年度报告——动力煤】供需格局转变缓慢,趋势转折仍需等待

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  下半年动力煤市场展望及投资建议

  下半年动力煤市场多空交织。需求方面,电力需求依然比较旺盛,由于工业企业利润依然维持比较高的水平,电力需求总量尚未看到明显回落的迹象,火电依然有望保持5%以上的同比增速。同时,在环保压力较大的情况下,工业活动向南方转移也加大了下水煤的结构性需求,导致沿海电厂日耗明显高于去年同期的水平。

  供给方面,主产区保供压力依然比较大。从以往产量变化来看,主产区在目前基础上完成30万吨/天的增产基本上处于最大负荷的水平,能否实现在很大程度上取决于安监和环保督查的力度。同时,在旺季结束后,进口政策大概率会再度收紧。从维持进口总量相当的角度来看,下半年进口煤也会出现边际回落。

  虽然以上两方面因素对于下半年动力煤价格产生支撑,但随着铁路运力等方面的增量,在坑口供给释放比较充分的情况下,抑制煤价上行的难度较以往两年有所下降。根据我们上文的分析,以现在的港口铁路调入能力来看,保障下游接货需求基本没有太大的问题,即使港口吞吐量较过去两年旺季水平继续回升,港口明显降库存的风险也比较低。因此,下半年能否抑制煤价最关键的因素还在于坑口煤炭供给的释放程度。

  另外,就电力需求与宏观环境出现背离的问题,我们依然持有需求下行的压力由于供给侧改革等因素对工业品价格的支撑而被延后。加之贸易战等宏观层面的风险仍在不断积聚,下行压力将逐渐由宏观层面传导到中观层面。因此,动力煤价格继续上行动力不足,但仅就下半年来看,也没有出现明显刺激价格趋势性下行的因素。

【半年度报告——动力煤】供需格局转变缓慢,趋势转折仍需等待

此外,从库存角度来看,上游煤矿依然处于低库存状态,尚未出现累积风险。下游电厂库存绝对水平高于过去五年均值,但可用天数相对正常。港口方面,由于贸易商囤货以及铁路运力的增加,北方大港和长江口煤炭库存依然明显高于以往历年的水平。以相对库存来衡量,近两年来,港口下水煤价格与北方港库存量和吞吐量的比例呈现一定的反向变动关系。且库存吞吐量比值在低于10的情况下,港口煤价大概率会呈上行趋势,而高于12则有下行压力。目前北方港的库存吞吐量比大致在11左右徘徊,还处于比较中性的水平。整体来看,由于港口和下游库存相对充裕,旺季动力煤价格上行动力有限。随着旺季后期电厂日耗回落,若坑口发运积极造成港口库存累积,煤价则有回落压力。而若煤价的回落以及淡季到来使得进口政策再度收紧,加之产地由于环保督查等因素供给释放季度不及预期,煤价或将再度反弹,导致出现旺季行情提前被透支的现象。

  此外,从库存角度来看,上游煤矿依然处于低库存状态,尚未出现累积风险。下游电厂库存绝对水平高于过去五年均值,但可用天数相对正常。港口方面,由于贸易商囤货以及铁路运力的增加,北方大港和长江口煤炭库存依然明显高于以往历年的水平。以相对库存来衡量,近两年来,港口下水煤价格与北方港库存量和吞吐量的比例呈现一定的反向变动关系。且库存吞吐量比值在低于10的情况下,港口煤价大概率会呈上行趋势,而高于12则有下行压力。目前北方港的库存吞吐量比大致在11左右徘徊,还处于比较中性的水平。整体来看,由于港口和下游库存相对充裕,旺季动力煤价格上行动力有限。随着旺季后期电厂日耗回落,若坑口发运积极造成港口库存累积,煤价则有回落压力。而若煤价的回落以及淡季到来使得进口政策再度收紧,加之产地由于环保督查等因素供给释放季度不及预期,煤价或将再度反弹,导致出现旺季行情提前被透支的现象。

综合来看,下半年动力煤价格上涨的空间以及回落风险都相对有限。而由于铁路运力的增加和进口政策变化调节边际供给的作用,动力煤价格弹性或有所减弱。我们预计动力煤主力合约主要运行区间将在550-650元/吨,价格重心或较上半年有所下移。

【半年度报告——动力煤】供需格局转变缓慢,趋势转折仍需等待

  综合来看,下半年动力煤价格上涨的空间以及回落风险都相对有限。而由于铁路运力的增加和进口政策变化调节边际供给的作用,动力煤价格弹性或有所减弱。我们预计动力煤主力合约主要运行区间将在550-650元/吨,价格重心或较上半年有所下移。

  在跨期套利方面,旺季现货价格上行空间有限,建议轻仓尝试9-1反套操作。由于下半年影响市场的重要因素在于包括主产区和进口在内的供给边际变化,在煤价淡季回落,进口政策再度收紧后或产地生产受环保影响的情况下可尝试1-5正套操作。

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  风险提示

  需求大幅超预期或进口政策持续收紧、产地供给明显受压将导致煤价继续趋势上行;需求受贸易战影响走弱或产地供给释放幅度较大将导致煤价持续回落。

  顾萌高级分析师(矿煤焦钢)

关键词阅读:动力煤 煤价格 港口铁路 电力需求 动力不足

责任编辑:卢珊 RF10057
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