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全国煤企50强及产量超千万吨煤矿名单发布 2020-08-20
2020中国煤炭企业50强入围企业营业收入总额达4.15万亿元,同比增长4.8%,海外营业收入占比为5.78%。其中,35家企业营业收入同比保持增长,11家企业保持10%以上的增长,营业收入超过1000亿元的企业有14家,占50强营业收入总额的比重近8成。2020中国煤炭企业50强中,前12家企业上榜世界500强,较上年增加1家,中国中煤能源集团有限公司首次登榜。12家企业的营业收入、净利润、煤炭产量分别为2.98万亿元、1013.43亿元、18.58亿吨,占2020中国煤炭企业50强的71.81%、67.97%、67.66%。行业集中度不断提升。2020中国煤炭企业50强共拥有煤矿1229处,平均产能提高至264.5万吨/年,完成煤炭产量27.46亿吨,占2019年全国煤炭产量的比重为71.33%。煤炭产量千万吨以上企业共38家(据中国煤炭工业协会统计,全国在产千万吨级煤矿已达52处),其中,亿吨级煤炭企业达到7家,5000万吨以上企业达到17家。2020中国煤炭企业50强总资产7.63万亿元,同比增长2.55%。所有者权益2.41万亿元,净资产收益率为7.2%。共实现利润2199.42亿元,占全国规模以上煤炭企业利润的比重为77.7%,其中,净利润1490.99亿元,同比增长11.4%。46家企业实现盈利,44家企业净利润同比增长。上缴利税3363.11亿元,同比增长3.55%。2020中国煤炭企业50强从业人员总数为284.44万人,同比下降3.43%,人均产值146.02万元,同比增长8.59%,人均净利润5.24万元,同比增长15.32%。人均年收入9.48万元,同比增长8.46%。附件22020中国煤炭企业煤炭产量千万吨以上企业名单1亿吨以上企业(共7家)排名企业名称煤炭产量/万吨1国家能源投资集团有限责任公司51,4772中国中煤能源集团有限公司20,9753大同煤矿集团有限责任公司17,9284陕西煤业化工集团有限责任公司17,8235兖矿集团有限公司16,6026山东能源集团有限公司11,1107山西焦煤集团有限责任公司10,4825000万吨~1亿吨企业(共10家)排名企业名称煤炭产量/万吨8晋能集团有限公司9,2199阳泉煤业(集团)有限责任公司8,37710山西潞安矿业(集团)有限责任公司8,34611河南能源化工集团有限公司8,06612冀中能源集团有限责任公司7,53913中国华能集团有限公司(煤炭板块)7,45014淮河能源控股集团有限责任公司7,38915山西晋城无烟煤矿业集团有限责任公司7,09216内蒙古伊泰集团有限公司7,01417华电煤业集团有限公司5,5731000万吨~5000万吨企业(共21家)18内蒙古汇能煤电集团有限公司4,81319内蒙古霍林河露天煤业股份有限公司4,60020黑龙江龙煤矿业控股集团有限责任公司4,02921山西煤炭进出口集团有限公司3,91222中国平煤神马能源化工集团有限责任公司3,30423淮北矿业(集团)有限责任公司2,72224辽宁铁法能源有限责任公司2,55825开滦(集团)有限责任公司2,48426陕西榆林能源集团有限公司2,34427贵州盘江煤电集团有限责任公司2,05428徐州矿务集团有限公司1,92729安徽省皖北煤电集团有限责任公司1,72630内蒙古蒙泰集团有限公司1,50231满世投资集团有限公司1,48032奇趣腾讯分分彩app下载1,44733内蒙古伊东资源集团股份有限公司1,43834山西忻州神达能源集团有限公司1,30735北京昊华能源股份有限公司1,27936四川省煤炭产业集团有限责任公司1,13237重庆市能源投资集团有限公司1,00738彬县煤炭有限责任公司
疫情背景下,“十四五”能源发展亟需思考的问题 2020-08-07
截至7月下旬,新冠肺炎疫情已经蔓延至全球几乎所有国家,确诊人数超过1500万、死亡人数超过60万。目前对疫情持续时间及其相关影响的普遍预测,短则12-18个月,中则3年左右,长则“更加深远”。非常时期,非常思考,当此百年不遇之大变故,更需勇于打破思维定式与框框研判能源发展“十四五”。(文丨吴疆)1“十四五”能源规划是否需暂缓?新型冠状肺炎疫情的全球化、长期化给世界政治经济形势带来极大不确定性。对能源领域来说,一是需求难以预测,包括需求下跌的程度、延续的时间、恢复的节奏、疫后的情景等, 此刻都缺乏做预测的基本依据;二是社会生产生活方式被改变,如出口附加的能耗、非必要消费的能耗、大宗原材料的贸易与物流等,这些能够恢复到什么程度,此刻也难以预测;三是很多基本情况、基本问题还在演变,形势不明, 缺乏共识,决心难下。显然,在此背景下,预判 2025 年的能源发展非常困难,若将这些相当勉强的预测规划进一步分解强化为计划与行动, 无疑是不充分、不严肃的,理应慎作为、等一等。因此,能否暂缓“十四五”能源规划,将更多精力用于近半年或近一年尺度的事情,同时进一步跟踪研究、不断调整完善,待时机成熟、共识充分再行定稿发布?2我国需要什么样的“能源自给”?当前,除了低碳口号,还有“去煤化”和“控减油气”口号。其中,“去煤化”往往借助环保、减排等理由,“控减油气”则往往出于能源安全、能源自给等理由。二者的共同目的是建立一个以电网为核心平台、风能光能等可再生清洁能源(以及核电)占高比重的能源系统。排除部门利益竞争及资本市场博弈等因素,这样的构想,初衷是美好的,但合理性不足, 遑论可行性:一是,本次新型冠状肺炎疫情揭示,越是精密衔接的产业链,对外界冲击的适应性越差,而超大规模现代电网供需瞬间平衡、物理渠道单一、无法大量贮存、链接元件过多等因素都使其抵抗非电力冲击的能力变弱。二是,中国煤炭最清洁高效的利用方式恰在发电领域,最值得大力整治减排提效的则是散烧等非电力应用,发电结构“去煤化”不值一驳。三是,中国油气最大的应用场景并非军工军事或交通, 而是钢铁有色化工等高耗能产业,优先消耗境外资源是产业升级的结果,在维持较高油储、努力争夺定价话语权的前提下,不仅不必人为压减进口,反而更应扩大进口,有意识保护国内油气资源。总之,中国在持续提高电气化水平的同时, 一是要坚持品类多样化、来源多路径、发展多模式、渠道多选择的大国能源战略原则;二是要保持极限应变能力,基础网络多样化,分层分区可解列再平衡,适应潮流大规模纵深转移;三是要扎实持续提高能效,在当前消费临近达峰之际,将更多政策资源用于存量的优化与升级;四是要深度储备,即储备产品 储备资源 储备产能 储备技术 储备队伍。3能源产业如何抓住高水平城市化的契机?随着全球政治经济形势不确定性风险提高,中国经济暂转内向,侧重加强投资与拉动内需的概率同步增大。2009年四万亿规模的“铁公基”模式救市中,能源产业借重化工业实现反弹,但“十四五”期间重复上述模式的可能性较低,与高水平城市化相结合才是中国能源的新契机。在高水平城市化过程中,新兴建筑及存量改造将带来热、电、冷、节能等综合能源需求,电动汽车、轨道交通等将带来新的能源消费转移,数据中心、5G等将直接带来成规模的能源新需求,新型园区建设将带来对分布式能源系统的新要求,更多垃圾废弃物处理将带来对燃烧技术的专业诉求。特别是在水务、电力、燃气、供热等高水平城市化的基础网络的搭建与升级中,电力等传统能源企业在系统控制等技术层面、兜底运营等经营层面、政府监管等政策层面都拥有更成熟的经验,无疑也拥有更大的竞争优势。4“十四五”期间如何大力推进油储设施建设?新型冠状肺炎疫以来,“负油价”事件、“欧佩克 ”协调减产无力、美国油气公司破产等一系列事件均预示着,如果疫情长期化引发全球经济衰退,那么油气领域很难单纯通过政治外交等手段被拉回高油价区间。因此,预计“十四五”时期将有较大概率处于相对低油价区间。而针对全球政治经济形势的极大不确定性,充分储备贵金属、军火、能源、粮食、医疗物资等是底线思维的重要内容,不论是实物供应链波动,还是市场价格波动,都需要强大的储备来缓解。另外,在可以预见的未来,中国都将是石油进口大国,而进口国在市场中增加话语权的重要方式就是大规模储油,这是讨价还价、承受波动、减少被动、应对突发事件的必要措施。那么,“十四五”期间就需要抓住机遇大力推进油储设施建设:一是国家拨出专项资金,提高油储战略目标至 180天(进口量),即比目前增容至少50%;二是在“三桶油”之外,组建专营油储的国家队,提高油储专业技术水平;三是深化体制机制改革研究,探索将油储业务与管网业务相结合;四是提前防备未来需求回升期报复性的控产提价,有意识地适度压减国内产量。5核电应该加速还是控速?当前我国核电机组在运47台、在建15台,合计62台,已经处于世界领先地位。那么,是按照某些呼声“每年开工 6-8 台”的速度一口气冲上世界第一,还是从“十四五”开始长期严格控速?值得关注的,一是通过对比切尔诺贝利与日本福岛核事故的后续进展,可以确认内陆核电的灾害影响远远大于沿海;二是目前海南、广西、广东、福建、浙江、山东、辽宁等沿海省份的核电发电量比重在15%-30%之间,已经达到或超过“发达经济体 18%”的水平,意味着风险概率已经超过发达经济体水平;三是按照5-6年的核电建设周期,“每年开工6-8台”意味着将有40台左右核电机组同时在建,而全世界仅有3个国家核电机组总量超过40台;四是目前部分核电项目因技术因素导致施工拖期、成本增加,“大干快上”缺乏技术能力依托。总之,种种现象表明,“十四五”是我国核电的关键时期,沿海地区发展空间有限,因此“十四五”时期我国核电最需要的是精耕细作、树立样板、抑制过度商业化、专心于技术, 而不是志在世界第一的规模。6大型国有能源企业如何为经济社会“兜底”?较大规模的国资国企,始终是我国重要的制度特色与制度优势,特别是在能源领域,除了履行各项政治责任、经济责任、社会责任、生态责任以外,部分大型国有能源企业在产业生态系统中还充当着重要的“兜底”角色。尤其是在遭遇经济不景气、面对各种不确定因素的情况下,唯有大型国有能源企业可以保持持续大规模投资以缓解供需矛盾,可以承受低回报率以平抑价格波动,可以长期持有实体资产并坚持运营保障就业,可以不计代价维持各项使用价值的基本供应,可以主动迁就上下游产业链协调及终端消费者福利,可以配合政府各种政策性的行为要求。“十四五”期间,对于基础产业、公用事业领域的部分大型国有企业, 可以施行使用价值略微优先于财务价值的监管考核指标,即应该从“大而不能倒”转向“低而不能倒”,承认“兜底者”对于产业生态体系的独特价值,真正释放国资国企的制度优势。7可否开始向技术型政策体系转型?长期以来,我国能源领域属于典型的发展型政策体系,重视规模与速度、不重视激励技术进步,忽视应有的技术经济门槛。后果就是,虽然2012 年我国风电装机容量就已达到世界第一,但到目前仍未实现平价上网,至少2.1亿千瓦(占全国发电总装机容量的10%)的存量风机将继续享受补贴5-20年。此外,虽然2016年我国光伏装机容量就已达到世界第一, 但时至今日依然依赖政府补贴而生存,目前存量光伏已经超过2亿千瓦。随着新型冠状肺炎疫情全球化、长期化,我国所面临的国际国内形势日益严峻,这势必需要优化财政补贴结构、提高政策资源效率。“十四五”我国能源可以开始从“发展型”向“技术型”政策体系转型,以便更好地为助力经济社会高质量作出应有的贡献。(作者系中国人民大学应用经济学院教授。本文仅代表作者个人观点)
现代煤化工逆势谋突围 2020-08-05
国家统计局近日发布的1-6月份全国规模以上工业企业利润统计显示,今年上半年,化学原料和化学制品制造业利润总额下降32.2%,其中石油、煤炭及其他燃料加工业由同期盈利转为亏损。受国际油价暴跌、新冠肺炎疫情等影响,现代煤化工是遭遇冲击最大的行业之一,诸多项目跌破盈亏平衡点,行业大面积亏损。尽管当前形势有所缓解、生产陆续恢复,行业整体却仍面临前所未有的困难。何时才能止跌企稳,稳定步入回暖通道?外部因素带来的冲击,会否延续至“十四五”时期?即将迎来新的发展阶段,现代煤化工如何实现突破?近日,由石油和化学工业规划院举办的石化行业“十四五”规划指南发布会上,多位专家给出自己的建议。文丨本报记者朱妍油价中低位徘徊负面影响仍将持续 煤价和油价是影响煤化工项目盈利的两大关键因素。石油和化学工业规划院副总工程师韩红梅表示,从能源和化工产品的比价关系来看,2013-2019年,煤价上升、产品价格下跌,挤压了现代煤化工产业的盈利空间。特别是近半年,在低油价情境下,多数项目运行异常艰难。受此影响,示范项目整体进展缓慢,相应的技术升级任务也难以落实。 除了原料价格,不同项目分别存在可盈利的“临界油价”。以油品、化学品为主的煤制油项目,对应油价分别在70-75美元/桶、55-60美元/桶;煤制烯烃、煤制乙二醇项目,分别对应45-50美元/桶、50-55美元/桶的油价;经换算,煤制天然气的油价临界点为2.0元/Nm3。“目前来看,油价若继续在40-50美元/桶水平,只有煤制烯烃能维持基本平衡,其他项目难度较大。即便部分企业有所盈利,也不排除是靠煤炭利润的转移所得。”石油和化学工业规划院教授级高工白颐称。 白颐分析,“十三五”后半期,国际能源价格持续推进再平衡的过程,油价处于50-70美元/桶的中低位震荡。这在一定程度上会降低石油化工的原料成本,若持续时间过长,还将导致化工行业整体低迷,产品价格随之下跌,进一步加剧对现代煤化工的冲击。“在做‘十四五’规划研究时,必须充分考虑低油价因素。” “长期中低油价将深刻影响煤化工项目决策。通过技术进步、强化管理,现代煤化工究竟能在多大程度上抵御油价冲击、实现盈亏平衡,是当前以及‘十四五’期间的焦点。”韩红梅称。 而从某种意义上看,国际油价下跌带来影响,也印证了现代煤化工产业的重要意义。“无论油价如何波动,我国‘贫油’格局均不会改变。国际形势越不明朗,越给油品供应敲响警钟。煤化工适用于制取大宗化学品及油品,恰好可以弥补石油资源不足。”中国工程院院士、中国科学院大连化物所所长刘中民表示。示范项目进展慢应用端重视不够产业震荡的背后,更多问题值得关注。 白颐表示,相比“十二五”更侧重煤化工替代石化产品的技术、工艺,”十三五”期间,行业重点转向优化升级、绿色发展。近5年来,现代煤化工的原料煤耗、综合能耗、工业水耗持续下降,能效提升。但同时,示范项目推进依然缓慢。“原油价格整体偏低,加上煤价升高、环保加严等因素,行业不可能永远处于快速发展状态。” 同时,现有产品多从生产端出发进行研究,对于应用端的关注远远不够。白颐称,在投资、生产经营及技术研发方面,“重产品、轻应用”现象突出。当产业发展到一定阶段,大宗产品数量较多,如何更好发挥产品的专用性及特性,理应成为新的重点。“为用户考虑,有针对性地展开应用,我们与国外大公司相比还有差距。” 上述局限,进一步带来同质竞争、产能过剩等风险。韩红梅举例,煤制乙二醇项目发展较快,在“十三五”期间保持了19.5%的年均增长率,已成为石化产品的有效补充。但在扩能提速的同时,技术、经济风险犹存。 “今年上半年,项目开工率只有30%-40%,石化乙二醇和进口乙二醇带来巨大竞争,行业运行压力很大。”韩红梅坦言,煤制乙二醇产业定位尚不明晰,再加上东部沿海新一轮石化乙二醇项目的投资建设,市场空间继续收窄。从用户角度出发,找准目标市场至关重要。 多位专家还称,光有技术、没有产能是不行的。即便煤制油、煤制气等战略储备项目,也需维持日常生产经营,实现技术储备与产能储备一体化。“从能源基础、能源战略、能源安全等角度看,煤制油气是自主可控的后备能源生产方式之一。但迫于压力,部分煤制油气项目不得不转产或联产,产能储备功能受到影响。”一位业内人士对记者表示,目前,煤制油气示范项目仍靠企业自行筹划,如何同时满足国家需要和市场需求,是谋求生存发展空间的前提。关注产业“价值链” 避免增量不增效记者了解到,截至去年底,我国现代煤化工产业实现1.55亿吨的原料煤转化量,约占煤炭消费量的5.6%,行业发展已形成规模。而今在低油价等冲击之下,如何重构符合产业特点的价值链,成为“十四五”期间的重要课题。 白颐建议,突出高端化发展特征、体现选择性发展模式,避免“增量不增效”。从整体出发,推进煤基清洁能源产业升级,助力国家能源体系高效发展;科学把握煤制化学品进程,优化建设方案。对企业自身而言,积极开展产业诊断工作、产业对标分析等研究,优化利用资源配置和能源分级措施,研究产品牌号、性能与市场发展的适应性。结合地域特点,分析环境、物流等外部条件,避免“大而全”及教条按照产业链思路确定的发展方向,关注产业的“价值链”。 韩红梅称,“十四五”期间,以提升产业竞争力为目标进行适度发展。尤其是新建项目,一定要建成精品工程,注意主动适应产业发展的新趋势和市场的新要求。在此基础上,突破关键技术瓶颈,提高系统集成优化,进一步提升资源利用、环境保护水平。 除“单打独斗”,与会专家还提出产业融合及一体化发展方向,探索形成以现代煤化工为核心的油气电多联产新模式。“上游与煤炭结合,中游与电力、冶金等结合,下游和纺织、农业、建材等融合,由此进一步提高煤炭整体转化效率及清洁高效水平。” 此外,韩红梅建议,“十四五”开始可将煤制甲醇、化工氢纳入现代煤化工的范围。其中,甲醇汽车、甲醇船用燃料等推广,为应用拓展打开了非常好的市场前景;氢能是我国乃至全球的发展重点,氢能产业起步的支撑之一正是化工氢技术。“醇氢新能源将为现代煤化工带来更多契机。”韩红梅举例,可推进大型甲醇能源基地建设,构建基地化、大规模、低投资、高水平的煤制甲醇产能布局;以项目为基础,带动甲醇装备制造业发展,建立完善甲醇经济体系;适时考虑可再生能源制氢与化工产业融合示范,助力发展“绿色零碳化工”。
煤炭保供须加强长协合同履约 2020-07-21
7月9日,国家发改委组织召开全国电视电话会议,安排部署2020年能源迎峰度夏工作。在煤炭保供方面,会议提出四项重点工作,其中第一项就强调,“深化煤炭中长期合同制度改革,进一步提高合同签约比例,充分利用信用手段加强履约监管”。结合疫情发生以来的供需形势分析,今年迎峰度夏的煤炭保供问题,主要不在生产端,而在消费端,是下游企业缺乏签订长协的积极性,“用了煤又拖着欠款”。在7月15日举办的煤矿智能化技术创新论坛上,国家发改委煤炭司司长鲁俊岭表示,煤炭行业在疫情防控期间复工复产坚决到位,为保障全国能源稳定供应作出了突出贡献。他指出,到2月末,煤炭日产量就基本恢复到往年同期水平,支撑了全国统调电厂煤炭库存可用天数始终保持在20天以上,最多达到28天,处于历史高位,发电、冶金、建材、化工以及取暖用煤都得到了充分保障。“这是煤炭企业干部职工无私奉献的结果。”鲁俊岭说。尽管煤炭企业奋力保供,但受疫情影响,市场需求下降,加之煤炭进口大增,今年前5个月,吨煤价格一度跌破500元大关,煤企再次陷入困境。国家统计局数据显示,今年前5个月,煤炭开采和洗选业利润同比下降了31.2%,降幅比前4个月扩大4.2个百分点。煤炭价格快速下跌,致使市场煤价跌破长协煤价后出现倒挂现象,部分客户以各种理由不兑现长协合同,合同履约率严重不足,按进度执行长协合同变得愈加困难。必须承认,自2017年推行以来,煤炭中长期合同机制对于稳定煤价和供需关系,发挥了重要的“压舱石”作用。但在执行过程中,仍存在签约不规范、履约不到位等问题。部分客户将煤炭需求转向现货市场,拒绝签订中长协合同,对煤炭企业销售秩序造成较大影响。一些缺乏契约意识的企业,为了一时之利,甚至做出毁约的短视行为。用户违约或拒不签订长协合同的行为将严重冲击中长期合同机制,不利于煤炭上下游产业链的平稳运行。当企业市场信用失灵时,相关部门不得不“出手”力保市场运行。国家发改委前不久发布了《关于做好2020年煤炭中长期合同履行监管工作的通知》。根据部署,经产运需三方自主协商一致并核实确认的20万吨及以上的电煤中长期合同和10万吨及以上的冶金、建材、化工等行业用煤中长期合同,被列为2020年重点监管合同。上述通知强调,各有关方面要切实增强诚信意识,认真履行已签订的中长期合同。产运需各方要按照均衡原则将中长期合同分解到月,合理安排发运、接卸计划,保证季度履约率不低于80%,半年及全年履约率不低于90%。目前,国家公共信用信息中心依托“信用中国”网站建立了诚信履约保障平台,2020年重点监管合同全部纳入平台监管。国家发改委将组织有关行业协会等单位,对中长期合同履约情况按季度进行核实,对信用记录进行通报,会同有关部门依法依规实施失信惩戒。说到底,市场经济就是信用经济。希望煤炭上下游企业在每一轮市场波动中,始终保持客观理性的态度,共同维护煤炭中长期合同机制“行稳致远”。相信随着煤炭供给侧结构性改革不断深入,随着国有企业重组不断推进,煤炭上下游必将迎来合作共赢的发展局面。(本报评论员)
煤炭行业跟踪报告:煤企兼并重组提速 行业高质量发展可期 2020-07-21
事项:今年以来,煤炭资产整合有提速之势:4 月,焦煤集团公告拟以吸收合并方式对山煤集团进行重组;7 月,兖矿集团与山东能源集团筹划战略重组,我们对此进行如下点评: 煤炭国改重点或在资源重组整合,全面提高供给体系质量。2017 年底,发改委发布《关于进一步推进煤炭企业兼并重组转型升级意见》,提出力争到2020 年底在全国形成若干具有较强国际竞争力的亿吨级特大煤炭集团。今年6 月30 日,中央全面深化改革委员会第十四次会议审议通过《国企改革三年行动方案(2020-2022 年)》,指出今后3 年是国企改革关键阶段,要推进国有经济布局优化和结构调整,增强国有经济竞争力等。我们认为,在三年行动方案的顶层设计和以煤炭央企(神华和中煤)以及山西、山东为代表的地方国企改革快速推进带动下,其余主产地或也将跟进。我们认为,煤炭行业兼并重组或围绕强强联合(山能与兖矿重组)、煤电联营(神华与国电合并)、专业化重组(非煤主业央企煤炭资产划拨、山西各专业化板块重组)三条主线推进。未来行业集中度及企业竞争力有望持续提升。 河北、河南和安徽三省煤炭集团及上市煤企产能梳理。我们统计: (1)河北:截至2018 年底,冀中能源集团拥有产能6247 万吨,2019 年末其上市公司冀中能源拥有产能3420 万吨,占比55%。截至2019 年3 月底,开滦集团拥有产能3320 万吨,2019 年末其上市公司开滦股份拥有产能810 万吨,占比24%。 (2)河南:截至2019 年9 月底,河南能源集团拥有产能8016 万吨,2019 年末上市公司大有能源拥有产能1585 万吨,占比20%。截至2019 年底,平煤神马集团拥有产能3642 万吨,其中上市公司平煤股份拥有产能3077 万吨,占比84%。2018 年,郑煤集团煤炭产量1121 万吨,其中上市公司郑州煤电产量812万吨,占比72%。(3)安徽:截至2018 年底,淮南矿业集团拥有产能5610万吨,旗下无上市煤企。截至2019 年底,淮北矿业集团拥有产能3391 万吨,其中上市公司淮北矿业拥有产能3255 万吨,占比96%。截至2020 年3 月底,皖北煤电集团拥有产能2195 万吨,2019 年末上市公司恒源煤电拥有产能1095万吨,占比50%。 行业集中度提升可期,有助于维持煤价稳定,提升行业估值水平。我们认为: 若未来央企及主产地煤炭国企完成资源重组整合,叠加行业去产能的持续推进,行业将从过去“多小散乱”的竞争格局到形成具有一定区域性的寡占市场格局。 同时,资源整合后带来的行业集中度提升有利于增强国家宏观调控的能力和有效性,结合长协定价机制和煤价合理区间运行机制,有利于维持煤价稳定,叠加煤企作为上游原材料企业相对独立的成本管控能力,煤企盈利有望保持相对稳定,从而提升煤炭企业的估值水平。 投资建议:我们认为,煤炭资产重组整合利好资产注入潜力有望跃升的公司:兖州煤业、平煤股份、淮北矿业、西山煤电、冀中能源、中煤能源等,以及转型公司山煤国际。同时目前需求进入消费旺季,叠加内蒙反腐及陕西安检影响,行业供需格局边际改善,建议关注高分红龙头公司估值修复机会:中国神华、陕西煤业、露天煤业。 风险提示:国企改革不及预期,下游需求大幅下滑,进口煤限制政策执行低于预期。
煤炭储备成“负担”,改革迫在眉睫 2020-07-21
日前召开的全国能源迎峰度夏电视电话会议上,国家发改委针对煤炭保供工作提出“三改革、一协同”,即深化煤炭中长期合同、煤炭储备制度、煤炭交易制度三项改革,协同保障重点区域煤炭供应。会议指出,近几年煤炭储备能力不足,正是导致煤价波动幅度加大的一个主要原因。按照我国能源储备制度建设要求,煤炭领域要形成15%左右的能力储备,折合约6亿吨储备量。 建立健全煤炭储备制度,是一项保供应、稳价格的有效手段。早在2010年,国家发改委已提出加快推进相关工作。但据多位业内人士证实,该制度的执行效果并不理想,非但未达预期,反而在一定程度上加剧了煤价波动,甚至成为部分企业眼中的“负担”,改革迫在眉睫。 扮演库存的“蓄水池”“调节器” 煤炭储备制度的加速建立,始于2008年南方五省雨雪冰冻灾害。2011年2月,国家发改委报送煤炭应急储备方案并且获批。“十二五”规划首次将煤炭储备与石油、天然气并列,纳入国家储备体系。 “2011年发布的《国家煤炭应急储备管理暂行办法》,正式提出规范国家煤炭应急储备管理,提高应急状态下的煤炭保供能力。国家煤炭应急储备由中央政府委托煤炭、电力等企业,在重要煤炭集散地、消费地、关键运输枢纽等地建立,用于应对重大自然灾害、突发事件等导致煤炭供应中断或严重不足情况,由中央政府统一调用煤炭储备。”能源行业专家叶春介绍,对于部分特殊行业,煤炭储备更是现实之需。例如电力企业必须储备一定量的煤,以保证生产连续性和电网安全性,电厂库存通常在15天满负荷基础之上。 中国能源研究会高级研究员牛克洪进一步称,例如为应对突发状况,某地区需紧急启动备用机组。“备用电源要在最短时间内实现补位,煤炭供应成为重中之重。首先就要看能拿出多少煤,现货储备为最佳选择。” 除应急保障,煤炭储备还可根据市场需求而动态调整,扮演库存的“蓄水池”和“调节器”。中国煤炭建设协会副理事长徐亮表示,当煤炭供不应求、过度涨价时,动用储备、释放存量,可防止产供需各方、尤其是中间环节囤积惜售,避免煤价剧烈波动。煤炭出现供过于求、价格大跌,可引导相关各方多存煤,通过加大储备力度促进平衡、稳定价格。 “若因储备不当导致煤炭供需从紧,在遇到重大自然灾害、突发事件等情况下,应急保供也难以实现。”徐亮称。 储备能力不足,企业意愿不高 本应是一项保供应、稳价格的制度,为何反而加剧波动?记者了解到,储备能力不足是主要因素。 徐亮表示,“十三五”以来,化解过剩产能和安全大检查强力推进,煤炭去产能任务超前完成,客观导致可储备的产量减少。同时,煤炭铁路加速建设、铁港联运能力提升、北方七港吞吐量提高,运能越发达、物流越便捷,在一定程度上越是压缩储备空间。“下游要煤,直接就能拉走,留给储备的存量少了。” 在此背后,进一步暴露煤炭储备制度运行的更多问题。“实际上,这项制度近年执行得并不算好,各方抵御市场波动能力较弱。最近煤价又有提高,秦皇岛5500大卡动力煤现货涨到接近600元/吨。”叶春坦言,政府希望设立最高、最低库存来调节煤价,但商品存在天然的价格波动。煤价低时,消耗往往也比较低,此时买煤反而减少;煤价高时通常也是用煤旺季,买得越多越是供不应求。因此,实际运行出现了背道而驰的现象。 叶春还称,由于储备需要成本,长期保持煤炭储备意味着资金积压,还会增加煤炭损耗成本,对于电厂经营成本是不利的。 类似情况也存在于煤炭企业。一位业内人士告诉记者,煤炭储备基地建设投资大、运营成本高,盈利能力不强。“煤炭现货储备面临易风化、易变质及自燃等风险,无法长期间存放,一般10天左右就要拉走并重新再存。对于煤企而言,来回倒煤、堆煤并不挣钱,储备成本越高、煤炭价值越会下降,甚至出现成本与价格倒挂,有基地一年土地租金可能比收益还高。” 该人士称,这也是为何企业不愿意、不积极参与执行的原因。“我国煤炭产需区域布局成逆向分布,煤炭储备基地分散。2013年底,国家曾规划重点建设11个大型煤炭储配基地,及30个年流通规模2000万吨级物流园区。直至目前,基本没怎么落实。” 做好“三个挂钩”,落实储备责任 根据国家发改委要求,6亿吨储备由两部分组成。4亿吨为市场主体商业库存,暂不做硬性要求,按已有制度推行。2亿吨为社会责任储备,与使用进口煤、煤炭消费量及产量挂钩。其中,各省按消费量的5%进行储备,煤炭生产企业、流通企业、消费企业按2:3:5进行承担。 “煤炭储备是保障能源安全、强化煤炭兜底的抓手。就像我们有吃的,不代表无需粮食储备。”徐亮建议,尽快完善国家煤炭应急储备体系,根据不同地区的条件、需求及功能,建设煤炭储备基地,因地制宜落实到每一个区域、省份甚至各个基地,具体到启用条件、启用时间等细节。例如,云贵川等产地年年缺煤,但运输偏高、运能不足,可建立煤炭洗配储备基地,自用与外购兼顾;类似于河北、山东、河南等港口枢纽区或铁路集散地,万一遭遇运输中断,有储备可防止断供。 叶春也称,由政府寻找一些关键地点,建立储备基地存放一些优质煤炭,类似“储备粮”“储备肉”的作用,一旦供不应求,即可投向市场、平抑物价。“重点储备由政府出资或支持建设、出面操作运营,可减少商业方面的影响,真正发挥社会效益。” 上述业内人士表示,煤炭储备不是简单把煤存起来,光靠政府力量并不够。为调动企业积极性,也要考虑如何降低建设运营成本、提高储备基地市场竞争力。“比如通过税费减免、手续简化等方式,减轻企业负担。” 叶春提出,目前,流通环节一部分煤炭掌握在贸易商手中。市场供应收紧时,难免出现制造、放大紧张气氛等情况,由此将手中煤炭抛出以获取更多利润,严重扰乱市场秩序,也削弱储备煤的效用。建立煤炭储备,还要与打击囤积居奇、恶意炒作相结合。
新一波煤炭兼并重组来了,这次能催生几个巨无霸? 2020-07-17
千呼万唤始出来,7月13日,山东省属企业改革工作推进暨干部大会在济南召开,正式宣布山东能源与兖矿集团联合重组方案,两家煤企合并的消息终于尘埃落定。按2019年财务数据测算,重组后的山东能源集团资产总额将达到6379亿元,营业收入达到6371亿元。统计数据显示,去年兖矿集团、山东能源集团以1.66亿吨、1.25亿吨在全国煤炭产量排名中位列第五、第六,双方重后的煤炭产量将达约2.91亿吨,超越中煤集团2.1亿吨,成为仅次于国家能源集团的中国第二大煤炭生产“巨头”。记者在采访中了解到,随着煤炭行业供给侧结构性改革不断深入,无论央企还是省属煤炭企业,兼并重组节奏不断加快。减少同质竞争,实现优势互补新山东能源集团定位为山东省能源产业的国有资本投资公司,在巩固发展煤炭、煤电、煤化工三大传统产业的同时,大力发展高端装备制造、新能源新材料、现代物流贸易三大新兴产业,加强科技创新,积极打造全球清洁能源供应商和世界一流能源企业。“这是省级煤炭企业的横向合并,不但可以扩大企业规模、优化资源配置、减少同质竞争,而且两家企业部分产业可以实现优势互补。”三江达(北京)科技有限责任公司总经理成功认为。他进一步分析指出,煤炭板块遍及华东、华北、西北、西南、海外等区域,产量将突破3亿吨,市场话语权进一步加大;有利于开拓省外资源,加快本部煤炭资源枯竭矿区开发向省外优质煤炭资源开发接续转移;同时,原来两家企业在智能化开采和绿色开采技术方面均处于行业领先水平,有利于推动行业相关技术应用推广。煤化工板块,通过优化研发团队和相关资产结构,可进一步提升集团煤化工高端化、精细化水平。此外,合并后,煤机板块有利于拓展非煤机装备制造业务,发力高端装备制造。新能源新材料方面,原山东能已与中国船舶重工集团海装风电公司签署战略合作,着力布局国内外陆上、海上风电资源开发建设及风电和储能技术与装备产业发展,并布局氢能源产业,培育发展氢能源燃料电池,探索褐煤制氢技术;原兖矿建设新能源研发示范基地,布局氢能上下游产业,两者合并相关产业可以实现“协同”和“互补”。现代物流贸易本身就是两集团支柱产业之一和重要发展方向,新山东能源集团可充分利用两家产业布局、人才积累和山东省区位优势,加速打造引领行业的现代物流贸易企业。从央企到地方,重组节奏加快“步入消费平台期后,煤炭产量增长有限,煤炭企业增长空间在于本土之外,提高煤炭企业集中度,提升外向型竞争力是大趋势。”一位资深专家对记者表示。2017年,12部委印发的《关于进一步推进煤炭企业兼并重组转型升级的意见》已经提出:“支持有条件的煤炭企业之间实施兼并重组。大力推进不同规模、不同区域、不同所有制、不同煤种的煤炭企业实施兼并重组,丰富产品种类,提升企业规模,扩大覆盖范围,创新经营机制,进一步提升煤炭企业的综合竞争力。”随着煤炭行业供给侧结构性改革不断深入,煤炭企业兼并重组节奏不断加快。根据能研智库不完全统计,央企层面,中煤集团、国家能源集团(原神华集团)、国新集团和诚通集团搭建央企煤炭资产整合平台,对华润集团、保利集团、国投公司、中铁资源公司等煤炭资产进行兼并重组,取得显著进展。地方层面,2017年,靖远煤业集团有限责任公司、窑街煤电集团有限公司和甘肃省煤炭资源开发投资有限责任公司合并成立奇趣腾讯分分彩app下载;2018年7月,贵州四大国有煤矿企业原盘江矿务局、水城矿务局、六枝矿务局和林东矿务局,“合四为一”,组建盘江煤电集团;2018年11月,辽宁省能源产业控股集团有限责任公司正式挂牌成立,由9家省属国有企业组建而成;今年4月,山西省人民政府印发《关于山西焦煤集团有限责任公司吸收合并山西煤炭进出口集团有限公司实施重组有关事宜的批复》,提出山西焦煤集团有限责任公司对山西煤炭进出口集团有限公司吸收合并。如何大而强,应关注“1 12”业内人士对记者表示,与上述地方煤企兼并重组相比,原兖矿和原山能,无论是业营收入、盈利能力还是涉及产业规模都占明显优势,新组建的山东能源集团通过自身产业横向或纵向整合后协同效应更强,更符合省内经济以及产业转型诉求。新组建的山东能源集团党委书记、董事长李希勇指出,两集团联合重组,要切实发挥保障能源供应安全“压舱石”、新旧动能转换“排头兵”、经济社会发展“顶梁柱”、国企倒计时改革“示范者”“四个作用”。值得注意的是,煤炭行业推行兼并重组已多年,“很多重组‘貌合神离’,大而不强。”上述人士指出,重组后企业需要关注怎样实现“1 1>2”,做好产业、资本和人员的“加减乘除”。“有优势的产业,应注重如何依托现有技术、资金和人才优势,增强产业内及上下游的协同和互补,进一步提升技术研发水平,实现产业优势最大化;相对劣势产业,则应做好战略分析,通过‘补短板’实现部分产业提升,对于不具备竞争力的产业或未来发展方向黯淡的产业应有序退出。”他还建议,对于新兴发展产业,需要认真研判市场发展空间、自身发展优势以及技术迭代趋势,做好发展布局规划;资本投资方面,应充分利用国有资本投资平台优势,利用资本市场,更好发挥资本市场优化资源配置功能;企业和人员管理方面,应优化组织结构,加快企业文化融和;同时做好产业和人员调整。
权威发布!上半年原煤产量18.1亿吨!采矿业利润1至5月份同比下降43.6% 2020-07-17
7月16日,国家统计局发布6月份及上半年部分经济数据: ●上半年,生产原煤18.1亿吨,同比增长0.6%,一季度为下降0.5%。 ●上半年,进口煤炭1.74亿吨,同比增长12.7%,比一季度回落15.7个百分点。 ●上半年,全国煤炭采选业产能利用率67.4%。 ●1至5月份,采矿业实现利润总额1291.6亿元,同比下降43.6%。 针对1至5月份采矿业利润同比下降40%多的问题,国家统计局新闻发言人刘爱华答记者问。 记者:上半年采矿业为复工复产提供了煤炭、有色金属等能源原材料,为我国经济逐步复苏作出了贡献。我们注意到1至5月采矿业利润同比下降40%多,降幅有所扩大。这其中的原因是什么?请预测一下下半年采矿业的盈利水平是否会好转? 刘爱华:1至5月份,煤炭和有色金属采矿业的盈利水平下降幅度比较大。影响相关企业利润的因素非常多,包括市场需求、价格、生产经营成本等,都会对当期利润产生比较大的影响。 具体从这两个行业看,主要是价格影响,尤其是国际输入性的价格影响。上半年国际能源价格出现了大幅波动,尤其4月份下降比较多。上半年算总账,国际能源价格同比下降30%以上。所以价格的影响对这两个行业影响是比较大的。国际输入性的影响目前确实存在很多不确定性因素,我们对采矿业利润的走势还需要进一步观察。1至6月份煤炭生产、价格、进口情况 2020年|1至2月份: 原煤生产下降:1至2月份,生产原煤4.9亿吨,日均产量815万吨,同比下降6.3%。 煤炭进口增加:1至2月份,进口煤炭6806万吨,同比增长33.1%。 港口煤炭综合交易价格有所上涨:2月28日秦皇岛港5500、5000和4500大卡煤炭价格分别为每吨556元、502元和452元,比1月3日分别上涨7元、8元和8元。 2020年|3月份: 原煤生产由降转升:3月份,生产原煤3.4亿吨,同比增长9.6%,增速由负转正,1至2月份为下降6.3%;日均产量1088万吨,比1至2月份增加273万吨。一季度,生产原煤8.3亿吨,同比下降0.5%。 煤炭进口增加:3月份,进口煤炭2783万吨,同比增长18.5%;一季度,进口煤炭9578万吨,同比增长28.4%。 港口煤炭综合交易价格小幅下跌:4月3日秦皇岛港5500、5000和4500大卡煤炭价格分别为每吨540元、483元和432元,比2月28日分别下跌16元、19元和20元。 2020年|4月份: 原煤生产增长较快:4月份,生产原煤3.2亿吨,同比增长6.0%,增速比上月回落3.6个百分点;日均产量1074万吨,环比减少14万吨。1至4月份,生产原煤11.5亿吨,同比增长1.3%。 煤炭进口增长较快:4月份,进口煤炭3095万吨,同比增长22.3%;1至4月份,进口煤炭1.3亿吨,同比增长26.9%。 港口煤炭综合交易价格继续下跌:5月8日秦皇岛港5500、5000和4500大卡煤炭价格分别为每吨501元、442元和396元,比4月3日分别下跌39元、41元和36元。 2020年|5月份: 原煤生产由增转降:5月份,生产原煤3.2亿吨,同比下降0.1%,上月为增长6.0%;日均产量1029万吨,环比减少45万吨。1至5月份,生产原煤14.7亿吨,同比增长0.9%。 煤炭进口大幅下降:5月份,进口煤炭2206万吨,环比减少889万吨,同比下降19.7%;1至5月份,进口煤炭1.49亿吨,同比增长16.8%。 港口煤炭综合交易价格止跌回升:6月5日秦皇岛港5500、5000和4500大卡煤炭价格分别为每吨536元、485元和431元,比5月8日的年内最低点分别回升35元、43元和35元。 2020年|6月份 原煤生产小幅下降:6月份,生产原煤3.3亿吨,同比下降1.2%,降幅比上月扩大1.1个百分点;日均产量1114万吨,环比增加86万吨。 煤炭进口下降:6月份,进口煤炭2529万吨,环比增加323万吨,同比下降6.7%。 港口煤炭综合交易价格持续回升:7月3日,秦皇岛港5500大卡、5000大卡和4500大卡煤炭价格分别为每吨556元、506元和450元,比5月29日回升28元、33元和28元。我国上半年经济运行特点 上半年经济运行特点主要体现在五个方面: 第一,主要指标逐步回升。从季度看,二季度国内生产总值同比增长3.2%,由一季度下降6.8%转负为正;规模以上工业增加值由一季度下降8.4%转为增长4.4%;服务业增加值由一季度下降5.2%转为增长1.9%;二季度社会消费品零售总额降幅比一季度收窄15.1个百分点;上半年固定资产投资降幅比一季度收窄13.0个百分点。所以,从季度看指标是明显改善。从月度看,规模以上工业增加值连续三个月保持正增长,服务业生产指数连续两个月正增长,社会消费品零售总额连续四个月降幅收窄,出口额连续三个月正增长。作为一个拥有14亿人口的发展中大国,我国能够在短时间有效控制疫情,实现经济由降转升,保持经济社会大局稳定,殊为不易,这凸显了中国经济的强大韧性和潜力,同时也体现了党中央、国务院综合施策的效果。 第二,就业物价总体平稳。6月份全国城镇调查失业率为5.7%,连续两个月小幅下降,其中25-59岁群体人口调查失业率为5.2%,比全国城镇调查失业率低0.5个百分点。6月份,全国企业就业人员周平均工作时间为46.8小时,比上个月上升0.7小时。居民消费价格涨幅呈现回落趋势,上半年,居民消费价格同比上涨3.8%,涨幅比一季度回落1.1个百分点;核心CPI同比上涨1.2%,基本保持稳定。6月份,居民消费价格上涨2.5%,处于温和上涨区间。 第三,基本民生保障有力。脱贫攻坚成效突出,上半年贫困人口较多的四川、贵州、广西等地,农村居民人均可支配收入同比名义增长都在5.5%-7.6%之间。社会保障和兜底帮扶持续加强,上半年人均转移性收入名义增长8.2%,其中人均养老金和离退休金增长9.3%,人均社会救济收入和补助收入增长13.2%。居民基本生活消费保持了较快增长,上半年限额以上单位商品零售中,粮油食品类同比增长12.9%,日用品增长5.2%。 第四,新兴领域动能增强。上半年,高技术制造业增加值同比增长4.5%,占规模以上工业增加值的比重为14.7%,比上年同期提高0.9个百分点。高技术领域投入持续加大,上半年高技术制造业投资同比增长5.8%,高技术服务业投资同比增长7.2%,其中医药行业投资增长10%以上,电子商务服务业投资增长30%以上。新基建等相关产品增长比较快,上半年城市轨道车辆增长13%,充电桩产量增长11.9%。上半年实物商品网上零售额同比增长14.3%,占社会消费品零售总额的比重为25.2%,比上年同期提高5.6个百分点。 第五,市场预期总体向好。6月份中国制造业采购经理指数为50.9%,连续四个月位于临界点以上,非制造业商务活动指数是54.4%,连续四个月回升。 总体上,从上面五个特点可以看出,今年上半年中国经济逐步克服了疫情冲击带来的不利影响,实现了逐步复苏。但同时也要看到,由于上半年GDP、工业、服务业、消费、投资等主要指标仍处于下降区间,所以说二季度的回升仍然属于恢复性的增长。疫情冲击的损失尚未完全弥补,推动经济回归正常水平还需要付出艰苦努力。
两部委发文:2020年煤矿数量控制在5000处以内 2020-06-22
以下为指导意见全文各省、自治区、直辖市、新疆生产建设兵团发展改革委、工信厅(经信委、经信厅)、能源局:在习近平总书记提出的“四个革命、一个合作”能源安全新战略指引下,我国能源转型发展和产供储销体系建设深入推进,供给体系不断完善,煤电油气供应保障能力稳步提升,安全风险总体可控,能够满足经济社会发展正常需要,并经受住了新冠肺炎疫情等突发情形的冲击和考验。与此同时,保障能源安全稳定供应也面临一些新的挑战。为深入贯彻落实习近平总书记系列重要指示批示精神,紧紧围绕《政府工作报告》决策部署,扎实做好“六稳”工作,落实“六保”任务,推动能源高质量发展,不断提高能源安全保障能力,提出如下意见:一、总体要求以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,深入贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中全会精神,遵循“四个革命、一个合作”能源安全新战略,按照总体国家安全观的要求,保持战略定力,增强忧患意识,坚持稳中求进工作总基调,坚持底线思维,深入落实《政府工作报告》部署,着眼应对我国能源供应体系面临的各种风险挑战,着力增强供应保障能力,提高能源系统灵活性,强化能源安全风险管控,保障国家能源安全,为经济社会秩序加快恢复和健康发展提供坚实有力支撑。 二、大力提高能源生产供应能力(一)不断优化煤炭产能结构。严格安全、环保、能耗执法,分类处置30万吨/年以下煤矿、与环境敏感区重叠煤矿和长期停产停建的“僵尸企业”,加快退出达不到安全环保等要求的落后产能,为优质产能释放腾出环境容量和生产要素。坚持“上大压小、增优汰劣”,持续优化煤炭生产开发布局和产能结构,扩大优质增量供给,促进供需动态平衡。主要产煤地区要科学规划煤炭和煤电、煤化工等下游产业发展,统筹煤炭就地转化与跨区域供应保障,保持产业链供应链协同稳定。深入推进煤矿机械化、自动化、信息化、智能化建设,进一步提升安全绿色高效开发水平。2020年再退出一批煤炭落后产能,煤矿数量控制在5000处以内,大型煤炭基地产量占全国煤炭产量的96%以上。 (二)持续构建多元化电力生产格局。稳妥推进煤电建设,发布实施煤电规划建设风险预警,严控煤电新增产能规模,按需合理安排应急备用电源和应急调峰储备电源。在保障消纳的前提下,支持清洁能源发电大力发展,加快推动风电、光伏发电补贴退坡,推动建成一批风电、光伏发电平价上网项目,科学有序推进重点流域水电开发,打造水风光一体化可再生能源综合基地。安全发展先进核电,发挥电力系统基荷作用。开展煤电风光储一体化试点,在煤炭和新能源资源富集的西部地区,充分发挥煤电调峰能力,促进清洁能源多发满发。2020年,常规水电装机达到3.4亿千瓦左右,风电、光伏发电装机均达到2.4亿千瓦左右。 (三)积极推动国内油气稳产增产。坚持大力提升国内油气勘探开发力度,支持企业拓宽资金渠道,通过企业债券、增加授信额度以及通过深化改革、扩大合作等方式方法,推动勘探开发投资稳中有增。加强渤海湾、鄂尔多斯、塔里木、四川等重点含油气盆地勘探力度,夯实资源接续基础。推动东部老油气田稳产,加大新区产能建设力度。加快页岩油气、致密气、煤层气等非常规油气资源勘探开发力度,保障持续稳产增产。 三、积极推进能源通道建设 (四)增加铁路煤炭运输。加快浩吉铁路集疏运项目建设进度,充分发挥浩吉铁路通道能力,力争2020年煤炭运输增加3000万吨以上。加快补强瓦日线集疏运配套能力,力争增加3000万吨以上。利用唐呼、包西、宁西、瓦日线能力,力争实现陕西铁路煤炭运输增加4000万吨以上。推动疆煤运输增加2000万吨以上,有效满足疆内及河西走廊地区合理用煤需求。积极推进京津冀鲁地区公转铁增量,继续提高铁路运输比例。 (五)提升港口中转能力。积极推动入港铁路专用线及支线扩能改造,加大铁路运力调配,系统提升港口的铁路集疏运能力和堆存能力,提高南方煤炭接卸集约化专业化水平。鼓励从事煤炭运输的通用散货泊位专业化改造,加大环保设施投入。大力推进码头岸电设施、船舶受电设施建设改造,鼓励对使用岸电的船舶实施优先靠泊优先通行等措施,着力提升岸电使用率,推进港口绿色发展。 (六)统筹推进电网建设。有序安排跨省区送电通道建设,优先保证清洁能源送出,不断增强电网互济和保供能力。进一步优化西电东送通道对资源配置的能力,协调均衡发展区域内各级电网。实施配电网建设改造行动计划,推进粤港澳大湾区、长三角一体化等区域智能电网高标准建设。继续支持农村地区电网建设,2020年完成“三区三州”农网改造升级攻坚任务。加快电力关键设备、技术和网络的国产化替代,发展新型能源互联网基础设施,加强网络安全防护技术研究和应用,开发和管理电力行业海量数据,打牢电力系统和电力网络安全的基础。(七)推动油气管道建设。立足“全国一张网”,提升石油天然气管输能力和供应保障水平。加快天然气管道互联互通重大工程建设,优化管输效率,加强区域间、企业间、气源间互供互保。推进重点油品管道建设,保障炼厂原油供应和消费地成品油需求,逐步解决油品资源不平衡和运输瓶颈问题。 (八)稳定进口油气资源供应。加强海外油气资源组织,保障进口资源稳定供应。鼓励油气企业与运输企业加强衔接,保障进口油气运力。 四、着力增强能源储备能力 (九)持续增强煤炭储备能力。主要调入地区燃煤电厂常态存煤水平达到15天以上的目标,鼓励有条件的地区选择一批大型燃煤电厂,通过新建扩建储煤场地、改造现有设施等措施,进一步提高存煤能力。在推动2019年新增储备能力任务落实的同时,引导再新增3000万吨左右的储煤能力,鼓励企业在煤炭消费地、铁路交通枢纽、主要中转港口建立煤炭产品储备,通过“产销联动、共建共享”,按照合理辐射半径,推进储煤基地建设。支持主要产煤地区研究建立调峰储备产能及监管机制,提升煤炭供给弹性。 (十)提升电力系统调节能力。2020年调峰机组达到最大发电负荷的10%。开展现有火电机组调节性能改造,提高电力系统灵活性和调节能力。积极推动抽水蓄能电站、龙头水电站等具备调峰能力电源的建设,有序安排煤电应急调峰储备电源建设。进一步完善调峰补偿机制,加快推进电力调峰等辅助服务市场化,探索推动用户侧承担辅助服务费用的相关机制,提高调峰积极性。推动储能技术应用,鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用,鼓励多元化的社会资源投资储能建设。 (十一)加快推进储气设施建设。做好地下储气库、LNG储罐统筹规划布局,推进储气设施集约、规模建设。各省(区、市)编制发布省级储气设施建设专项规划,鼓励地方政府和有关企业通过异地合作、参股合资等方式,共担共享储气设施投资建设成本和收益。 五、加强能源需求管理 (十二)推动煤炭清洁高效利用。加强散煤综合治理,严控劣质煤使用,进一步提高原料用煤和发电用煤比例。推进燃煤电厂超低排放和节能改造,实施燃煤锅炉节能环保综合改造,创新清洁高效利用技术和装备,加快清洁高效技术研发和推广,推进分质分级利用,进一步提高煤炭清洁高效利用水平。突出做好东北、“两湖一江”、西南等重点地区煤炭供应保障,抓紧补齐区域性煤炭产供储销体系短板,不断完善保供方案和有序用煤预案,切实保障发电取暖等民生用煤稳定供应。 (十三)深化电力需求侧管理。以电力市场化改革为契机,引导和激励电力用户挖掘调峰资源,参与系统调峰,形成占年度最大用电负荷3%左右的需求响应能力。根据供需情况编制有序用电方案,到2020年本地区可调用电负荷达到最大用电负荷的20%,开展必要演练,提高需求侧参与系统调峰的能力。深入实施电能替代,不断提高电能占终端能源消费比重。大力推广地能热泵、工业电锅炉(窑炉)、农业电排灌、船舶岸电、机场桥载设备、电蓄能调峰等。加强充电基础设施配套电网建设与改造,推进电动汽车充放电行为的有序管理,拓展车联网等信息服务新领域,进一步优化充电基础设施发展环境和产业格局。 (十四)持续提升天然气应急调峰能力。动态调整天然气调峰用户清单,细化完善应急保供预案,在用气高峰期根据资源供应情况分级启动实施,确保“煤改气”等居民生活用气需求,并对学校、医院、养老福利机构、集中供热以及燃气公共汽车、出租车等民生用气需求优先落实和保障资源。 (十五)提高中长期合同签约履约水平。完善煤炭中长期合同制度,规范合同签订行为,明确监管标准,督促产运需各方按期按量履行中长期合同。鼓励上游供气企业与各地全面签订供气合同,通过合同锁定全年及供暖季民生用气资源,对于非民生用气鼓励通过市场化方式由供需双方协商落实资源。加强中长期合同信用信息采集,定期进行公示通报,对经提醒后仍达不到履约要求的进行约谈,并依法依规实施失信惩戒。 (十六)建立健全能源市场体系。加快全国煤炭交易中心建设,因地制宜推动区域煤炭交易中心建设,进一步提升市场配置资源效率。继续推动天然气交易中心发展,加快放开发用电计划,进一步完善电力市场交易政策,拉大电力峰谷价差,逐步形成中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场格局。加大成品油打击走私、偷税漏税等非法行为力度,维护市场秩序。对具有原油进口使用资质但发生严重偷漏税等违法违规行为的地方炼油企业,一经执法部门查实,取消资质,营造公平竞争的市场环境。 (十七)强化节能提高能效。加强工业、建筑、交通、公共机构等重点领域节能,组织实施重点节能工程,开展节能改造。严格实施节能审查,从源头上提高新上项目能效水平。强化重点用能单位节能管理,加快推进重点用能单位能耗在线监测系统建设。加强节能宣传,提升全民节能意识。 六、保障措施 (十八)完善应急保障预案。对常态下的供需变化、应急状态和其他极端情形,制定供应保障预案,明确应急措施和响应机制,形成多层次、分级别的预警与应对策略。完善应急预案制度,针对不同能源品种的供需特点和不同应急情景,编制应急处置方案。开展应急演练,提高快速响应能力。(十九)强化能源监测预警。密切关注境外疫情对全球能源供应链和产业链的影响,加强供需形势的密切跟踪研判,建立能源监测预警体系,动态监测能源安全风险,适时启动分级动用和应急响应机制。加强能源安全信息及时、准确、规范发布,回应社会关切,形成良好的舆论环境。 (二十)加大政策支持力度。坚持市场化法治化原则,完善激励机制。鼓励开发性、政策性银行支持能源安全保障项目建设,引导社会资本参与项目建设,提供应急保障服务。支持符合条件的企业通过发行企业债券等市场化方式,为能源储备设施建设等进行融资。(二十一)加强组织实施。各地区要高度重视能源安全保障工作,加强组织领导,建立工作协调机制,明确职责分工,精心组织实施,加强部门间、企业间沟通联系,强化协同联动,及时协调解决突出问题,确保各项任务措施落细落实。国家发展改革委国 家 能 源 局2020年6月12日
煤化工发展受阻,并非低油价的“错” 2020-05-25
  在我国能源供应体系中,煤炭发挥着“稳定器”“压舱石”作用。今年的政府工作报告再次强调,“推动煤炭清洁高效利用”。  “今年的报告仅有一万多字,篇幅比往年都短。在这么有限的内容里,围绕‘保障能源安全’,第一句话就提及煤炭清洁高效利用,足以看出煤的重要作用,以及对煤炭清洁化、高效化发展的重视。”全国人大常委会委员、中国科学院院士、中国科学技术大学校长包信和向记者表示。  如何更好实现清洁高效利用?多位代表委员指向“现代煤化工”这一主要方向。记者了解到,随着技术不断突破、产业快速兴起,我国现代煤化工发展整体处于世界领先地位。但近期,新冠肺炎疫情影响叠加国际油价闪崩,导致行业遭遇多年来的“最强”冲击,亟待寻求突破。  油价波动突显煤化工产业地位  煤化工项目的盈利能力与油价密不可分。3月以来,国际油价断崖式下滑,一度跌至20年来的最低水平,进而拉低多个煤化工产品价格,行业亏损面加大。低油价之下,现代煤化工还有空间吗?  在包信和看来,国际油价下跌带来诸多不确定因素,但从保障我国能源安全角度,恰恰体现出煤炭及相关产业的作用。“2019年,我国石油、天然气对外依存度分别超过70%、45%。面对波动,真正靠得上的还是煤。现代煤化工作为煤炭清洁高效利用的主要方向之一,有其存在的必要性和重要性。”  全国政协委员、中国工程院院士、中国科学院大连化物所所长刘中民也称,低油价之下,更应保持对现代煤化工产业的发展定力。“无论油价如何波动,我国‘贫油‘格局不会改变。国际形势越不明朗,越给我们的油品供应敲响警钟。而煤化工适用于制取大宗化学品及油品,恰好可以弥补石油资源不足。此外,煤制油、煤制气还具备战略技术储备意义,需要适当布局。”  “油价下跌对煤化工产业的影响有限,特别是对全产业链项目影响不大。”全国人大代表、榆林市市长李春临进一步称,现代煤化工是基于我国“富煤贫油少气”国情下能源替代的产物。作为国家能源革命战略的一项重要内容,其发展不会因短期国际油价和经济形势变化的干扰而转移。  站在企业角度,全国人大代表、陕西延长石油(集团)有限责任公司董事长杨悦表示,尽管低油价引发效益下滑、结构性亏损等问题,但发展现代煤化工的信心不会动摇。“煤化工产业由我国独特的资源禀赋而决定,诸如煤制油、煤制烯烃等项目,短时间内实现从基础研究到产业示范的全方位突破,在世界化工发展史上也极为少见。”  发展受阻并非低油价的“错”  面对冲击,对症下药才能药到病除。多位代表委员认为,短期来看,是国际油价暴跌导致盈利缩水、项目亏损,实则暴露出行业长期存在的竞争力不足问题。  “以跌价较为厉害的煤制乙二醇项目为例,根本原因不在于低油价,而是技术本身不够先进。”刘中民表示,由于现行技术路线有限、项目选择空间不大,一旦有了某项新技术,或在某特定阶段挣到钱,很容易造成项目扎堆投资。“大批项目一窝蜂上马,忽视了技术的更新空间。短期内或能盈利,实际并不能支撑远期发展,甚至带来过剩风险。”  杨悦也称,煤化工项目投资大、煤资源和水资源消耗量大,“三废”排放及治理难度高,是产业集中面临的突出问题。对此,技术是关键影响因素。“目前,煤炭一次转化效率有待提高,能源利用率仍不理想。比如在转化过程中,二氧化碳的生成、捕集、封存及利用方面,受限于煤化工基础工艺,进一步减排的难度非常大。再如,粉煤热解、低阶煤综合利用技术尚未形成大规模产业化推广,除煤气化技术较为成熟外,其他煤转化利用方式还需进一步完善。”  技术背后,存在人才、标准等更深层次的原因。杨悦坦言,作为一项系统化程度非常高的创新工程,从基础研究、应用研究到工程化研究设计、工业化示范推广,煤化工产业的各个环节均需要大量专业性人才支撑。“经过多年发展,行业聚集了一批高水平人才,但在科技创新,尤其是基础研究与工程化应用领域,人才短缺问题始终是制约现代煤化工发展的核心瓶颈问题。此外,行业标准制定滞后,造成部分产品优质不优价,反过来限制技术进一步发展。”  立足于成熟可靠的技术是关键  记者了解到,部分地区、企业现已主动施策,积极应对低油价冲击。  “从另一角度看,低油价倒逼产业加快转型升级。”杨悦表示,延长石油出台了6个方面、35条措施,全面打响应对低油价、推动高质量发展攻坚战。下一步,将重点围绕市场需求,转产增产高效益产品,持续加大科技投入和产学研合作,加快科技成果转化步伐,不断缩短煤炭转化链、延长产业链,创新价值链、提升效益链,尽快形成新的发展动能。  包信和指出,企业要生存,解决眼前困境是需求;行业要发展,立足于成熟可靠的技术是关键。“无论国际油价怎么变,有一点可以明确,技术必须走在前面。不能等到市场有需求的时候再去发展技术,如何把效率做高、排放做低,是产业高质量发展的核心所在。”  除了关注煤化工技术本身,杨悦表示,与煤矿、石油化工、煤电、供热等产业耦合发展,有利于能源资源梯级互补利用、提高转化效率。“延长石油靖边、延安煤油气综合利用项目,利用碳氢互补理念,实现煤炭、石油、天然气三种资源有机结合及综合转化,烯烃收率位居全国前列,较单一煤化工节水75%、减排二氧化碳51%。‘十四五’期间,将进一步探索现代煤化工技术间的耦合。”  依托技术升级,李春临也有新的发展思路。“榆林是国家批复的能源重化工基地,目前虽已取得长足发展,与建成世界一流高端能源化工基地的目标还有很大差距。其中最大短板正是化工,煤炭就地转化能力不足,资源转化的高附加值没有实现。为此,榆林将沿着煤化工产业高端化发展新战略,培育煤化工全产业链竞争优势,实现从原料向材料转化、从大宗化学品向终端应用品提升、从产业链中低端向中高端迈进,打造‘煤头化尾’的全国现代煤化工产业示范区。”