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      1. 降低企业用能成本 增量配电改革是否迎来新机遇?

        电联新媒 观点 2020-02-17 15:39:26
             

        2020年有着不平凡的开局——国网公司突然换帅,湖北省武汉市等地陆续发生新型冠状病毒感染的肺炎疫情,在举全国之力抗击疫情的同时,电力行业主动作为,除保障重点场所可靠用电、积极捐款捐物以外,也为企业及时复产复工营造良好的供用电服务环境。


        疫情突然,电力行业安全持续高效生产为稳定社会民生、保障经济不间断发展作出了突出贡献,也为打赢抗击疫情的全民阻击战奠定扎实基础和信心。


        尽管疫情结束的具体时间还未可知,但在未来保障宏观经济高效运行,扶植实体经济快速恢复,电力行业还要肩负更重的使命。


        疫情当下,需要的是冷静的思考和沉着的应对,唯有精准施策,才能实现高效重建。对于企业用能成本,除了继续降低企业使用电力的成本,还需要对于获得电力的成本进行有效甄别。增量配电改革既为优化营商环境提供更多比较竞争的样本,也为完善输配环节监管提供标尺。


        电力企业抗击疫情是一项长期战役。如何在彰显社会责任的同时,实现自身发展和经济效益的双赢,是对于所有行业,特别是公共事业型企业将要面临的重大挑战?!吨泄缌ζ笠倒芾怼罚ㄉ涎?019年12期封面文章——《增量配电改革辨得失》,希望在火热的“电力战疫”中添加一份冷思考。


        正如电力体制改革的初衷——体现市场配置资源的关键作用,有效激发市场活力,才能实现用户享有服务、企业获得合理收益、政府高效监管的深度转型和有效行业治理。


        入冬了。


        与气温一同跌入冰点的,还有第5批增量配电改革试点申报的热度。


        增量配电改革试水3年,404个试点项目或初战告捷,或不了了之,大多数蛰伏不前。


        尽管在“电改”与“混改”的双重光环加持下,增量配电改革着实撬开了社会资本合法投资、建设、运营配电网的大门,理论上也有配售电业务、综合能源服务等诸多商业模式和新兴业态可供掘金。然而,入围的“选手们”或高估了电力重资产投资的回报周期,或低估了电力产业内外部因素交织的复杂程度。


        复刻自然垄断行业的盈利模式并非易事。在嵌入实体经济方方面面的社会神经末梢上“动刀子”,势必涉及到责任、利益、习惯,甚至是情感。


        牵动的固有利益有多大,化解矛盾的难度就有多大。当对改革的理解和利益诉求无法统一之时,社会资本“抱团取暖”却“越抱越冷”,则显得并不突兀。


        01


        初战告捷


        多成于固有且清晰的利益格局


        曾有业内人士在第二轮试点申报数量明显下滑时大胆预测,“增量配电走不过第3批”;也有业内人士在第一轮降低一般工商业电价10%时就曾断言,“增量配电在第4批就此打住”。


        然而,尽管磕磕绊绊,增量配电改革试点还是艰难挺进第五批申报流程。


        这其中,有地方政府“要回”电力运行主导权和指挥权的“雄心”,也有社会资本对增量配电网隐形市场价值的默认与“野心”,更为重要的,是两部委在3年中连续下发80余份相关文件,为持续推进这项前无古人的创新改革举措彰显的恒心。


        根据中国能源研究会中小配电企业发展战略研究中心发布的数据显示,自2016年11月27日第一批试点名单公布,至2019年10月,两部委共批复试点项目404个,其间退出或取消试点项目24个,试点项目覆盖31个?。ㄇ?、市)。目前已有202个项目完成规划编制,233个项目完成业主优选,130个项目确定供电范围,106个试点项目取得电力业务许可证(供电类),75家业主单位注册成为售电公司。河南、新疆、广西及江苏四个?。ㄇ┮允坑攀坪椭饔滴竦幕钤境潭弱疑砀母锎蟪钡牡谝惶荻?。


        巧合的是,剩余380个试点项目的数量,与我国地级市的数量相差无几,但与实现“全国地级以上城市全覆盖,逐渐向县域延伸”的预期目标相比,现实情况却略显寂寥。


        按照相关文件要求,原则上应于2019年6月底建成投运的第一批106个申报试点项目中,北京、天津、浙江、四川、宁夏等地区仍有12个项目未确定业主,内蒙古、吉林、黑龙江等地区仍有23个项目未划定供电区域,其中涉及的11个项目已申请退出。第二批、第三批试点项目中,半数试点完成规划编制、业主确定等前期准备工作,截至2019年初取得电力业务许可证的试点不足20%,建成投运的增量配电项目(不含存量转试点项目)仅有5个,其余大部分项目陷入半停滞状态。


        尽管两部委从2018年年中开始对各地开展了督导调研、约谈等一系列工作,并相继建立了“试点进展情况每月通报制度”和“直接联系项目定期直报制度”,然而,这些措施都未能真正转圜增量配电改革进展缓慢的窘境。


        “上面的太阳挺大,但是我们下面感觉不到热度?!蹦呈治?个增量配电项目的业主告诉记者,“闯过了存量资产处置、区域划分这些关卡,现在试点项目的核准和接入异常艰难。这其中很大的原因是由于增量配电项目的前期电网规划不够规范,导致项目实际落地之后与规划出现较大出入,很多先天缺陷后期很难矫正;正是由于这些项目没有电网企业控股或参股,项目推进过程中涉及到各个环节的信息对中小配电企业都不透明,造成了我们在做接入系统,包括规划的过程中不能掌握第一手资料,后续需要反复审核,导致接入系统无限期延后,这与园区企业希望我们能及早供电发生冲突?!?


        在前三批申报试点中不难发现,各地区申报方不约而同地将目光聚焦于需要新规划、新投资的新建配网项目上。这其中不排除某些试点省份将试点项目当作一般性投资盲目上报,也有部分地方主管部门在批复文件中仅对项目名称、配电区域进行了批复,造成后续项目推进困难、甚至流标、投资方退出等情况。


        然而,任何新建增量配电项目在区域划分、电源接入上都难以避免地与传统电网企业发生直接利益冲突,即便是彼此各不相干的区域,电网公司作为企业也有不断扩张经营区域的战略本能。而在理论上可行的前置审核关口,通过充分论证以避免后期诸多争议的做法,又是否适用于由利益相关方为主导,进行配网规划的现实?


        与四处碰壁的新建增量配电项目形成巨大反差的,是存量转增量试点项目的轻装上阵?!坝肫浒压嗑栏鹩谙钢δ┙诘敝?,不如让具备条件的试点先跑起来”,俨然成为从艰难的改革实践中提炼出的业界共识。


        “对于存量转增量的项目,大都是历史沿革经营区内的配电经营单位,实际业主基本确定,投资界面相对清晰,摇摆不定的因素比较少,与传统电网企业的争议也比较少,相对来说比较容易能够完成试点任务?!蹦炒媪孔隽颗涞缡缘阆钅恳抵鞲嫠呒钦?。


        事实上,由于特定的历史背景和社会经济原因,目前我国配电领域的运营主体并不单一。陕西、湖南、四川、广西等?。ㄇ┯傻胤焦┑缙笠倒芾淼南丶都耙韵屡涞缤壤匀缓艽?,全国没有上划省级及以上电网企业管理的趸售县、自发自供的既有用户侧配电网比比皆是。而这些长期执行配电业务的用户侧存量资产,除部分承担了社会责任和交叉补贴外,个别项目还接入了百万机组,成为实质上的用户侧电力系统,但其法律地位仍是转供主体,业务管理模式也相对固化、或欠缺规范。


        “与其让这些存量电力系统游走于监管之外,不如借增量配网改革的机会让其‘转正’,正式纳入监管范畴。让在路上的项目先跑起来,既不违背改革初衷,也能积累经验,推动后续改革朝着更科学、更合理的方向发展?!币的谌耸克?。


        从第四批试点项目的名单中不难看出,以甘肃酒泉核技术产业园等84个项目为代表的大型企业产业园区、矿区、港区转制增量配电网已成为主流趋势。存量配电网除了具有清晰利益格局和固有生存模式外,还可以巧妙回避纯增量配电网招商引资、负荷电量增长与配电网投资构成的“鸡与蛋”的困局;更为重要的是,通过行业规范化的监管,利用市场化的手段将长期沉淀于用户侧的存量资产盘活,以配电末端的改革为契机,推动长期游离于电网之外的用户侧电力系统营商环境的改善,进而降低制造业用能成本。


        “目前,增量配电试点还处于萌芽阶段,多数地方政府会统筹考虑面对增量配网与电网企业的态度;也有很多声音不断质疑社会资本的专业性,认为专业的事应该交给专业的人来做?!蹦炒媪肯钅恳抵鞲嫠呒钦?,“随着增量配电试点业务的推进,势必有一批中小配网企业做大做强,成为一股不可忽视的力量,获得地方政府的信任和电网企业的尊重。而如何在兼顾市场的前提下完成既定的改革目标,不单单是社会资本参与的问题,而是全行业的行为?!?


        不可否认,高准入门槛的配电业务存在天然的“从业天堑”,而战略层面的确定性与实践层面的弱操作性,使404个试点项目如散落在全国各地的棱镜一般,折射出各利益相关方带有明显地区特性的心态及策略;改革热情的“退烧”,各方的冷静与谨慎,也淋漓尽致地演绎出了改革的困惑与艰辛。


        对地方政府而言,电网从弱到强的过程,见证了地方经济发展壮大的历程,特别是在部分以电力为基础性产业的省份,地方政府出于对省内经济发展的顾虑,倚重和拿捏的尺度摇摆不定并不难以理解;从电网企业的角度来看,其长期以来为地方、国家承担了大量的社会责任,而无论是继续发挥规模效益,还是出于同质化竞争的排他性,选择“战略防守”也在企业合理的发展逻辑之中;从社会资本参与改革的角度出发,作为电力体制改革引入的新生事物,与原有主体相比,往往存在技术、成本及规模等劣势,与此同时还要肩负起激活电网企业“狼性”的重任,其所面对的改革推进周期,与利益的调整再分配,注定是漫长且残酷的。


        三年的时间,于主体的培育,于改革的过程都不算不长,在三年中,所有改革的参与者不可谓不“竭尽全力”,但似乎还没能通过增量配电改革的探索,摸索出企业与市场、垄断与竞争的边界。


        诚然,鲜有当局者可以超脱出眼前局部和微观利益,那么不如换个视角来统观行业发展走向——不论是考虑传统电网企业的投资承受能力,还是着眼于大电网与配电网在功能定位、运营效率的区分与统筹,抑或是中央与地方属地化管理的职责与分工,投资主体多元化和市场化都将是未来的大势所趋。


        而由引入标尺性竞争的改革内涵,延伸至搞活地方经济、降低企业用能成本的外延,对于多元化市场主体利益的兼顾,以及对于传统体制赋予电网企业强大垄断资源的约束,在一定程度上决定了增量配电改革还能走多远。


        想必,成为试点只是第一步,真正落地运营才是成败的关键。


        02


        裹足不前


        多羁绊于投资回报的窗口期


        和任何企业的发展逻辑无异,社会资本参与增量配电改革,关注盈利性是再正常不过的事情了。而在当初寄希望于对标对表传统电网企业配电业务回报率的社会资本,在实操阶段却发现,仅靠不到几分钱的配电价差作为利润,无限期地拉长了投资回报的窗口期。


        “上个月和电网企业结算电费72万元,从区域内用户收上来的电费只有37万元,现在电费倒挂,我们是供一度赔一度?!蹦承陆ㄔ隽颗涞缦钅恳抵鞲嫠呒钦?,“目前我们都是以大工业用户的价格与电网进行结算,但是园区内还要承??蒲?、农灌等保底性供电。现在项目处于建设期,最高运行效率只有12%,如果经济环境没有大的改观,接下来连生存都是个问题?!?


        在主营业务上的亏损,“出身”不同的存量配电项目也有相同的境遇?!霸诿挥小?,我们以大用户的身份从电网购电,对园区内用户有自主定价权,可以通过小范围的交叉补贴进行平衡并实现盈利。而在‘转正’之后实行了同网同价,但是配网的建设和运行模式、服务标准还沿袭了降价之前的内容,对于提供高可靠性和优质服务的高成本投入,却没有区别电价进行回收,只靠不到3分钱的配电价差难以为继,目前公司处于亏损状态?!?


        无论是“高买低卖”形成“供一度赔一度”的电费倒挂,还是“出让”自主定价权导致“转正之日即亏损之时”的处境,在当前困扰增量配电项目主营业务盈利性的诸多问题背后,矛盾的焦点直指基本电费的缴纳。


        为解决这一问题,在这场由地方政府作为主要推手的改革中,18个先行先试的省份依据国家发改委《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》,在究竟是一部制还是两部制,究竟是“按需”还是“从容”的结算方式上作出了大胆尝试。


        其中,云南、贵州两省出台的基本电费缴纳方式并没有纠结于输配电投资,而是直接核定了明确的价格上限,基本电费也由原来的全额缴纳进阶至“从量缴纳”,有效避免了增量配电网前期因负荷率低造成的亏损,同时,也可以减少存量配电网内具有生产周期性企业、负荷波动大的企业因负荷倒切产生的额外支出。但是两省出台的政策却都回避掉了容量电价的电压等级区分问题,依然保持了“一口价”。


        在中部地区,河南省的设想十分清晰,创造性提出“按照输配电投资比例分享基本电费”的方案,但在实际操作中的落地效果还有待观察;四川省的规则则更加直接且明确——增量配电网作为配电企业,享有配电网企业的权力和义务,无需向上级电网企业缴纳基本电费和高可靠性供电费,进一步体现了配电企业的贡献。


        不过,全国其他地区对于改革的推动力度,或需遵从于当地经济社会发展环境,或需权衡不同政务环境下各方的利益诉求与倚重,改革的步调并不一致。


        不约而同地,增量配电项目业主们纷纷将目光聚焦于“园区整体参与市场化交易”的政策利好上来,寄希望通过网间结算的方式,合理规避争议过于集中的基本电费,同时通过市场化电价形成机制,以“打包电量”的形式与电网公司进行结算,适当降低购电成本。


        但是,以网间结算作为突破口的折中路线,难度并不亚于基本电费“分成”思路的“单刀直入”,几乎所有的拿到配售电营业牌照的项目业主,只能按照交易中心的既定路线,代理区域内部分用户以直购电的形式参与到市场化交易中,因为“园区整体参与交易”的利益换手,同样绕不开各方对文件理解的差异,以及电力市场环境、相关交易规则的隐形壁垒。


        事实上,无论是纠结于网间结算1:1与1:多的复杂关系,还是胶着于重复收费或是结算模式,技术层面频繁“过招”的背后,是增量配电项目业主极力主张的网间平等关系。


        尽管国家相关部委在近期发布的《电网公平开放监管办法》等相关文件中,都明确界定了增量配电网“属于公用电网范畴”,其性质与传统地方电网并无区别。然而,究竟是“电网”还是“用户”,这个看似不大的问题却困扰着很多增量配电试点的项目业主——因为身份的确认,还意味着增量配网与大电网之间调度关系、结算关系等一系列改变的开始。


        业内人士告诉记者,首先,现行输配电价核定的目录电价、容量电费均是按照电力用户接入考虑,而网网互联并不需要收取容量电费,现行的结算机制与配电业务与大电网之间网间结算的逻辑并不一致。其次,如果作为电网互联,则应用联网工程的概念去考虑互联问题,更多参考增量配网企业的规划和发展意愿决定联网的电压等级,而非以目前存量用户的规模和电压等级接入,同时应以联网电压等级作为增量配网企业收取输配电价的依据。最后,随着增量配网形式的多元,依托增量配网的分布式能源、多能互补等元素会越来越丰富,部分电量规模较大的增量配网会逐渐模糊负荷侧和发电侧的界限,以有源负荷的形式存在,这也需要与之配套的配网调度运行权、配网内电源的发电调度权,以及相应的市场交易权。


        显然,如果认定为“不同电网之间的互联”,双方应以并网协议的方式清晰界定双方的权利和义务。但目前国家相关的法律法规、规章文件都是针对单一电网投资主体而设计,相关部门尚未出台针对增量配网与大电网之间并联互联经济权利和义务的指导性文件,来有效界定“网网互联”的合理权益,因而也导致了大量增量配网项目“合乎文件不合法”的尴尬处境。


        “复刻大电网的配电运营模式并不简单,对于增量配电项目来说,大多数中小配电企业都不具备正常运营电网的企业发展环境?!毕钅恳抵鞲嫠呒钦?,“以基本维系生存的价差利润倒逼辅助增值业务的开展,确实存在上千亿的想象空间,但配电网每年的基础设施维护和建设投入,以及固定资产折旧等可观的费用,在现阶段如果不能依靠配电业务回收成本,而将重心放在辅助增值业务之上,对于增量配电项目业主来说,运营的难度可想而知?!?


        身份未明,前途未卜——或将“被用户化”“被供电局化”,最终沦为“一小部分社会资本参与配网建设”的结局,恰恰暗指了此项改革之所以“不被看好”的原因。


        反观本轮电力体制改革的核心要义,对于电网企业而言,以输配电价作为主营业务收入是本次电改“管住中间”的具体体现,而大电网与增量配电业务的网间利益分割边界,以及配网投资、负荷是否计入大电网输配电价核定时的准许成本,则预示着截然不同的效果和结局。


        项目业主向记者坦言,“现在很多人把我们称为电改先锋,其实刚开始我们也没有想过这个项目会走这么远,但是从一个企业的角度来说,要有一定的收益来保证项目的存活。现在国家倡导降低企业的用能成本,我们也很想参与进来,以现在的情况,基本上断了增量配电网以后的发展前景,我们又哪里来的底气和实力给用户降价呢?”


        毕竟,“放开两边”,不单单体现在市场化改革中通过上游发电侧竞争释放的改革红利。


        03


        再出发


        离不开思想的统一和体制机制的松绑


        增量配电改革从懵懂到萌发,有人饱含理想,有人看重利益,也有对于电网“破碎化”的质疑和徒增改革成本的焦虑。当各方矛盾难以调和时,不如退回到改革的原点,从用户的获得感出发,来重新审视效率与效益的边界。


        从宏观层面来看,无论是电力市场化改革,还是投资体制变革,都是凭借生产关系的调整,来实现市场在资源配置中的决定性作用,以及更好地发挥政府作用。从中观层面来看,以市场化的手段实现企业用能成本的降低,正是从9号文印发以来所有改革参与者致力于和共勉之的方向。从微观的角度分析,降低企业用能成本,既包含降低使用电力的价格,也囊括获得电力的成本,通过两个层次叠加效应,降低地方经济发展的能源使用总成本,激发市场活力。


        值得欣喜的是,通过3年不断丰富市场投资主体的实践,增量配电改革在促进提升电网服务水平和经营效率等方面,不可谓没有实现阶段性的目标。


        以接电成本和响应速度来看,为了应对多元投资主体在配电侧的市场竞争,防止更多电网投资以外的配电网出现,传统电网企业对于园区配网项目建设的响应速度大幅提升。从降低获得电力的成本来看,一方面,之前由政府和企业投资,并有可能无偿移交电网企业的“红线”以外的电力设施,通过引入社会资本的力量进行投资和盘活,进一步减轻了企业和地方在接入成本上的负担;与此同时,部分地区通过“放管服”改革,将低压用户界定到200千伏安以下,减少用户相应的配变投资,甚至还逐渐出现了传统电网企业对用户侧投资延伸至企业“红线”内的案例。


        但仅仅以此来判别和衡量改革的成败,显然有些过于乐观和中庸——增量配电改革的初衷并不是一项单纯以吸引社会资本解决电网投资不足问题的改革举措?!巴ü匦砭竦檬渑涞缤耐獠啃畔?,进一步从价格审批向成本监审转变,探索形成电网准入退出、投资运营,再到服务质量与价格挂钩的闭环监管机制”,已经成为业内对于此项改革达成目标的共识。


        事实上,在省级输配电价第一轮监管周期中,就曾暴露出缺乏电网设备利用率和投资效率的判别依据、且电价过于复杂化的弊端。电网的投资规模、成本高低,以及投资效率都直接影响输配电价水平,最终关系到用户参与市场交易后对用电成本的感受,稍有遗漏,市场竞争带来的红利就会被抵消甚至反噬;在没有相应基准作为衡量标准的情况下,大部分省份只能参照省级电网提供的资料进行研判。同时,目前大部分省份核定的输配电价中,在低电压等级配网的价格空间不足也与未来电网投资重点向配网转移相左。


        从对已形成的价格进行监管,向未发生的投资合理性进行甄别,显然,增量配电改革正在不断推动电网成本监审的精细化,但这一方面需要人力、物力等大量的监管成本投入,另一方面,还有很多现实问题需要逐一厘清,比如业界较为模糊的输电网与配电网的精确定义,再比如在我国已长期实施多年的交叉补贴政策。


        电网领域研究人士告诉记者,如果从输配分开的角度,先不论切分的确切电压等级,单纯按照现行省级电力公司供电局层面向下切分,就会导致每一个供电局将自身的价格、成本、地区间的交叉补贴体现出来,这也就意味着越穷的地方价格越高,越富的地方价格越低,而这样的情况一定不是省级政府部门愿意看到的,省级电网之所以实行统一的输配电价,就是希望实现贫富间的帮扶。如果把配电环节电压等级差加大,必然意味着居民和农业电价的上涨,这样于用户、于国家、于现阶段的社会经济发展水平,都是难以接受和承受的。


        从2005年以来,电网企业逐渐加大中西部地区电网建设、农网改造、扶贫、政策专项等经济效益甚微的投资;同时,近几年工业园区、高新科技园区等电网建设虽按照规划完成,但由于经济形势影响以及去产能政策的实施,部分用户用电量没有达到当初规划用电量,而这些沉没成本也计入了输配电价。这不仅是输配电价成本监审的问题,也是全社会内外部因素相互交织的共同影响。


        两权相害时往往取其轻。但是对于监管部门来说,按照现行省级输配电价核定配电价格,无法直接对比配电企业之间的经营水平和能力,“比较竞争”的作用会因此大打折扣;同时随着增量配网试点不断扩围,改革参与者对配电价格结构与成本监审体系重新调整的呼声愈加强烈。难道当真要等到“政府下决心把交叉补贴解决,增量配网的春天才真正来临”?


        办法应该比问题多。在国家《关于制定地方电网和增量配电网价格指导意见》中,明确规定“不同电压等级输配电价与实际成本差异过大,省级价格主管部门可根据实际情况,向国务院价格主管部门申请调整省级电网输配电价结构?!苯衲昴瓿趿讲课路⒌摹豆赜诮徊酵平隽颗涞缫滴窀母锏耐ㄖ芬裁魅妨嗽隽颗渫笠翟诒Vづ涞缜蚰谟没骄涞缂鄹癫桓哂诤硕ㄅ涞缂鄹袼降那榭鱿?,可以采取灵活的价格策略,探索新的经营模式。这些政策无疑为各地增量配网项目电价的制定提供了更多操作空间。


        在近期国家能源局发布的电价监管报告中,曾在同一起跑线上的蒙西和蒙东电网,用电侧的度电价差已经达到保守估计的9分钱。在同样的资源禀赋,同样地广人稀,存在交叉补贴的蒙西电网,用户侧的电价水平远远低于全国其他省份。尽管其中可能存在区域特性难以复制,但是蒙西的案例为为政者跳出工程思维模式下技术层面的掣肘,从行业发展的角度看待监管体系变革,以及中央和地方责权、事权分工的探讨提供了值得深刻剖析的范本。


        曾有业内人士感慨,今日的冲撞与迂回,仿佛回到了上一轮发电侧放开前的那一个个不眠夜。


        由多元化投资主体引入的改革风暴,注定是制度化、市场化的新一轮认知更新——以配电末端为沃土,培育好专业化、市场化的配电主体和用户能源服务主体,才能更好地孕育用户侧专业化的服务市场和能源互联的新业态。


        对于增量配电改革的羁绊,不可操之过急,也不可置之不理,遵从行业发展的客观规律,才能更好地发挥混合所有制改革的预期效果,兼顾市场主体利益与用户获得感之间的平衡。


        因为这项改革,并不是以传承为主的修修补补,也不是以颠覆为主的大刀阔斧,而是一场以实现用户享有服务、企业获得合理收益、政府实现有效监管为前提,关乎电网生态模式、行业治理方式的深度转型的持续之旅。(作者:陈敏曦)

        (编辑:张艳  审校:寇建仁)
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        1、作为国际能源定价之锚的国际油价,其大幅下跌引发市场对能源价格整体下行的担忧,从长期来看,各类能源产品价格走势大致会保持一致。 就国内煤价而言,从历史数据看,油价跟国内煤价的走势中短期并不一致,一方面因为煤炭价格的金融属性较弱,另一方面因为煤炭和油气的需求基本面有一定差异,煤炭的需求和价格更多是受中国和亚洲的需求影响,而油气的需求更多是受欧美的影响。 更多精彩资讯点击这里

        5 2月大秦线完成货物运输量2371万吨 同比下降25.56% 2020-03-11

        大秦铁路3月10日晚间发布的公告显示,2020年2月,公司核心经营资产大秦线完成货物运输量2371万吨,同比下降25.56%。 环比来看,较1月份减少767万吨,下降32.35%。 2月份日均运量81.76万吨,较1月份的101.23万吨减少19.47万吨。 大秦线2月份日均开行重车60.0列,其中:日均开行2万吨列车3

        6 需求疲软+政策收紧 进口煤价格或将持续走低 2020-03-10

        海关最新统计数据显示,今年前2个月,煤及褐煤共进口6806万吨,同比增长33.1%。处于新冠状病毒疫情控制期,尚能激增33.1%,若非疫情影响,2020年前两月煤炭进口量大概率更创新高。 不过近日,有市场消息称,今年煤炭进口政策执行力大大增强,较之前异常严格,进口煤大增将不能持续。 市场消息称,因进口煤到岸量暴增,目前广东海关口已头告知2020年

        7 短期内全球油价暴跌不会对国内煤价产生明显影响 2020-03-10

        3月9日,全球原油价格一度下跌了30%以上,这是1991年海湾战争以来的最大跌幅,致使全球市场陷入恐慌性暴跌。美股期货熔断,中东股市熔断,产油国货币快速贬值到上世纪80年代以来最弱,黄金大涨到1700美元。3月9日,周一金融市场开盘出现惨烈崩盘。 据悉,疫情冲击叠加OPEC+谈判失败,导致国际油价崩盘。亚太开盘后,国际原油期货大幅跳空低开。布伦特原油期货短短数秒内崩跌31

        8 每日煤市要闻回顾(2020/3/10) 2020-03-10

        3月上旬内蒙古动力煤坑口价电煤购进价均小幅上涨 内蒙古发改委消息据各盟市上报的煤炭价格监测数据显示,2020年3月上旬,内蒙古自治区动力煤坑口价格、电煤购进价格均小幅上涨。 3月5日,全区主产地动力煤平均坑口结算价格为225.74元/吨,与2020年2月25日相比(下称环比)略涨0.48... 云南:2019年关闭退出煤矿67处 3

        9 2月台湾煤炭进口量环比增19% 2020-03-10

        台湾海关初步统计数据显示,2月份,台湾共进口煤炭472.21万吨,同比增加18.74%,环比增长19.04%,进口量较今年1月份的历史低点明显回升。 2月份,台湾烟煤进口量为396.29万吨,同环比分别增长16.25%和16.87%;当月次烟煤进口量为73.21万吨,同比大增54.42%,环比增长38%;无烟煤进口量为1.32万吨,同环比分别大降62.36%

        10 两起煤矿事故跟踪!产地煤矿跌价范围进一步扩大!山西焦炭煤炭出口情况! 2020-03-10

        1、3月8日,山西煤监局晋中分局报告,山西煤炭运销公司晋中紫金煤业有限公司2月23日发生一起较大事故。 山西煤监局党组书记、局长王端武指出,此次事故是一起瞒报事故,性质恶劣,影响严重。3月9日,由山西煤监局牵头,山西省应急管理厅、晋中市政府及市有关部门组成的山西煤炭运销集团晋中紫金煤业有限公司“2·23”较大顶板事故调查组,在晋中市榆次区成立,并召开事故调查组第一次成员会议。 更多精彩资讯点击这里

        综合排行

        1 国内煤市要闻回顾(3.2-3.6) 2020-03-06

        新疆55家煤企复工复产 新疆自治区政府网站3月5日消息,截至目前,全区煤炭复工复产企业55家,1-2月,全区原煤生产量3751.11万吨,比上年同期增长17.7%。 其中,1-2月,哈密市煤炭总量达到1098.91万吨,比上年同期增长44%;昌吉州煤炭产量达到1865.1万吨,比上年同期增长22.7%。 山西省煤矿复产率

        2 国际煤市要闻回顾(3.2-3.6) 2020-03-06

        2月澳格拉斯通港出口中国煤炭量环比降22.8% 近日,澳大利亚格拉斯通港口公司发布数据显示,2月份,该港向中国出口煤炭量同比有所增长,但环比明显下降。 2月份,格拉斯通港向中国出口煤炭109.54万吨,较上年同期的105.5万吨增长3.83%,较1月份的141.9万吨下降22.81%。 2月纽卡斯尔港出口中国煤炭量连续第

        3 运输货盘稀缺 沿海煤炭运价持续下探 2020-03-06

        本周,沿海煤炭运价继续处于下跌通道,不过跌幅进一步收窄。截至3月5日沿海煤炭运价指数为465,较前一日下跌5点,跌幅为1.06%;较上周同期下跌12点,跌幅为2.52%;较去年同期下跌241点,跌幅34.14%。 随着全国范围内疫情形势的好转,工业生产活动加速恢复,下游电厂日耗有所增加,但增速远低于预期,仍较去年同期偏低20万吨,库存水平则再次

        4 截止3月5日鄂尔多斯复产煤矿169座在产产能5.64亿吨 2020-03-06

        鄂尔多斯能源局3月5日发布的煤炭电力保供动态显示,截止3月5日,鄂尔多斯全市累计复产煤矿169座,在生产煤矿总产能5.64亿吨,其中当日新增复工复产煤矿3座,产能0.06亿吨。 3月5日,全市销售煤炭184万吨,其中铁路销售89万吨(坑口直达58万吨、集运站发运31万吨),公路销售95万吨。区外销售106万吨,区内销售78万吨。 3月5日,全市媒

        5 国内炼焦煤市场一周评述(3.2-3.6) 2020-03-06

        现状总结: 价格方面,主产地煤矿降价范围进一步扩大。主焦、肥煤及气煤等多煤种价格下跌20-120元/吨不等。其中,山西临汾、长治地区的低硫焦煤跌幅最大,部分煤矿价格已低于春节前价格,降后低硫主焦主流煤价为1510-1550元/吨。 生产方面,煤矿复产进度加快,多数煤矿已经复工,且产量逐步恢复正常。其中,山西吕梁、临汾地区产量基本恢复。但是,山西太

        6 一周钢铁业要闻回顾(3.02-3.06) 2020-03-06

        【国际】 中钢协:二月份全球钢市继续调整 跌幅收敛 据中钢协报道,二月份的国际钢市震荡下行。 报告期,钢之家全球钢材基准价格指数为102点,周环比下跌0.9%(跌幅收敛),月环比下跌1.5%(跌幅扩大),月同比下跌9.2%(跌幅扩大),年同比下跌8.1%(跌幅扩大)。 指数运行可见,虽然二月份的

        7 一周新能源要闻回顾(3.02-3.06) 2020-03-06

        【综合】 2019年全国四季度新能源电力消纳评估分析 ·2019年底全国风电装机达到2.1亿千瓦,全年新增并网风电装机2574万千瓦,增速有所提升。全国光伏装机达到2亿千瓦,全年新增并网光伏装机3011万千瓦,增速较去年同期放缓。 ·风电、光伏四季度新增并网投产较为集中。风电四季度新增并网装机1222万千瓦,占全年风电新

        8 一周天然气要闻回顾(3.02-3.06) 2020-03-06

        【国际】 新冠病毒殃及全球油气产业 新冠病毒肆虐全球,大量航班取消,一批工厂停产,交通运输业、制造业和旅游业均处于低迷状态。这显着降低了全球范围内对油气能源的需求,国际油价承蒙巨大压力,天然气价格已接近四年低点。分析认为,国际能源行情处于熊市状态,全球油气产业已被新冠肺炎疫情拖累,在完全可防可控前,疫情将成为悬在国际油市头上的“利?!?。

        9 本周国内粗苯市场整体下行(3.02-3.06) 2020-03-06

        本周(3.02-3.06,下同)国内粗苯市场整体下行,且幅度明显,山东地区本周商谈在3850-3920元/吨附近,后期低位出货为主。 纯苯市场的弱势是本轮粗苯市场下滑的主因,周初中石化纯苯挂牌价下调200元/吨至5150元/吨,加剧了场内担忧心态,且苯加氢企业盈利不佳,对粗苯开始打压,粗苯商谈下滑明显。 因纯苯外盘近日有所上涨,纯苯市场商谈氛围稍

        10 本周国内煤焦油市场再度上行(3.02-3.06) 2020-03-06

        本周(3.02-3.06,下同)国内煤焦油市场再度上行,拍卖涨幅在100-400元/吨不等,市场整体上涨约200元/吨。 虽然煤焦油市场价格再度大幅上行,但是下游产品抵触情绪也明显增加,河北主流厂家流标,据了解最高出价在2525元/吨,低于市场均价,下游厂家对高价抵触情绪较为浓烈。 目前焦企开工率多已恢复至正常水平,煤焦油供应短缺现象有所缓解,但

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