央企投资监督管理办法修订出台
日前,国资委修订发布《中央企业投资监督管理办法》和《中央企业境外投资监督管理办法》,中央企业境外投资应提高收益水平,实现国有资产保值增值。
对于中央企业违反规定,未履行或者未正确履行投资管理职责造成国有资产损失以及其他严重不良后果将依法进行追责。
此外,明确出资人投资监管底线,划定中央企业投资行为红线。试行投资项目负面清单管理,设定禁止类和特别监管类投资项目,实行分类监管。列入负面清单禁止类的(境外)投资项目,中央企业一律不得投资。
环保部发布:《火电厂污染防治技术政策》
为贯彻《中华人民共和国环境保护法》,改善环境质量,保障人体健康,完善环境技术管理体系,推动污染防治技术进步,环境保护部组织制定了《火电厂污染防治技术政策》,现予公布,供参照执行。
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附件:火电厂污染防治技术政策
环境保护部
2017年1月10日
抄送:各省、自治区、直辖市环境保护厅(局),新疆生产建设兵团环境保护局。
环境保护部办公厅2017年1月11日印发
火电厂污染防治技术政策
一、总则
(一)为贯彻《中华人民共和国环境保护法》等法律法规,防治火电厂排放废气、废水、噪声、固体废物等造成的污染,改善环境质量,保护生态环境,促进火电行业健康持续发展及污染防治技术进步,制定本技术政策。
(二)本技术政策适用于以煤、煤矸石、泥煤、石油焦及油页岩等为燃料的火电厂,以油、气等为燃料的火电厂可参照执行。不适用于以生活垃圾、危险废物为主要燃料的火电厂。
(三)本技术政策为指导性技术文件,可为火电行业污染防治规划制定、污染物达标排放技术选择、环境影响评价和排污许可制度贯彻实施等环境管理及企业污染防治工作提供技术支撑。
(四)火电厂的污染防治应遵循和提倡源头控制与末端治理相结合的技术路线;污染防治技术的选择应因煤制宜、因炉制宜、因地制宜,并统筹兼顾技术先进、经济合理、便于维护的原则。
二、源头控制
(一)全国新建燃煤发电项目原则上应采用60万千瓦以上超超临界机组,平均供电煤耗低于300克标准煤/千瓦时。
(二)进一步提高小火电机组淘汰标准,对经整改仍不符合能耗、环保、质量、安全等要求的,由地方政府予以淘汰关停。优先淘汰改造后仍不符合能效、环保等标准的30万千瓦以下机组。
(三)坚持“以热定电”,建设高效燃煤热电机组,科学制定热电联产规划和供热专项规划,同步完善配套供热管网,对集中供热范围内的分散燃煤小锅炉实施替代和限期淘汰。
(四)进一步加大煤炭的洗选量,提高动力煤的质量。加强对煤炭开采、运输、存储、输送等过程中的环境管理,防治煤粉扬尘污染。
三、大气污染防治
(一)燃煤电厂大气污染防治应以实施达标排放为基本要求,以全面实施超低排放为目标。
(二)火电厂达标排放技术路线选择应遵循以下原则:
1.火电厂除尘技术:
火电厂除尘技术包括电除尘、电袋复合除尘和袋式除尘。若飞灰工况比电阻超出1×104~1×1011欧姆·厘米范围,建议优先选择电袋复合或袋式技术;否则,应通过技术经济分析,选择适宜的除尘技术。
2.火电厂烟气脱硫技术:
(1)石灰石-石膏法烟气脱硫技术宜在有稳定石灰石来源的燃煤发电机组建设烟气脱硫设施时选用。
(2)氨法烟气脱硫技术宜在环境不敏感、有稳定氨来源地区的30万千瓦及以下燃煤发电机组建设烟气脱硫设施时选用,但应采取措施防止氨大量逃逸。
(3)海水法烟气脱硫技术在满足当地环境功能区划的前提下,宜在我国东、南部沿海海水扩散条件良好地区,燃用低硫煤种机组建设烟气脱硫设施时选用。
(4)烟气循环流化床法脱硫技术宜在干旱缺水及环境容量较大地区,燃用中低硫煤种且容量在30万千瓦及以下机组建设烟气脱硫设施时选用。
3.火电厂烟气氮氧化物控制技术:
(1)火电厂氮氧化物治理应采用低氮燃烧技术与烟气脱硝技术配合使用的技术路线。
(2)煤粉锅炉烟气脱硝宜选用选择性催化还原技术(SCR);循环流化床锅炉烟气脱硝宜选用非选择性催化还原技术(SNCR)。
(三)燃煤电厂超低排放技术路线选择时应充分考虑炉型、煤种、排放要求、场地等因素,必要时可采取“一炉一策”。具体原则如下:
1.超低排放除尘技术宜选用高效电源电除尘、低低温电除尘、超净电袋复合除尘、袋式除尘及移动电极电除尘等,必要时在脱硫装置后增设湿式电除尘。
2.超低排放脱硫技术宜选用增效的石灰石-石膏法、氨法、海水法及烟气循环流化床法,并注重湿法脱硫技术对颗粒物的协同脱除作用。
(1)石灰石-石膏法应在传统空塔喷淋技术的基础上,根据煤种硫含量等参数,选择能够改善气液分布和提高传质效率的复合塔技术或可形成物理分区和自然分区的pH分区技术。
(2)氨法、海水法及烟气循环流化床法应在传统工艺的基础上进行提效优化。
3.超低排放脱硝技术煤粉锅炉宜选用高效低氮燃烧与SCR配合使用的技术路线,若不能满足排放要求,可采用增加催化剂层数、增加喷氨量等措施,应有效控制氨逃逸;循环流化床锅炉宜优先选用SNCR,必要时可采用SNCR-SCR联合技术。
(四)火电厂灰场及脱硫剂石灰石或石灰在装卸、存储及输送过程中应采取有效措施防治扬尘污染。
(五)粉煤灰运输须使用专用封闭罐车,并严格遵守有关部门规定和要求。
(六)火电厂烟气中汞等重金属的去除应以脱硝、除尘及脱硫等设备的协同脱除作用为首选,若仍未满足排放要求,可采用单项脱汞技术。
(七)火电厂除尘、脱硫及脱硝等设施在运行过程中,应统筹考虑各设施之间的协同作用,全流程优化装备。
四、水污染防治
(一)火电厂水污染防治应遵循分类处理、一水多用的原则。鼓励火电厂实现废水的循环使用不外排。
(二)煤泥废水、空预器及省煤器冲洗废水等宜采用混凝、沉淀或过滤等方法处理后循环使用。
(三)含油废水宜采用隔油或气浮等方式进行处理;化学清洗废水宜采用氧化、混凝、澄清等方法进行处理,应避免与其他废水混合处理。
(四)脱硫废水宜经石灰处理、混凝、澄清、中和等工艺处理后回用。鼓励采用蒸发干燥或蒸发结晶等处理工艺,实现脱硫废水不外排。
(五)火电厂生活污水经收集后,宜采用二级生化处理,经消毒后可采用绿化、冲洗等方式回用。
五、固体废物污染防治
(一)火电厂固体废物主要包括粉煤灰、脱硫石膏、废旧布袋和废烟气脱硝催化剂等,应遵循优先综合利用的原则。
(二)粉煤灰、脱硫石膏、废旧布袋应使用专门的存放场地,贮存设施应参照《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》(GB 18599)的相关要求进行管理。
(三)粉煤灰综合利用应优先生产普通硅酸盐水泥、粉煤灰水泥及混凝土等,其指标应满足《用于水泥和混凝土中的粉煤灰》(GB/T 1596)的要求。
(四)应强化脱硫石膏产生、贮存、利用等过程中的环境管理,确保脱硫石膏的综合利用。
1.石灰石-石膏法脱硫技术所用的石灰石中碳酸钙含量应不小于90%。
2.燃煤电厂石灰石-石膏法烟气脱硫工艺产生的脱硫石膏的技术指标应满足《烟气脱硫石膏》(JC/T 2074)的相关要求。
3.脱硫石膏宜优先用于石膏建材产品或水泥调凝剂的生产。
(五)袋式或电袋复合除尘器产生的废旧布袋应进行无害化处理。
(六)失活烟气脱硝催化剂(钒钛系)应优先进行再生,不可再生且无法利用的废烟气脱硝催化剂(钒钛系)在贮存、转移及处置等过程中应按危险废物进行管理。
六、噪声污染防治
(一)火电厂噪声污染防治应遵循“合理布局、源头控制”的原则。
(二)应通过合理的生产布局减少对厂界外噪声敏感目标的影响。鼓励采用低噪声设备,对于噪声较大的各类风机、磨煤机、冷却塔等应采取隔振、减振、隔声、消声等措施。
七、二次污染防治
(一)SCR、SNCR-SCR、SNCR脱硝技术及氨法脱硫技术的氨逃逸浓度应满足相关标准要求。
(二)火电厂应加强脱硝设施运行管理,并注重低低温电除尘器、电袋复合除尘器及湿法脱硫等措施对三氧化硫的协同脱除作用。
(三)脱硫石膏无综合利用条件时,应经脱水贮存,附着水含量(湿基)不应超过10%。若在灰场露天堆放时,应采取措施防治扬尘污染,并按相关要求进行防渗处理。
八、新技术开发
鼓励以下新技术、新材料和新装备研发和推广:
(一)火电厂低浓度颗粒物、细颗粒物排放检测技术及在线监测技术,烟气中三氧化硫、氨及可凝结颗粒物等的检测与控制技术。
(二)W型火焰锅炉氮氧化物防治技术。
(三)烟气中汞等重金属控制技术与在线监测设备。
(四)脱硫石膏高附加值产品制备技术。
(五)火电厂多污染物协同治理技术。
(六)火电厂低温脱硝催化剂。
能源十三五:煤炭消费总量控制在41亿吨以内
国家发改委、能源局17日对外发布《能源发展“十三五”规划》称,按照“十三五”规划《纲要》总体要求,综合考虑安全、资源、环境、技术、经济等因素,2020年能源发展主要目标是:
能源消费总量控制在50亿吨标准煤以内,煤炭消费总量控制在41亿吨以内。全社会用电量预期为6.8-7.2万亿千瓦时。
能源自给率保持在80%以上,增强能源安全战略保障能力,提升能源利用效率,提高能源清洁替代水平。
保持能源供应稳步增长,国内一次能源生产量约40亿吨标准煤,其中煤炭39亿吨,原油2亿吨,天然气2200亿立方米,非化石能源7.5亿吨标准煤。发电装机20亿千瓦左右。
非化石能源消费比重提高到15%以上,天然气消费比重力争达到10%,煤炭消费比重降低到58%以下。发电用煤占煤炭消费比重提高到55%以上。
具体来看,煤炭方面,严格控制审批新建煤矿项目、新增产能技术改造项目和生产能力核增项目,确需新建煤矿的,实行减量置换。运用市场化手段以及安全、环保、技术、质量等标准,加快淘汰落后产能和不符合产业政策的产能,积极引导安全无保障、资源枯竭、赋存条件差、环境污染重、长期亏损的煤矿产能有序退出,推进企业兼并重组,鼓励煤、电、化等上下游产业一体化经营。实行煤炭产能登记公告制度,严格治理违法违规煤矿项目建设,控制超能力生产。“十三五”期间,停缓建一批在建煤矿项目,14个大型煤炭基地生产能力达到全国的95%以上。
严格控制新增产能:神东、陕北、黄陇和新疆基地,在充分利用现有煤炭产能基础上,结合已规划电力、现代煤化工项目,根据市场情况合理安排新建煤矿项目;蒙东(东北)、宁东、晋北、晋中、晋东和云贵基地,有序建设接续煤矿,控制煤炭生产规模;鲁西、冀中、河南和两淮基地压缩煤炭生产规模。
加快淘汰落后产能:尽快关闭13类落后小煤矿,以及开采范围与自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保护区等区域重叠的煤矿。2018年前淘汰产能小于30万吨/年且发生过重大及以上安全生产责任事故的煤矿,产能15万吨/年且发生过较大及以上安全生产责任事故的煤矿,以及采用国家明令禁止使用的采煤方法、工艺且无法实施技术改造的煤矿。
有序退出过剩产能:开采范围与依法划定、需特别保护的相关环境敏感区重叠的煤矿,晋、蒙、陕、宁等地区产能小于60万吨/年的非机械化开采煤矿,冀、辽、吉、黑、苏、皖、鲁、豫、甘、青、新等地区产能小于30万吨/年的非机械化开采煤矿,其他地区产能小于9万吨/年的非机械化开采煤矿有序退出市场。
煤电方面,优化规划建设时序,加快淘汰落后产能,促进煤电清洁高效发展。建立煤电规划建设风险预警机制,加强煤电利用小时数监测和考核,与新上项目规模挂钩,合理调控建设节奏。“十三五”前两年暂缓核准电力盈余省份中除民生热电和扶贫项目之外的新建自用煤电项目,采取有力措施提高存量机组利用率,使全国煤电机组平均利用小时数达到合理水平;后三年根据供需形势,按照国家总量控制要求,合理确定新增煤电规模,有序安排项目开工和投产时序。民生热电联产项目以背压式机组为主。提高煤电能耗、环保等准入标准,加快淘汰落后产能,力争关停2000万千瓦。2020年煤电装机规模力争控制在11亿千瓦以内。
全面实施燃煤机组超低排放与节能改造,推广应用清洁高效煤电技术,严格执行能效环保标准,强化发电厂污染物排放监测。2020年煤电机组平均供电煤耗控制在每千瓦时310克以下,其中新建机组控制在300克以下,二氧化硫、氮氧化物和烟尘排放浓度分别不高于每立方米35毫克、50毫克、10毫克。
优化建设时序:取消一批,缓核一批,缓建一批和停建煤电项目,新增投产规模控制在2亿千瓦以内。
淘汰落后产能:逐步淘汰不符合环保、能效等要求且不实施改造的30万千瓦以下、运行满20年以上纯凝机组、25年及以上抽凝热电机组,力争淘汰落后产能2000 万千瓦。
节能减排改造:“十三五”期间完成煤电机组超低排放改造4.2亿千瓦,节能改造3.4亿千瓦。其中:2017 年前总体完成东部11省市现役30万千瓦及以上公用煤电机组、10万千瓦及以上自备煤电机组超低排放改造;2018年前基本完成中部8省现役30万千瓦及以上煤电机组超低排放改造,2020年前完成西部12省区市及新疆生产建设兵团现役30万千瓦及以上煤电机组超低排放改造。不具备改造条件的机组实现达标排放,对经整改仍不符合要求的,由地方政府予以淘汰关停。东部、中部地区现役煤电机组平均供电煤耗力争在2017年、2018年实现达标,西部地区到2020年前达标。
煤炭深加工方面,按照国家能源战略技术储备和产能储备示范工程的定位,合理控制发展节奏,强化技术创新和市场风险评估,严格落实环保准入条件,有序发展煤炭深加工,稳妥推进煤制燃料、煤制烯烃等升级示范,增强项目竞争力和抗风险能力。严格执行能效、环保、节水和装备自主化等标准,积极探索煤炭深加工与炼油、石化、电力等产业有机融合的创新发展模式,力争实现长期稳定高水平运行。“十三五”期间,煤制油、煤制天然气生产能力达到1300万吨和170亿立方米左右。
鼓励煤矸石、矿井水、煤矿瓦斯等煤炭资源综合利用,提升煤炭资源附加值和综合利用效率。采用先进煤化工技术,推进低阶煤中低温热解、高铝粉煤灰提取氧化铝等煤炭分质梯级利用示范项目建设。积极推广应用清洁煤技术,大力发展煤炭洗选加工,2020年原煤入选率达到75%以上。
煤制油项目:宁夏神华宁煤二期、内蒙古神华鄂尔多斯二三线、陕西兖矿榆林二期、新疆甘泉堡、新疆伊犁、内蒙古伊泰、贵州毕节、内蒙古东部。
煤制天然气项目:新疆准东、新疆伊犁、内蒙古鄂尔多斯、山西大同、内蒙古兴安盟。
煤炭分质利用示范项目:陕西延长榆神煤油电多联产、陕煤榆林煤油气化多联产、龙成榆林煤油气多联产,江西江能神雾萍乡煤电油多联产等。
常规水电方面,坚持生态优先、统筹规划、梯级开发,有序推进流域大型水电基地建设,加快建设龙头水电站,控制中小水电开发。在深入开展环境影响评价、确保环境可行的前提下,科学安排金沙江、雅砻江、大渡河等大型水电基地建设时序,合理开发黄河上游等水电基地,深入论证西南水电接续基地建设。创新水电开发运营模式,探索建立水电开发收益共享长效机制,保障库区移民合法权益。2020年常规水电规模达到3.4亿千瓦,“十三五”新开工规模6000万千瓦以上。
发挥现有水电调节能力和水电外送通道、周边联网通道输电潜力,优化调度运行,促进季节性水电合理消纳。加强四川、云南等弃水问题突出地区水电外送通道建设,扩大水电消纳范围。
核电方面,安全高效发展核电,在采用我国和国际最新核安全标准、确保万无一失的前提下,在沿海地区开工建设一批先进三代压水堆核电项目。加快堆型整合步伐,稳妥解决堆型多、堆型杂的问题,逐步向自主三代主力堆型集中。积极开展内陆核电项目前期论证工作,加强厂址保护。深入实施核电重大科技专项,开工建设CAP1400示范工程,建成高温气冷堆示范工程。加快论证并推动大型商用乏燃料后处理厂建设。适时启动智能小型堆、商业快堆、60万千瓦级高温气冷堆等自主创新示范项目,推进核能综合利用。实施核电专业人才队伍建设行动,加强核安全监督、核电操作人员及设计、建造、工程管理等关键岗位人才培养,完善专业人才梯队建设,建立多元化人才培养渠道。2020年运行核电装机力争达到5800万千瓦,在建核电装机达到3000万千瓦以上。
风电方面,坚持统筹规划、集散并举、陆海齐进、有效利用。调整优化风电开发布局,逐步由“三北”地区为主转向中东部地区为主,大力发展分散式风电,稳步建设风电基地,积极开发海上风电。加大中东部地区和南方地区资源勘探开发,优先发展分散式风电,实现低压侧并网就近消纳。稳步推进“三北”地区风电基地建设,统筹本地市场消纳和跨区输送能力,控制开发节奏,将弃风率控制在合理水平。加快完善风电产业服务体系,切实提高产业发展质量和市场竞争力。2020年风电装机规模达到2.1亿千瓦以上,风电与煤电上网电价基本相当。
太阳能方面,坚持技术进步、降低成本、扩大市场、完善体系。优化太阳能开发布局,优先发展分布式光伏发电,扩大“光伏+”多元化利用,促进光伏规模化发展。稳步推进“三北”地区光伏电站建设,积极推动光热发电产业化发展。建立弃光率预警考核机制,有效降低光伏电站弃光率。2020年,太阳能发电规模达到1.1亿千瓦以上,其中分布式光伏6000万千瓦、光伏电站4500万千瓦、光热发电500万千瓦,光伏发电力争实现用户侧平价上网。
稳步推进内蒙古、新疆、甘肃、河北等地区风电基地建设。在青海、新疆、甘肃、内蒙古、陕西等太阳能资源和土地资源丰富地区,科学规划、合理布局、有序推进光伏电站建设。在四川、云南、贵州等水能资源丰富的西南地区,借助水电站外送通道和灵活调节能力,推进多能互补形式的大型新能源基地开发建设,充分发挥风电、光伏发电、水电的互补效益,重点推进四川省凉山州风水互补、雅砻江风光水互补、金沙江风光水互补、贵州省乌江与北盘江“两江”流域风水联合运行等基地规划建设。鼓励“三北”地区风电和光伏发电参与电力市场交易和大用户直供,支持采用供热、制氢、储能等多种方式,扩大就地消纳能力。大力推动中东部和南方地区分散风能资源的开发,推动低风速风机和海上风电技术进步。推广光伏发电与建筑屋顶、滩涂、湖泊、鱼塘、及农业大棚及相关产业有机结合的新模式,鼓励利用采煤沉陷区废弃土地建设光伏发电项目,扩大中东部和南方地区分布式利用规模。
京津冀治霾:“减煤”成今年重点 主政者频表态
雾霾,已经成为近两年地方两会上反映最为集中的环境问题。眼下,2017年省级地方两会正在紧锣密鼓进行,各地如何制定今年大气治理目标引人关注。经过梳理三地政府工作报告发现,“削减燃煤”成三地大气污染治理的重中之重。
2016年京津冀PM2.5平均浓度下降明显 “减煤”成2017年重点
今年省级地方两会打头阵的河北省在其政协会召开之际,从去年底开始的“跨年”雾霾还在持续。地处高耗能产业集中地区的河北,堪称雾霾“重灾区”。在环保部定期公布的74个城市中空气质量排名相对较差的后10位城市中,河北的多个城市常位列其中。
但实际上,2016年,河北的空气质量与往年相比确实有所改善。河北省省长张庆伟在作政府工作报告时提到,2016年河北全省PM2.5平均浓度下降9.1%,达标天数增加16天。
与河北相同,据北京、天津披露的政府工作报告显示,2016年,这两地的PM2.5浓度均在下降,其中,北京的细颗粒物年均浓度下降9.9%,天津则提前完成了国家规定PM2.5降幅目标任务。
然而,持续性重污染天气依然频发,大气污染形势仍然严峻。针对这一现状,人民网称,各地均在各自政府工作报告中提出明确的治理举措,“削减燃煤”成三地大气污染治理的重中之重。
北京代市长蔡奇在作政府工作报告时表示,今年北京要实现城六区和南部平原地区基本“无煤化”,工业企业燃煤设施“清零”,全面淘汰10蒸吨及以下燃煤锅炉,全年压减燃煤30%、总量降至700万吨以内。此外,还将推动实施六环路重型柴油车限行,淘汰老旧机动车30万辆,新建3000个新能源汽车公用充电桩,清理整治2570家“散乱污”企业。
天津则提出,继续推动燃煤设施淘汰改造,改燃关停7台煤电机组和380座燃煤锅炉,全面治理城乡散煤,严格控制机动车和船舶排放污染,关停淘汰落后企业100家,PM2.5年均浓度降幅好于去年,完成国家“大气十条”目标任务。
河北将深入开展“蓝天行动”,突出科学治污、精准治霾。具体目标是:PM2.5平均浓度下降6%以上,全年削减煤炭消费600万吨以上,压减焦炭产能720万吨,城市主城区基本淘汰35蒸吨及以下燃煤锅炉,确保廊坊、保定禁煤区18个县(市、区)散煤归零,还强调要把石家庄大气污染防治提升到全省重要位置。
铁腕治霾成各地共识 代表委员热议:打好“蓝天行动”战役
面对严峻的大气治理形势,各地代表委员们也纷纷就如何治理大气污染、重现蓝天白云想办法、开“药方”。不少代表委员建议,应在扩大联防联动范围方面下功夫,解大气治理困局,打好“蓝天行动”战役。
1月15日下午,北京市委书记郭金龙在石景山团会场上谈到雾霾治理问题时表示,就全国而言,北方有冬季需要采暖,还面临产业结构、地形等问题,但世界上所有的发展中国家只有中国把PM2.5浓度作为大气是否合格的标准,这是党和政府高度负责的表现,治理雾霾要有更多自信,不要那么多的消极和抱怨,“有民意我们就要治理。”
1月10日下午,河北省委书记赵克志在人大石家庄代表团的分组审议中表示,要把河北省会石家庄的大气污染防治摆在全省的首要位置,坚持科学治霾、协同治霾、铁腕治霾,拿出壮士断腕的决心、刮骨疗毒的勇气、战天斗地的气魄,推动河北省会大气污染治理工作取得实实在在成效。
“前不久的这场‘跨年’霾,我们挺过来了,还主动发声,开了座谈会,但是回头看需要总结、反思的地方很多。”1月14日下午,北京市代市长蔡奇在西城区分组讨论会场上提出,下一步在治霾过程中,首先要下更大决心,采取超常规措施,政府责无旁贷,要负责任,但需要全社会理解,要共同努力,全民治霾。
天津市人大代表、市环保局局长温武瑞表示,在大气污染治理方面,2017年天津将继续加强和北京、河北的区域联防联控。“近期,京津两地开展机动车联合执法,将检测执法中发现的异地牌照超标排放车辆信息上传到监管平台,由车辆注册地环保部门对其进行处罚。”温武瑞介绍说。
“治理大气环境非一朝一夕之功,我们还是要有耐心、有信心,打好这一场持久战。”河北省第十一届政协委员、唐山市人大常委会副主任张羽建议,可以尝试转换思路,成立关于大气污染研究的专门机构,从区域联动乃至国际协同上下功夫。
炼焦煤:市场维持看稳行情
本周,国内炼焦煤市场维持看稳行情。据了解,目前大多数下游用户库存在20天左右水平,也有部分库存较高的用户库存已达一个月左右,所以年前下游整体补库量比较有限,也因此对炼焦煤市场起不到太明显的拉动作用。而煤企方面在临近春节的情况下,显然不会主动降价,因此预计年前炼焦煤市场将继续挺价观望为主。
各地主流价格如下所示:山西吕梁孝义S2.8-2.5,G85报920-950元/吨;山西柳林主焦煤S0.6,G85报1550元/吨,S1.2,G70报1350元/吨,S1.6,G85报1250元/吨;山东泰安气肥煤V37A8.5S0.6G70出厂含税报1150元/吨,均出厂含税价;山东枣庄地区1/3焦煤1200元/吨,肥煤1200元/吨,均出厂含税价;江苏徐州1/3焦煤A<9出厂含税报1115元/吨,主焦煤A<10到厂含税报1610元/吨;安徽淮南1/3焦V32-35Y<22报1203-1220元/吨,V38Y15报1108-1125元/吨,均车板不含税;安徽淮北主焦煤1160元/吨,1/3焦煤1120元/吨,瘦煤1180元/吨,肥煤1115元/吨,均车板不含税;河南平顶山焦煤主流品种车板价1560-1580元/吨,1/3焦煤车板价1510-1530元/吨;陕西韩城瘦精煤G>30V16-18A10出厂含税价1000元/吨;云南玉溪主焦A15,S0.8报1360元/吨,1/3焦A10.5报1630元/吨,均到厂含税价;云南昆明主焦煤A10.5报1580元/吨,1/3焦A10报1580元/吨,均到厂含税价。
动力煤:市场继续走稳
本周,国内动力煤市场价格继续走稳,成交情况一般。临近春节,各大煤矿多根据自身销售来制定价格,调整波及范围较小,对整体市场影响有限。港口方面,下游六大电厂库存跌破破千万吨,部分电厂有阶段性补库需求,南方电厂近期需求略有好转,进口动力煤价格有企稳小幅反弹迹象,整体市场弱稳运行。
内陆及港口行情如下所示:
东北地区:本周,东北地区动力煤市场持稳。价格方面,现黑龙江七台河Q5000-5400动力煤出厂含税价427元/吨;辽宁阜新Q5300-5800动力煤车板含税650元/吨。
华北地区:本周,华北地区动力煤市场继续平稳走势。价格方面,现山西太原地区动力煤市场维稳,现Q5000车板含税价360元/吨,一票结算;河北开滦地区动力煤市场平稳,现Q4000V28~32S0.5到厂价含税价格380元/吨,成交一般;内蒙古鄂尔多斯地区动力煤价格持稳,5500大卡动力煤坑口含税价报380元/吨。
华东地区:本周,华东地区动力煤市场价格稳。价格方面,现山东济宁大矿Q5000-5200混煤车板含税价报640元/吨;安徽地区大矿Q5000出厂含税630元/吨;江苏徐州大矿Q5000-5200混煤出厂含税价报550-605元/吨。
西北地区:本周,西北地区动力煤市场行情淡稳。价格方面,现陕西榆林地区动力煤市场暂稳,混煤Q6000A10V30-37S1Mt12坑口含税价400元/吨,成交一般。甘肃平凉地区动力煤价格持稳,现电煤5000大卡报470;精块煤5500报500,均为安口南车板含税。
西南地区:本周,西南地区动力煤市场行情稳。价格方面,现云南文山州动力煤市场出货较紧,现Q4200报690元/吨,Q4500报740元/吨,均为坑口含税价;四川达州动力煤市场维持弱势,Q4000A32V22S0.7到厂含税价440-480元/吨;贵州六盘水动力煤市场稳,Q5000S1.5-2.5坑口含税价550-583元/吨。
港口:秦皇岛港煤炭价格:5800大卡报650-660元/吨,5500大卡620-630元/吨,5000大卡540-550元/吨,4500大卡480-490元/吨。广州港动力煤回调,内贸煤Q5500船提价720元/吨,Q5000报640-650,印尼煤Q3800报400-410,市场成交一般。
2017年1月18日国际煤炭海运费价格统计
国家 |
装港 |
卸港 |
船型 |
运费(美元/吨) |
涨跌 |
备注 |
印尼 |
加里曼丹 |
中国 |
巴拿马型 |
4-5 |
|
船东不负责装卸 |
印尼 |
加里曼丹 |
中国 |
超灵便型 |
4.5-5.5 |
|
船东不负责装卸 |
澳大利亚 |
纽卡斯尔 |
中国 |
海岬型 |
6-7 |
|
船东不负责装卸 |
澳大利亚 |
纽卡斯尔 |
中国 |
巴拿马型 |
7-8 |
|
船东不负责装卸 |
澳大利亚 |
纽卡斯尔 |
中国 |
超灵便型 |
9-10 |
|
船东不负责装卸 |
南非 |
理查德兹/萨尔达尼亚 |
中国 |
海岬型 |
9-10 |
|
船东不负责装卸 |
南非 |
理查德兹/萨尔达尼亚 |
中国 |
巴拿马型 |
10.5-11.5 |
|
船东不负责装卸 |
2017年1月18日国内煤炭海运费价格统计
船型标准 |
发运港 |
到达港 |
|||||
(载重吨) |
上海 |
涨跌 |
张家港 |
涨跌 |
广州港 |
涨跌 |
|
15000-20000 |
环渤海七港 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
20000-30000 |
环渤海七港 |
31.7 |
- |
33.7 |
- |
- |
- |
40000-50000 |
环渤海七港 |
24.4 |
- |
26.9 |
- |
- |
- |
50000-60000 |
环渤海七港 |
- |
- |
- |
- |
28.8 |
- |
60000-70000 |
环渤海七港 |
- |
- |
- |
- |
26.6 |
- |
环渤海七港:秦皇岛港、天津港、京唐港、黄骅港、曹妃甸港、锦州港、鲅鱼圈港
1月第三周国内港口Q5500动力煤价格走势
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