· 本周重点事件回顾与分析
(一)格瑞克钻井与中石油再签两份钻井合约
亚洲最大的非常规油气专业钻井商——格瑞克钻井日前宣布,除目前正在履行的一份合同外,再次与中国石油天然气股份有限公司华北油田有限公司新签两份钻井合同。这两份钻井合同将在中国石油天然气股份有限公司位于山西境内的樊庄和安泽两个煤层气区块进行部署,预计合同总价至少为200万美元。
根据新签合同,樊庄区块合同为期一年,需钻16口井,包括生产直井/定向井以及勘探井。预计月底完成之前合同下的6口水平井后开始该合同的钻井工作;安泽区块合同为期两年,需在两个井组上至少钻10口定向井。
另悉,格瑞克钻井此前曾签订中石油樊庄区块钻取5口水平井的合同,于2017年2月开钻第一口井,目前已成功完钻了4口水平井。之后,中石油樊庄区块又新增了一口水平井,故而该合同目前共需钻6口水平井。根据需要,第二台钻机已调至该区块,正在钻剩余两口井,预计本月完成。
对于新签合同,格瑞克钻井董事长Randeep S. Grewal表示:“再次合作是对我们钻井经验和技术能力的肯定。在众多国有钻井公司中,格瑞克作为唯一一家独立的外国钻井承包商脱颖而出,将继续在中国为广大企业提供煤层气领域的服务。这些合同进一步证明中国服务行业在停滞3年后已开始出现转机,政府对煤层气资源开发的坚定支持促使了该行业的复苏。”
(二)全球首个海水渔光互补项目并网发电
防城港市是中国西部地区第一大港,素有“西南门户、边陲明珠”的美称,是西南地区走向世界的海上主门户。今天我们要给大家介绍的这个项目就位于这个美丽的海港城市。
该项目位于广西省防城港市港口区光坡镇栏冲村,由广西防城港西江能源有限公司投资建设。项目规划装机容量80兆瓦,分两期进行,其中一期装机容量60兆瓦已并网发电。一期项目占地面积约1000亩,主要在海水养殖池的大棚顶部铺设光伏组件进行光伏发电,光伏大棚下修建海水养殖池养殖对虾等海产品,实现发电养殖双效益。
据悉,该项目将利用海水进行对虾等海产品养殖,因此对光伏组件有着更高的要求:首先,水面光伏项目,面临高温、高湿的环境影响,难以避免出现PID现象;其次,海水更易产生盐雾,特别需要抗腐蚀;另外,水面增加了前期安装施工和后期维护的难度等。综合以上的要求,项目最终采用了天合光能的60片DUOMAX双玻单晶组件。
天合光能双玻DUOMAX凭借其双面玻璃且无边框的设计,有效提高了组件的稳定性和可靠度,可以更好适应高温、高湿、高腐蚀等特殊环境中。DUOMAX在行业内率先通过了全套IEC和UL认证。双玻组件的双层玻璃结构可增强组件抗隐裂能力,减少安装过程中的损坏。双玻组件特别采用二代挂钩的安装方式,大大提高了效率。用玻璃替代背板,有效防止水汽渗透,并且具有抗UV老化和抗降解腐蚀的特征,完全避免了PID带来的衰减,使得整个系统发电量大大提升。无边框的设计,不易积灰,易清洗管理,后期运维成本下降。
作为首个海水渔光互补光伏项目,该项目不仅是对中央“十三五”能源计划的积极响应,同时也是西江集团对光伏产品技术进步的认可,对天合光能的认可。作为行业领军者,天合光能一直以推动光伏平价上网和普及绿色能源为己任,提供从光伏产品到光伏应用的整体解决方案,不断开拓创新,引领光伏产业进步。期望该项目在未来防城港市的节能减排工作中能作出贡献,用太阳能造福全人类。
· 本周重点政策跟踪分析
(一)“十三五”目标可能又完不成?煤层气产业究竟如何从困顿中崛起
2013年起,我国地面煤层气钻井数和投资逐年下降,但煤层气地面产量保持小幅上升,煤矿井下煤层气抽采量也持续两位数稳定增长。
“十三五”开局,形势却陡然发生变化。根据国家能源局统计,2016年,全国煤层气产量168亿立方米,其中地面煤层气产量45亿立方米,煤矿井下抽采量123亿立方米。全国煤层气产量首次下降,降幅达12亿立方米之多。
据初步统计,2017年上半年全国煤层气累计产量为84.03亿立方米,与2016年同期基本持平。其中,地面钻井煤层气产量23.93亿立方米,同比增长7.5%;煤矿井下抽采量60.1亿立方米,同比下降2.48%。全国煤层气累计利用量为41.88亿立方米,同比增长6.32%。其中,地面生产煤层气利用量为20.95亿立方米,同比增长10.69%;煤矿井下抽采煤层气利用量为20.93亿立方米,同比增长2.29%。地面生产煤层气利用量首次超过煤矿井下抽采煤层气利用量。
预测2017年全国煤层气产量与2016年大致持平,地面煤层气产量48亿立方米以上,煤矿井下抽采量约120亿立方米。
根据“十三五”规划目标,2020年全国煤层气产量240亿立方米,其中地面煤层气产量100亿立方米,煤矿井下煤层气抽采量140亿立方米。如果按照规划目标,“十三五”后三年需增产煤层气72亿立方米;地面增产52亿立方米,年均增产17.3亿立方米;煤矿井下抽采量增产20亿立方米,年均增产6.6亿立方米。如此看来,完成“十三五”的产量规划目标又面临严酷挑战。
令人不安的成绩单,低迷的走势,致使关注煤层气的社会各界产生迷茫和疑问:煤层气产业到底怎么了?国家一直在大力支持,既有财政补贴,又有科技支持,为什么产量不升反降?中国煤层气产业真的后续乏力吗?需采取何种措施,才能推动煤层气产业如愿进入健康、快速发展的轨道?
煤炭去产能 拉低煤层气产量
虽然我国煤层气资源丰富,但是低渗、构造煤、低阶煤和深部等难采资源量占75%以上,资源禀赋成为制约煤层气产业快速发展的重要客观因素。我国煤层气资源中,还有很大比例不能利用现有技术进行经济开采,需要战略布局,分类分级勘探开发和攻关突破。因此,不能类比美国、加拿大、澳大利亚,对我国煤层气产业发展速度预期过高。
我国煤层气地面抽采起步于80年代末期(此前也有个别试验),但真正发展期只有十年左右。2005年2月14日阜新发生特大煤矿瓦斯爆炸事故,同年2月17日,时任发改委主任马凯同志贯彻国务院领导指示,主持召开煤层气开发利用专题会议,作出煤层气开发利用实行进一步减免税收、财政补贴、实施国家煤层气开发利用示范工程、成立煤层气开发利用国家工程中心等七项政策决议,吹响了煤层气快速发展的号角。
此后,各项更加优惠的经济政策及法规陆续落实。如《财政部关于煤层气(瓦斯)开发利用补贴的实施意见》(财建[2007]114号)首次规定,每开采利用一立方米煤层气财政补贴0.2元,2016年2月14日又调整为0.3元,一定程度上激励了煤层气产业发展。
美国1981年至1989年的8年间煤层气产量从1.3亿立方米仅升至26亿立方米;1990年至2001年以年增速40-50亿立方米的速率快速发展,主要得益于资源优势和技术进步。我国煤层气产量从2007年的33.7亿立方米,增长至2015年的170亿立方米,用时8年。因此,2006-2012年是我国煤层气产业的春天,但考虑到资源条件、经验积累、技术积累、内外力不足等因素,最近11年煤层气产量增速仍属正常,近期出现阶段性减产和困顿也不足为奇,只能说客观实际与期望值相差太大。
我国煤层气产业经过“十一五”“十二五”两个五年规划期的努力,在产业基地建设、科技进步等方面都取得重大进展,初步形成上、中、下游较为完整的产业链,已经凸显出在改善煤矿安全生产、保护大气环境和增加洁净气体能源方面的综合社会经济效益,短板主要在上游的勘探开发。
在煤炭业“先抽后建”、“先抽后采,规划上采气采煤一体化”的政策导引和日愈严格的法规监管下,多年来煤矿井下煤层气抽采量以年度两位数增长,成为我国煤层气产量增长的主力。随着煤炭去产能政策的推进,关停了大批煤矿,其中大部分是瓦斯矿井,导致煤矿井下煤层气抽采量大幅减少,这是全国煤层气产量不升反降的主因。同时,我国秉承“创新、协调、绿色、开放、共享”的发展理念,促进能源清洁化发展,控煤成为能源政策之一,该政策在“十三五”期间还将持续。
但发展仍是煤层气产业的刚需和主旋律。2017年,我国地面开采煤层气的利用量将超过煤矿井下抽采利用量,未来3-5年地面煤层气产量也可能超过煤矿井下抽采量。我国煤层气产业发展将采取地面开发和煤矿井下抽采并举,地面开发为主的战略,煤层气开发利用的综合效益仍是最重要的战略要素。
不容忽视的是,煤层气地面勘探开发中仍存在资源政策、法规、对外合作、科技进步、矿权管理、工程质量等诸多不足。当前笔者最关切影响产业发展的三大问题:政策激励、创新引领和三气合采。
财政补贴标准有待提高
政策激励是国家鼓励产业发展的重要措施,财政补贴又是政策激励的有效手段之一。国际上,国家财政补贴通常给予公益性强、初期成长性较弱的产业。考虑到煤层气产业对防治煤矿瓦斯事故、减少环境污染和增加天然气供给一石三鸟的综合效益,美国众、参两院于1979年通过《能源意外获利法》,其中第29条法规明确提出,给予从事煤层气开发的企业退税补贴。
退税补贴旨在降低煤层气生产成本或防止人为提高煤层气价格,从而搭建起煤层气开发可与常规天然气开发平等竞争的平台,使企业有利可图,以激励社会投资煤层气产业的积极性。该退税补贴考虑气价、成本、竞争力等因素,设置科学合理的计算公式,通常补贴额度略高于气价的一半,并随通胀进行年度调整。退税补贴从1980年开始执行一直到2002年底,实施期23年。退税补贴政策是美国最为成功、最为有效的激励政策,是美国煤层气产业快速发展、走向成熟产业最主要的推力。
我国80年代末开始规模性研究、试验煤层气开发,但到18年后的2007年才给予每开采利用1立方米0.2元的财政补贴,起步晚、起点低,并没有起到应有的最为显效的激励作用。特别是同期页岩气补贴为0.4元/立方米,对煤层气开发有一定冲击和负面影响。国际上没有对页岩气开发实行财政补贴的先例,美国只有公益性、综合效益性强的煤层气开发企业享受退税补贴。
我国煤层气生产井平均单井日产600立方米左右,在资源、技术、气价、补贴不足等不利因素影响下,主要煤层气开发企业亏损经营风险加大。加之受页岩气、致密气开发强势的冲击,煤层气开发积极性受挫,投资和工程量持续疲软。我国三大煤层气生产企业之一的中联煤层气公司,迄今已投入煤层气勘探开发资金200余亿元(含对外合作),获得国家财政补贴7.86亿元。除潘河、潘庄外,其他开发区块均为亏损经营。
在一定时期,特别是产业发展期,国家的政策支持和激励至关重要。参考国外成功经验和我国的实际情况,建议提高财政补贴标准至0.6元。综合考虑有效防治煤矿瓦斯而减少的损失,减排温室气体的经济效益和建设新的洁净气体可靠供源长期效益,国家的这种投入不仅事半功倍,还能在获得经济效益的同时,切实起到激励产业发展的重要作用,可谓功在当代,利在千秋。
加大科技支持
科技进步是企业核心竞争力,是产业发展的基石,对煤层气产业而言尤为重要。“十二五”期间,我国实施《大型油气田及煤层气开发》国家科技重大专项,开展10个研究项目、6个示范工程建设,攻克了高阶煤煤层气开发等4项关键技术,研发采动区抽采钻机等5套重大装备,形成三种典型地质资源条件下的煤层气开发模式。
一批重要科技创新成果,如富集高产区和储层动态评价技术、各类多分支水平井、丛式井等高效完井和增产技术,多点接入、柔性集输,主动增压技术,超低密度支撑剂,井下地面联动三维汾量微地震裂缝监测系统,煤矿区复杂地质条件下的地面井下联动采气采煤技术等,达到国际先进或领先水平。
首个国家煤层气开发利用示范工程——“山西沁南潘河煤层气开发利用国家高技术产业化示范工程”,投产十年来,224口直井平均单井产量稳定在3400-4700立方米,高于资源条件类似的美国黑勇士盆地平均单井产量。
“十二五”期间,新疆准格尔盆地南缘低阶煤层气勘探,后峡区块阜康先导试验区、二连盆地吉尔嘎朗地区等试验区等都在科技创新中,取得不俗的试验成果。
在“十三五”开局不利的内、外部环境下,煤层气业界仍坚持创新引领、技术突破,努力开拓煤层气勘探开发新局面。中石油华北油田近几年集中力量总结经验,找问题搞创新。在沁南区块和马必区块钻探100多口评价井,实行一井一策式的研究试验,开发井钻井成功率大幅提高。安泽区块试验20口井,平均日产2600立方米,郑庄区块直井日产达3000立方米,对开发沁南地区这类资源起到良好的借鉴作用。2017年华北油田还在内蒙古二连浩特的低阶煤煤层气区块,计划钻井20多口,(已钻的吉煤3井日产1500立方米以上),为开发占我国煤层气资源总量约40%的低阶煤煤层气资源,进行了更加深入的技术探索和示范。华北油田正以创新领先,科技挖潜的实际行动,预计利用3年时间,新建18.5亿立方米产能,力促煤层气开发进入量效齐增的新阶段。
中联煤层气公司也在沁南盆地的潘河和潘庄,试验开发从未动用的15号煤,保持两个高产区块长期稳产高产,建设具有国际水平的高标准煤层气生产区。
目前煤层气产业暂时处于低潮期,更是思考期、探索期和技术创新期,创新将引领煤层气产业的转型发展。煤层气业产业应通过合理选项、重点攻关、不断研发出适合各类资源条件的系列技术与工艺,增产提效强化竞争力,主动扭转不利局面。
“十三五”期间,国家重大科技专项中,煤层气的项目数量和中央财政资金投入分别下降37.5%和49%。建议国家有关部门进行适当调整,继续加大支持煤层气勘探开发的科技进步,为煤层气产业加油助力。
鼓励“三气”合采
我国将煤层气狭义定义为“赋存在煤层中以甲烷为主要成份,以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体”。该定义将煤层气固化于单一的“煤层”,人为茧束了煤层气的探采范围。
实际上,煤层气的评价范围属于煤系地层,包含煤层、炭质泥岩、页岩和致密砂岩多个烃源岩和储集层,因而可称之为煤系气。建议在矿权确认的煤层气区块,实行“煤层气、页岩气、致密气”三气合采、并享受同等优惠经济政策。
首先,依法设置的煤层气矿权,已经通过技术评估确定其大小、深度等范围,但在广义的煤系地层中,可能含有煤层气、页岩气、致密气,三者实际上又无法严格区分。而2000米(或稍深)以浅的三气,生成、储存和单独可采性与深部的常规天然气有别。
其次,煤层气区块的三气对煤炭开采期的瓦斯涌出及温室效应发生影响,即三气合采对防范煤矿瓦斯事故和保护大气环境非常重要。
参照国外设定的煤层气矿权区,大都按煤层气开采,并不严格界定采出气的品类。比如,著名的美国圣胡安盆地中,采出的气体中游离气占60%-70%,甚至更高。该盆地采区平均渗透率13毫达西,有些区块达100毫达西,采用直井洞穴法完井,平均日单井产量2万立方米以上,有的可达几十万、上百万立方米。其他煤层气盆地也有所谓多气合采的情况,设定为煤层气的区块采出的气都享受退税补贴。
在编制煤层气“十三五”规划期间,一些院士、专家就建议,煤层气区块的探采目标应从单一的煤层,扩展到评价范围内的页岩气、致密气等多种烃源层,实行三气合采、同享优惠政策。煤层气也可定义为煤系气,在这种情况下,实事求是的模糊定义也是科学定义。
此外,由狭义的煤层气定义,衍生的相关现行探采法规,不仅茧缚煤层气开发,还可能阻碍、甚至扼杀煤层气产业的发展。
目前,由于矿业秩序问题,已导致煤层气矿权从最初的6.5万平方公里,减少到2016年底的不足5万平方公里。中石油、中联煤煤层气矿权中,评价范围内含致密气、页岩气的矿权面积约1.5万平方公里,如扣除后全国煤层气矿权面积仅为3.4万平方公里。考虑到矿权范围内极难采和不可采资源,以及煤层评价区大范围与油气区块重叠、不能动用的资源,现行的油气矿业制度可能捆绑煤层气的探采范围,使煤层气产业发展雪上加霜。
2017年,中国地质调查局在贵州六盘水地区勘查煤系气,钻出杨煤参1井,最高日产4656立方米,连续50天稳产3600立方米/日以上,创西南地区煤层气直井单产和稳产新高。探明煤层气资源量366亿立方米,比狭义的煤层气目标层探明储量高6倍。在鸡西、新疆也取得煤系气勘探的类似成果。地调局的专家认为,这种认识和实践具有战略性、先导性和创新性,不仅对西南、西北、东北地区扩展煤层气勘探开发有益,也对煤层气产业发展具有引领战略作用。
中石油、中联煤正在现有煤层气区块中,在煤层气评价范围内,建设三气合采的煤层气产能,取得丰硕成果。如果三气合气的政策落实,3年之内可将产能转化为产量,从而煤层气再增产20-30亿立方米。
三气合采作为一种战略举措,不仅能较快提高煤层气产量,扭转被动局面,也能为确保完成“十三五”规划的地面产量目标,增添新鲜动力、打下坚实的基础,具有深远的引领意义和重大的战略意义。
(二)电力改革再迈一步 发改委全面推进跨省区输电价格改革
家发展和改革委员会22日透露,发改委日前印发了全面推进跨省跨区和区域电网输电价格改革工作的通知,开展跨省跨区输电价格核定工作,促进跨省跨区电力市场交易。这是在不久前全国省级电网输配电价改革全部经顺利完成后,价格机制改革领域又一项重大进展。
发改委表示,未来将全面推进区域电网输电价格改革,于今年10月底前完成华北区域电网输电价格核定工作。全面推进区域电网输电价格改革工作,在华北区域电网输电价格改革试点基础上,组织开展华东、华中、东北、西北区域电网输电价格核定工作,并于年底前完成区域电网输电价格核定工作。
同时,进一步完善跨省跨区专项输电工程输电价格调整机制。加快核定新投产跨省跨区专项输电工程输电价格。其中,新投产的宁绍直流、酒湖直流和已投产暂未核定输电价格的海南联网工程等3项跨省跨区专项输电工程,2017年12月底前完成核价工作。
据了解,预计2018年底前,完成所有已核价跨省跨区专项输电工程成本监审和输电价格复核工作。第一批对西电东送、哈郑、向上、宾金、宁东等5项专项输电工程输电价格进行复核,并计划于年底前完成核价工作。
专家表示,全面推进跨省跨区输电价格改革,是价格机制改革的一项重要内容,对于推进电力市场化,降低用电企业成本等都有着重要意义。
发改委价格司巡视员张满英表示,通过这些措施和改革,电价结构更加合理,同时,电力交易更加活跃。2016年,电力市场化交易比例已经达到22.25%。而今年上半年,通过国家电网、南方电网和蒙西电网营业区范围内的电力直接交易规模达5000亿千瓦时,占电网企业销售电量的比重已经达到22%,同比增长了50%。预计今年底,全国包括电力直接交易、发电权交易、跨省送电交易等在内的电力市场化规模将达到2万亿千瓦时,占电网销售电量的35%,增长幅度同比达到50%。
据介绍,输配电价改革从2014年到今年上半年,经历了破冰、扩围、提速、全覆盖四个阶段。到今年6月底,省级电网全部进行了输配电价改革,实现了全国的全覆盖。
“如果再把跨省跨区、区域电网、地方电网、增量配电网价格改革都做了,整个输配电价改革就基本完成”,张满英说,在省级电网输配电价核定后,未来要对跨省跨区专项输电工程输电价格进行重新核定,在进一步厘清区域电网与省级电网之间关系的基础上合理核定区域电网输配电价水平;同时,随着国家有序放开增量配电网,鼓励社会资本投资、建设、运营增量配电网,发改委要指导地方价格主管部门来核定新增配电网的配电价格。“目前发改委正在组织各方面研究制定新增配电网配电价格形成机制的办法。”
· 本周聚焦
(一)炼焦煤价持续疯涨 销售火爆频现“车等煤”现象
进入8月中下旬,动力煤价正在逐渐回归理性,但炼焦煤价却持续上涨根本停不下来。
上周,焦炭企业刚刚落实了第六轮调涨,昨日,焦炭企业再次上调了焦炭价格。
尽管如此,业内认为,由于上下游利好支撑,焦炭价格仍未触顶。同时,山西煤矿停产导致供应减少,煤矿销售火爆“车等煤”现象频现。
此外,炼焦煤价格持续上涨还在于钢厂利润颇丰,钢价已经创下近五年来新高,煤焦钢产业链各环节提价已然启动。
销售火爆频现“车等煤”
记者还了解到,昨日,因河北主导焦企计划提涨的消息传出,除西南外全国各地大多焦企纷纷提涨,且此次涨幅高达每吨百元。
实际上,焦炭市场在上周刚刚落实了第六轮的调涨,由于前两次调涨80元/吨,相对之前的涨幅较大,因此近日市场多在消化前期涨幅,但昨日新一轮的提涨有些突然并且涨幅之大更是意外。
中宇资讯分析师战伟向记者表示,上下游利好支撑尚存,而市场炒作就像是“油”,在持续走高的市场上“火上浇油”,势必将造成焦炭市场这团烈火越烧越旺。目前第七轮的调涨可以说已经是板上钉钉,那么第八轮的调涨也不会太远。
据中宇资讯了解,近期环保组入驻山东,对焦化厂生产造成了较大影响。10月份安全大检查,炼焦煤的资源难免偏紧且运输环节也会出现困难。钢焦补库困难,需求端持续走强,有力支撑了炼焦煤价格。
中宇资讯监测的数据显示,7月份全国生铁产量6207万吨,同比增长5.1%,7月份粗钢产量7402万吨,同比增长10.3%,7月份焦炭产量3728万吨,同比只增长0.1%。
同时,今年发改委和海关总署均出台了对劣质进口煤的限制,炼焦煤的进口量同比幅度下降较多,对供给也产生了一定的收缩。
从月度炼焦煤进口数量来看,自2017年5月份开始,同比下降幅度非常大,效果非常明显。4月份尚未执行限制进口时,同比大幅增长58%,而5月份、6月份同比幅度则分别为5.45%、-0.36%。
“山东大部分焦化厂对后市仍有较强信心,多数认为焦炭价格暂未触顶。”中宇资讯分析师徐时楠向《证券日报》记者表示,即8月上旬山东地区上调炼焦煤价之后,价格一直比较稳定,不过山东地区库存相对较低,且下游客户的积极性依然较高,因此山东地区企业涨价意向十分浓烈,山东煤企也多在计划继续上涨。
需要一提的是,受和顺吕鑫煤矿事故影响,目前和顺县除潞安、阳煤集团的下属煤矿可以正常生产,其它地方煤矿均已全部停产,晋中其它地区露天煤矿也均已收到停产检查通知。此外,吕梁地区露天矿也接到停产检查通知。
本次吕鑫煤业瞒报事故,影响产能为1480万吨,考虑到露天矿超产现象普遍,影响的产量预计有2000万吨,日均产量6万吨。
同时,山西地区煤矿很多处于零库存的情况,业内对该地区普遍看涨,炒作积极性较高。
山西某贸易商表示,由于环保压力,焦化厂对优质低硫煤需求较高,目前煤矿优质煤种非常紧俏,价格也是频频上涨,再次出现了“车等煤”的现象。
徐时楠还表示,上半旬山西一煤矿发生滑坡事故,晋中、吕梁地区露天煤矿要求集中停产整顿,山西炼焦煤的供应继续收紧,因此在产量下滑,需求增加的情况下,山西炼焦煤市场行情多继续看涨。
钢价创新高推动炼焦煤价上涨
需要一提的是,除了受到供应减少的影响,炼焦煤价格持续上涨主要是钢厂利润颇丰,导致上游希望重新分割利润。但目前下游钢厂的开工率较高,焦炭略显供应不足,这也为炼焦煤上涨提供了强力支撑。
近期,钢价已经创下近五年来新高,煤焦钢产业链各环节提价已然启动,基本体现为下游向上游环节的价格传导。
以螺纹钢为例,自6月中旬以来,上海现货价格持续上涨,目前已突破4000元/吨大关,并已回升至2012年年中时的价格水平。同时,盈利方面,目前螺纹钢的吨钢毛利已经突破1400元/吨,为近7年来的历史高点。
随着钢厂高盈利的维持,钢厂对上游焦炭环节的提价开始接受,进而价格继续向上传导,最上游的炼焦煤价格也开始企稳反弹。
徐时楠认为,中短期来看,下游钢厂对原材料的需求处于相对偏紧状态。钢厂及焦化厂依然维持较高的负荷,炼焦煤需求利好吃撑。钢厂方面受利润较高的刺激,对焦炭采购积极,而目前以及之后,山西、山东的境内运输及安全检查,会加剧钢厂和炼焦厂的紧张情绪,从而加大对炼焦煤的采购量。此外在考虑到煤矿库存较少甚至是零库存的货物紧张局面,更是给业者奠定了必然上涨的信心。
同时,中信建投研究报告也指出,从下游焦化厂对炼焦煤补库的历史规律来看,基本上从7月底8月初开始,补库增量非常明显,主要为“金九银十”备货,而这轮补库基本上会持续到来年的1月份,补库周期较长,而在这段时间内炼焦煤的价格易涨难跌。
此外,由于煤炭供给侧改革导致煤炭整体社会库存下降较多,叠加钢铁价格大涨,本轮焦化厂补库从6月中旬即开始启动,炼焦煤价格自7月中下旬开始提价,预计在焦化厂补库时间段内,炼焦煤价格也会维持上涨的态势。
(二)全国16个省市2017年重点能源项目,江西110个,山东7个
2017年是我国全面实施“十三五”规划的关键一年,电力及能源产业作为经济支柱性产业已进入到改革的快车道。随着各省市在年初陆续公布了2017年重大项目投资计划,其纷纷使出“浑身解数”,在不同产业中进行投资布局,尤其在能源、电力及环保这种国家大力倡导发展的领域,力求抢占先机,突出重围。
为了更清晰的让行业同仁了解到各省市的项目投资情况,光头君特梳理盘点了16个省市今年的整体的投资计划及其重大的能源项目。从项目分布中不难发现,能源项目位列前三位的省份是江西省、浙江省、贵州省,光伏电站及风电场项目在这三个省份所占比例大概在30%-40%之间,而煤电一体化、热电联产等项目在陕西省较为集中。
一、山东省
《山东省人民政府关于下达2017年省重点项目名单的通知》中,涉及到17个地市120个重点项目被列入,其中涉及到7个重点能源项目,总投资高达4200亿元,2017年年度计划投资1120亿元。
二、山西省
三、河北省
今年河北省组织开展重大项目“转型升级年”活动,实施“337”工程,即抓好3000项重点项目建设,其中省重点项目共计340项,力争重点项目全年完成投资7000亿元以上。
四、甘肃省
甘肃省的2017年省列重大项目共计120个,总投资6916亿元,年度计划投资1177亿元。其中涉及国电兰州热电公司“上大压小”热电联产异地扩建工程、酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电工程(甘肃段)、甘肃通渭风电基地建设项目等12个重点能源项目。
五、浙江省
2017年度浙江省共安排省重点建设项目1700个、年度计划投资4045亿元。涉及华能泗安热电联产项目、浦江县热电联产工程、三门核电厂一期工程、宁海县抽水蓄能电站项目、协和苍南罗家山风电场项目、浙能德清天然气分布式能源项目、舟山500千伏联网输变电工程等重点能源项目91个。
六、福建省
2017年度福建省重点项目共计1487个,总投资3.57万亿元。
七、江西省
2017年江西省重大项目(大中型建设项目)推进清单,共涉及项目980项,总投资13973.28亿元,其中至2016年底累计完成投资3261.51亿元,2017年预计完成投资3618.89亿元。其中涉及华能瑞金电厂二期扩建工程、鹰潭市生活垃圾焚烧发电项目二期扩建、华润九江桃源二期风电场项目、500千伏上饶东输变电工程、江西龙头山水电站工程、晶科能源公司新增1500MW光伏产业一体化项目等重点能源项目110个。
八、湖北省
九、湖南省
湖南省2017年首批230个重点建设项目名单,总投资29187.8亿元,年度计划投资4868.8亿元。
十、北京市
十一、上海市
十二、重庆市
重庆市2017年市级重点项目包括年度建设项目和前期准备项目。其中,年度建设项目723个,总投资2.8万亿元,年度计划投资4700亿元;前期准备项目129个,总投资估算5800亿元。
十三、江苏省
十四、陕西省
陕西省2017年重点建设项目中的前期项目共计121个,总投资97,779,371万元;新开工项目100个,总投资41,245,108万元,2017年计划投资23,556,290万元;续建项目197个,总投资142,599,528万元,2017年计划投资23,556,290万元。其中涉及神华神木热电联产工程、大唐西王寨煤电一体化工程、等45个重点能源项目。
十五、贵州省
2017年贵州共安排省重大工程和重点项目2620个,总投资41748亿元,2017年投资目标8504亿元。
十六、安徽省