资讯动态
2017年中国经济将继续运行在合理区间
随着中国经济积极因素增多,增长质量提高,结构变化潜力不断涌现,2017年度中国经济将继续在合理区间内运行。各大机构对于2017年经济增长率的预测大多数为6.5%到6.7%左右,居民消费价格(CPI)在2%以上。
中国社科院“中国经济形势分析与预测”课题组预测,2017年第一季度至第四季度,我国GDP增长率分别为6.5%、6.5%、6.4%、6.4%。2017年全年GDP增长6.5%左右,CPI上涨2.2%,工业品出厂价格(PPI)上涨1.6%。
课题组认为,中国经济增长将在新常态下运行在合理区间,就业、物价保持基本稳定,中国经济不会发生硬着陆。
而中国银行国际金融研究所预测,2017年,中国将进一步推进供给侧改革,经济新旧动力进一步切换、新旧模式进一步转换,预计经济运行总体趋稳,GDP增长在6.7%左右,与2016年基本持平;CPI上涨2.5%左右。
招商证券报告预测,2017年中国GDP增长6.6%,四个季度的增速分别为6.5%、6.6%、6.6%和6.6%;2017年CPI同比增长2.2%,四个季度增速分别为1.9%、2.0%、2.4%、2.5%。
对于2017年的经济运行,国务院发展研究中心宏观经济研究部研究员张立群表示,中国经济增长的底部可以保持在6.5%以上,长期向好的基本面没有改变。
目前,中国经济结构变化仍有巨大潜力,中国的工业化、信息化、城镇化和农业现代化尚未完成,劳动力和人口在工农、城乡之间的转移规模仍然巨大,消费结构、生产结构升级的潜力仍然巨大。改革深化所推动的市场化、国际化蕴含的红利仍然巨大。国家治理体系建设和治理能力现代化蕴含的发展进步潜力巨大。中国仍处于社会较快发展进步的历史时期。
此外,中国仍然有丰富的人力资源、雄厚的资金实力和不断增强的技术保障条件。当前劳动年龄人口超过9亿人,国民总储蓄率超过47%,技术交流、技术创新活动日趋活跃。从生产要素供给看,完全可以支持较高的经济增长。
招商证券首席宏观分析师谢亚轩也表示,虽然经济增速在下滑,但经济增长质量正在提高。国内经济积极因素增多,包括结构性改革提速、需求水平回稳、企业盈利维持正增长态势等。这种转变有助于改变国内资产荒的不利局面,推动资金回流实体经济,为中期经济回暖积蓄能量。
多位专家同时表示,我国经济下行压力持续存在,要实现预期增长目标,需要继续采取调控政策,并大力推动多方面的改革。
中国银行国际金融研究所表示,2017年国内外发展环境更加复杂多变,不确定性显著增多。宏观政策需特别关注稳增长、抑泡沫和防风险三大重点。财政政策将保持积极取向,力度有望进一步加大;货币政策将保持中性适度,大幅放松或明显收紧的可能性均不大;推进“三去一降一补”将更加注重引导产业转型升级,更加注重政策间的协调配合;房地产调控将更加强调控房价、去库存和建机制。
发改委:2017年煤电标杆上网电价不作调整
近日,发改委印发了《省级电网输配电价定价办法(试行)》,规定了省级电网输配电价的定价原则、计算办法,与之前发布的《输配电定价成本监审办法》,共同构成了对电网企业的成本价格监管制度框架。并就《省级电网输配电价定价办法(试行)》举行了记者会。
发改委表示,根据煤电价格联动计算公式测算,2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱。由于联动机制规定,标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.20分钱时,当年不调整,调价金额纳入下一周期累计计算。据此,2017年1月1日全国煤电标杆上网电价将不作调整。
在当前形势下,煤电标杆上网电价不调整,客观上有利于稳定市场预期,有利于稳定实体经济用能成本,有利于促进煤电行业供给侧结构性改革。我们将密切跟踪电煤价格走势,继续采取释放先进产能、调配铁路运力、推动签订长协、稳定市场预期等措施,推动电煤价格尽快合理回归,促进燃煤发电行业平稳健康发展。
《办法》规定,以提供输配电服务相关的资产、成本为基础,确定电网企业输配电业务准许收入,并分电压等级、分用户类别核定输配电价,建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系,既要确保电网企业提供安全可靠的电力,又要使输配电价合理反映输配电成本,以尽可能低的价格提供优质的输配电服务。
《办法》按照准许成本加合理收益的原则,既明确规定了折旧费、运行维护费、有效资产、准许收益率等指标的核定原则和具体标准,又明确规定了不得计入输配电价定价范围的成本费用、资产,还规定了分电压等级、分用户类别输配电价的计算办法,提出了妥善处理政策性交叉补贴的初步思路。
《办法》创新性地引入激励性管制理念,建立对电网企业的激励和约束机制。一是实行费率上限管控,材料费、修理费、其他费用等高出上限部分不计入输配电价,激励企业以费用上限为目标尽可能通过节约成本费用来获得收益;二是强化投资约束机制,电网投资与电量增长、负荷增长、供电可靠性不匹配的成本费用暂不予纳入输配电价,抑制电网过度投资,鼓励工程造价节约,减少不必要投资;三是建立投资定期校核机制,防止电网企业虚报投资,当电网企业实际投资额低于规划投资额时,对差额投资对应的准许收入的70%予以扣减,反之,差额投资对应的准许收入不再上调;四是建立成本节约分享机制,规定企业实际借款利率、线损率低于政府核定标准的,节约部分按1:1由企业和用户共同分享,调动企业降成本的积极性;五是建立与供电可靠性和服务质量挂钩的输配电价调整机制。供电可靠率、服务质量等达不到规定标准的,相应扣减电网企业准许收入。
此外,为平稳推进输配电价改革,《办法》建立了平滑机制。监管周期内新增投资、电量变化较大的,在监管周期内对准许收入和输配电价进行平滑处理;情况特殊的,可以平滑到下一周期。
煤炭十三五:去产能8亿吨/年 先进产能年增5亿吨
国家发改委、能源局30日对外发布《煤炭工业发展“十三五”规划》称,十三五期间将化解淘汰过剩落后产能8亿吨/年左右,通过减量置换和优化布局增加先进产能5亿吨/年左右,到2020年,煤炭产量39亿吨。
煤炭生产结构进一步优化,煤矿数量控制在6000处左右,120万吨/年及以上大型煤矿产量占80%以上,30万吨及以下小型煤矿产量占10%一下,
煤炭生产开发进一步向大型煤炭基地集中,大型煤炭基地产量占95%以上。
产业集中度进一步提高,煤炭企业数量3000家以内,5000万吨级以上大型企业产量占60%以上。
同时煤矿采煤机械化程度达到85%,掘进机械化程度达到65%。科技创新对行业发展贡献率进一步提高,煤矿信息化、智能化建设取得新进展,建成一批先进高效的智慧煤矿。煤炭企业生产效率大幅提升,全员劳动工效达到1300 吨/人·年以上。
煤矿安全生产长效机制进一步健全,安全保障能力显著提高,重特大事故得到有效遏制,煤矿事故死亡人数下降15%以上,百万吨死亡率下降15%以上。煤矿职业病危害防治取得明显进展,煤矿职工健康状况显著改善。
生态文明矿区建设取得积极进展,最大程度减轻煤炭生产开发对环境的影响。资源综合利用水平提升,煤层气(煤矿瓦斯)产量240 亿立方米,利用量160 亿立方米;煤矸石综合利用率75%左右,矿井水利用率80%左右,土地复垦率60%左右。原煤入选率75%以上,煤炭产品质量显著提高,清洁煤电加快发展,煤炭深加工产业示范取得积极进展,煤炭清洁利用水平迈上新台阶。
到2020年,煤炭开发布局科学合理,供需基本平衡,大型煤炭基地、大型骨干企业集团、大型现代化煤矿主体地位更加突出,生产效率和企业效益明显提高,安全生产形势根本好转,安全绿色开发和清洁高效利用水平显著提升,职工生活质量改善,国际合作迈上新台阶,煤炭治理体系和治理能力实现现代化,基本建成集约、安全、高效、绿色的现代煤炭工业体系。
煤炭十三五:2020年产、运、需基本平衡
国家发改委、能源局30日对外发布《煤炭工业发展“十三五”规划》,将以大型煤炭基地为重点,统筹资源禀赋、开发强度、市场区位、环境容量、输送通道等因素,优化煤炭生产布局,到2020年明天产、运、需基本平衡。
生产开发布局
加快大型煤炭基地外煤矿关闭退出
北京、吉林、江苏资源枯竭,产量下降,逐步关闭退出现有煤矿。福建、江西、湖北、湖南、广西、重庆、四川煤炭资源零星分布,开采条件差,矿井规模小,瓦斯灾害严重,水文地质条件复杂,加快煤矿关闭退出。青海做好重要水源地、高寒草甸和冻土层生态环境保护,加快矿区环境恢复治理,从严控制煤矿建设生产。到2020年,大型煤炭基地外煤矿产量控制在2亿吨以内。
降低鲁西、冀中、河南、两淮大型煤炭基地生产规模
鲁西、冀中、河南、两淮基地资源储量有限,地质条件复杂,煤矿开采深度大,部分矿井开采深度超过千米,安全生产压力大。基地内人口稠密,底下煤炭资源开发与地面建设矛盾突出。重点做好资源枯竭、灾害严重煤矿退出,逐步关闭采深超过千米的矿井,合理划定煤炭禁采、限采、缓采区范围,压缩煤炭生产规模。到2020年,鲁西基地产量控制在1亿吨以内、冀中基地0.6亿吨、河南基地1.35亿吨、两淮基地1.3亿吨。
控制蒙东(东北)、晋北、晋中、晋东、云贵、宁东大型煤炭基地生产规模
内蒙古东部生态环境脆弱,水资源短缺,控制褐煤生产规模,限制远距离外运,主要满足锡盟煤电基地用煤需要,通过锡盟-山东、锡盟-江苏输电通道,向华北、华东电网送电。东北地区煤质差,退出煤矿规模大,人员安置任务重,适度建设接续矿井,逐步降低生产规模。到2020年,蒙东(东北)基地产量4亿吨。
晋北、晋中、晋东基地尚未利用资源多在中深部,煤质下降,水资源和生态环境承载能力有限,做好资源枯竭煤矿关闭退出,加快处置资源整合煤矿,适度建设接续矿井。晋北基地坚持输煤输电并举,积极推进煤电一体化,通过晋北-江苏输电通道向华东地区供电;结合煤制天然气项目建设,向华北地区供气。晋中基地做好炼焦煤资源保护性开发。晋东基地做好优质无烟煤资源保护性开发,结合煤制油项目建设,满足新增煤炭深加工用煤需求。到2020年,晋北基地产量3.5亿吨、晋中基地3.1亿吨、晋东基地3.4亿吨。
云贵基地开采条件差,高瓦斯和煤与瓦斯突出矿井多,水文地质条件复杂,单井规模小,大力调整生产结构,淘汰落后和非正规采煤工艺方法,加快关闭灾害严重煤矿,适度建设大中型煤矿,提高安全生产水平。结合煤制油项目建设,满足新闻煤炭深加工用煤需求。到2020年,云贵基地产量2.6亿吨。
宁东基地开发强度大,控制煤炭生产规模,以就地转化为主,重点满足宁东-浙江输电通道和宁东煤制油等新增用煤需求。到2020年,宁东基地产量0.9亿吨。
有序推进陕北、神东、黄陇、新疆大型煤炭基地建设
陕北、神东基地煤炭资源丰富、煤质好,煤层埋藏浅,地质构造简单,生产成本低,重点配套建设大型、特大型一体化煤矿。结合蒙西-天津南、上海庙-山东、神木-河北、榆横-潍坊四条外送电通道建设,配套建设一体化煤矿,变输煤为输电,向华北电网送电。结合榆林、鄂尔多斯等煤制油、煤制天然气、低阶煤分质利用(多联产)项目建设情况,通过蒙西只华中等煤运通道向南方供煤,保障华中、华南地区淘汰小煤矿后的煤炭供应。到2020年,陕北基地产量2.6亿吨,神东基地9亿吨。
黄陇基地适度建设大型煤矿,补充川渝等地区供应缺口。黄陇基地渭北地区保有资源储量少,水温地址条件复杂,加快资源枯竭和灾害严重煤矿关闭退出。黄陇基地陇东区域资源埋藏深,缺乏区位优势,煤炭开发仍需依赖外送电力需要。到2020年,黄陇基地产量1.6亿吨。
新疆基地煤炭资源丰富 ,开采条件好,水资源短缺,生态环境脆弱,市场相对独立,以区内转化为主,少量外调。结合哈密-郑州和准东-华东等疆电外送通道建设。配套建设大型、特大型一体化煤矿,满足电力外送用煤需要。根据准东、伊利煤炭深加工项目建设情况,适度开发配套煤矿,满足就地转化需求。到2020年,新疆基地产量2.5亿吨。
到2020年,煤炭生产开发进一步向大型煤炭基地集中,14个大型煤炭基地产量37.4亿吨,占全国煤炭产量的95%以上。
生产开发规模
按照减量置换原则,严格控制煤炭新增规模。东部原则上不再新建煤矿。中部和东北地区从严控制煤矿,中部地区新开工规模占全国的12%,东北地区新开工规模约占全国的1%。西部地区结合煤电和煤炭深加工项目用煤需要,配套建设一体化煤矿,新开工规模约占全国的87%。内蒙古、陕西、新疆为重点建设省(区),新开工规模约占全国的80%。新开工项目结合过剩产能化解效果和市场情况,另行安排。
预计到2020年,全国煤炭产量39亿吨。东部地区煤炭产量1.7亿吨,占全国的4.4%,其中北京退出煤炭生产,河北、江苏、福建、山东煤炭产量下降;东部地区煤炭消费量12.7亿吨,占全国的30.8%;净调入煤炭11亿吨。东北地区煤炭产量1.2亿吨,占全国的3.1%,其中黑龙江产量基本维持现有规模,辽宁、吉林产量下降;东北地区煤炭消费量3.6亿吨,占全国的8.6%;净调入煤炭2.4亿吨。中部地区煤炭产量13亿吨,占全国的33.3%,其中山西、安徽、河南基本保持稳定,江西、湖北、湖南产量下降;中部地区煤炭消费量10.6亿吨,占全国的25.5%;净调出煤炭2.4亿吨。西部地区煤炭产量23.1亿吨,占全国的25.5%,其中内蒙古、陕西、新疆产量增幅较大,贵州、云南、甘肃、宁夏、青海产量适度增加,重庆、四川、广西产量下降;西部地区煤炭消费量14.5亿吨,占全国的35.1%;净调出煤炭8.6亿吨。
跨区调运平衡
预计到2020年,煤炭调出省区净调出量16.6亿吨,其中晋陕蒙地区14.85亿吨,主要调往华东、京津冀、中南、东北地区及四川、重庆;新疆0.2亿吨,主要供应甘肃西部,少量供应四川、重庆;贵州0.55亿吨,主要调往云南、湖南、广东、四川、重庆。煤炭净调入省区调入19亿吨,主要由晋陕蒙、贵州、新疆供应,沿海、沿江地区进口部分煤炭。
“十三五”期间,煤炭铁路运力总体宽松,预计到2020年,全国煤炭铁路运输总需求约26-28亿吨。考虑铁路、港口及生产、消费等环节不均衡,需要铁路运力30-33亿吨。铁路规划煤炭运力36亿吨,可以满足“北煤南运、西煤东运”的煤炭运输需求。西部地区煤炭外调量较快增长。煤炭铁路运输以晋陕蒙煤炭外运为主,全国形成“九纵六横”的煤炭物流通道网络。
以锦州、秦皇岛、天津、唐山、黄骅、青岛、日照、连云港等北方下水港,江苏、上海、浙江、福建、广东、广西、海南等南方接卸港,以及沿长江、京杭大运河的煤炭下水港为主体,组成北煤南运水上运输系统。预计到2020年,北方港口海运一次下水量8亿吨。考虑体力、港口以及生产、消费环节不均衡性,需下水能力8.5亿吨。北方八港下水能力8.7-9.3亿吨,可适应煤炭下水需要。
分析评论
炼焦煤:市场行情暂稳
本周,国内炼焦煤市场行情暂稳,成交情况一般。临近年底,重点煤企继续挺价,地方矿价格虽有一定松动,但降幅不大。下游方面焦炭价格继续回落,焦企收益不断压缩,对炼焦煤采购节奏放缓。预计短期炼焦煤现货价格或将小幅调整。
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;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;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;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:市场交投一般
本周,国内动力煤市场行情暂稳,交投情况一般。近期主要煤炭产区煤价整体趋稳,年底产量释放受限,且下游采购积极性较差,年前价格暂无调整计划。港口方面,港口方面,大雾封航,导致库存量有所攀升,神华的现货价格再度走跌,下游电厂依靠长协煤,继续放缓对现货的采购,使得现货交投气氛淡薄,贸易商开始低价促销。
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维稳。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维稳。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持稳运行。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660-670元/吨,5500大卡630-640元/吨,5000大卡540-550元/吨,4500大卡480-500元/吨。广州港动力煤涨,内贸煤Q5500V27S0.6船提价720元/吨,成交好。
数据及走势图
2017年1月4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4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 |
33.1 |
- |
35.3 |
- |
- |
- |
40000-50000 |
环渤海七港 |
25.1 |
- |
27.7 |
- |
- |
- |
50000-60000 |
环渤海七港 |
- |
- |
- |
- |
28.7 |
- |
60000-70000 |
环渤海七港 |
- |
- |
- |
- |
26.7 |
- |
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月第一周国内港口Q5500动力煤价格走势
Copyright @ 2008 Chinaccm.com, Inc. All Rights Reserved.
中华商务网 版权所有
地址:(100022)北京市朝阳区高碑店盛世龙源12号楼