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煤化所
2020-05-14 17:52   审核人:

国际能源署:预计2020年中国煤炭需求将下降5% 全球降8%

来源:中国煤炭资源网

中国煤炭经济研究会消息,430日,国际能源署(IEA)发布《全球能源论评报告》(Global Energy Review 2020)

报告指出,受气候暖冬、天然气价格大跌和可再生能源替代作用的影响,煤炭遭受到了最严重的打击。一季度全球煤炭需求下跌8%,预测2020年全年全球煤炭需求将下降8%左右,将是二战以来的最大年度跌幅,世界上几乎所有地区每个部门的煤炭使用量都在下降。燃煤发电的下降幅度将超过10%

预计2020年,中国煤炭需求将下降5%。印度煤炭需求降幅可能更大一些,由于印度经济增长和电力生产明显放缓,也许今年晚些时候有所复苏,但燃煤发电下降将压制煤炭的使用,出现连续第二年煤炭消费下降。

世界其它地区,煤炭需求都将出现急剧下降。即使是近些年来煤炭需求增长最快的东南亚地区,尤其是马来西亚、泰国等国,由于电力需求下降将导致发电用煤减少。

世界发达经济体煤炭需求也将明显下降, 降幅大多可能达到两位数,美国煤炭需求可能下降25%,欧盟下降20%,韩国和日本将分别下降5%10%

IEA报告表明,今年一季度全球能源需求比上年同期已经下滑3.8%

如果新型冠状病毒疫情蔓延扩大,导致封锁措施长期持续,预计2020年全球能源需求将下跌6%。这将抵消过去5年所有增加的需求,这样的下滑为过去70年所未见,是二战以来的最大冲击。疫情造成的冲击,大约为次贷危机后期跌幅的7倍。

炼化格局变化对现代煤化工冲击巨大

来源:轻芳烃专委会

进入2020年,新冠疫情在全球持续发酵,叠加原油暴跌,严重打击了全球经济活动,中国经济企稳势头也被迫中断。为了稳定经济增长和促进就业,近期江苏、浙江、广东、山东、广西、河北等东部沿海省份陆续推出了2020年重点建设项目名单,一大批石化项目纷纷立项建设。与此同时,山西和宁夏多个煤化工项目也集中开工建设。目前国内石化产业正迎来新一轮扩能高峰,此次石化和现代煤化工重大项目的提速建设将进一步加剧国内石化市场竞争,行业洗牌也将加速,尤其是对现代煤化工冲击巨大。

从改革开放至今,我国已建成28个千万吨级炼油厂,产能达到3.7亿吨/年,占总产能的43%。据2018年统计,全世界原油加工能力在2000万吨/年以上的炼油厂共有32座,中国就占了5座,即中石化的镇海炼化公司、茂名炼化公司;中石油的大连炼化公司;中海油的惠州炼化公司;还有民营企业大连恒力石化公司。2018年,我国原油加工量达到6.04亿吨,成品油产量3.6亿吨,炼油加工能力超过8.1亿吨,仅次于美国,居世界第二位。截止到2019年底,我国年炼油能力已达8.6亿吨,不仅满足了国内需求,而且还出口海外5000多万吨。未来几年,随着一批大炼化项目的集中投放,国内石化市场,无论是炼油格局、以乙烯为龙头的石油化工格局,还是成品油销售格局都将发生重大变化,面临重新洗牌,行业竞争将异常激烈。其中,受影响最大的应该是现代煤化工产业

从石化产品供需看,预计到2025年,我国乙烯当量自给率将从2019年的49%提高到70%左右,丙烯、对二甲苯(PX)、乙二醇等产能将会超过当量需求,大部分石化产品产能过剩、竞争加剧。此外,随着北美新增乙烯产能的陆续释放,中东和北美低价乙烯衍生物对国内市场的冲击将愈加明显。从竞争格局看,未来中国炼化的竞争格局将进一步向多元化发展。中国石油天然气集团有限公司、中国石油化工集团有限公司、中国海洋石油集团有限公司和中国中化集团有限公司、中国化工集团有限公司、中国兵器工业集团有限公司等央企在建和拟建炼化一体化项目推进速度都在加快;2019年,恒力石化和浙江石油化工有限公司两个千万吨级炼化项目先后建成投产;万华化学集团股份有限公司、东营威联化学有限公司、辽宁宝来化工股份有限公司、江苏盛虹石化集团有限公司等一批地方和民营企业石化项目即将建成或正在加快建设;美国埃克森美孚公司、荷兰皇家壳牌集团、沙特阿美石油公司、德国巴斯夫公司等国际石油石化巨头纷纷抢滩中国市场,建设具有世界领先水平的一体化项目,部分石化产业链利润分配将发生显著变化。以对二甲苯产业链为例。前几年,国内对二甲苯紧缺,行业利润攀升刺激了投资热情。同时,国内民营化纤企业为改变多年来原料受制局面,纷纷向上游发展,建设大型炼化一体化项目,以解决原料供应问题。恒力石化、浙江荣盛控股集团有限公司、盛虹石化等民营企业已经或即将打通从从一滴油到一匹布(原油加工-石化产品-纺织产品)的全产业链。未来几年,国内对二甲苯产能将进入投产高峰期,2023年年产能将达到5613万吨。届时,对二甲苯整体供应将显著高于下游需求,同时行业利润大幅缩减,利润呈现向下游转移趋势。

众所周知,本世纪初的高油价时代催生了以煤制油、煤制烯烃、煤制气和煤制乙二醇为代表中国现代煤化工产业的快速发展,形成了具有中国特色的煤炭深加工产业。十三五以来,我国现代煤化工产业一批关键技术装备打破了国际垄断,相当部分技术处于国际先进或领先地位。煤直接液化技术、粉煤中低温热解及焦油轻质化技术为国际首创,煤制烯烃、煤制芳烃、低温费托合成、煤制乙二醇以及煤油共炼技术皆处于国际领先水平。另外,现代煤化工示范或生产装置运行水平也不断提高。如,以神华宁煤公司400万吨/年煤间接液化项目实现了长周期稳定运行;陕西未来能源公司采用自主开发高温流化床费托合成关键技术,大大丰富和改善了煤制油产品方案,其10万吨级高温费托合成工业示范装置取得成功;数十套5060万吨/年采用大连化物所研发技术的甲醇制烯烃项目在全国实现了商业化运行;年产50万吨的煤制乙二醇装置实现了满负荷稳定运行。与此同时,一批先进煤气化技术正向大型化、长周期迈进。陕西延长石油集团开发出双流化床超大型粉煤气化技术、粉煤热解气化一体化氧气气化技术;中科院上海高等研究院合作开发的二氧化碳甲烷多重整制合成气关键技术,对缓解能源危机和减少二氧化碳排放具有重要意义。在行业技术水平不断创新的背景下,2019年底,煤制油、煤制烯烃、煤制气、煤制乙二醇产能分别达到1138万吨/年、1540万吨/年、51亿立方米/年、481万吨/年。

201728日,国家能源局印发的《煤炭深加工产业示范十三五规划》(国能科技[2017]43号)明确提出适度发展煤炭深加工产业,既是国家能源战略技术储备和产能储备的需要,也是推进煤炭清洁高效利用和保障国家能源安全的重要举措202043日,国家能源局发布《中华人民共和国能源法(征求意见稿)》,其在煤炭开发利用中指出国家优化煤炭开发布局和生产结构,推进煤炭安全绿色开采,鼓励发展矿区循环经济,促进煤炭清洁高效利用,适当发展煤制燃料和化工原料,从国家层面进一步明确了现代煤化工的产业定位。在国内煤炭产能过剩和产业转型压力之下,发展现代煤化工的驱动力仍在,部分省区和企业甚至仍存在一定的盲目性。但20203月以来,受新冠疫情全球蔓延,沙特与俄罗斯原油价格战等因素影响,国际油价暴跌,WTI原油期货价格一度跌破20美元/桶,413OPEC+虽然达成了史上最大规模的递减式减产协议,但减产计划规模仍不及市场预期,国际油价上涨乏力,目前WTI原油期货价格仍在30美元/桶以下,为现代煤化工发展再次敲响了警钟。同时十四五期间国内产业发展环境将日益复杂,现代煤化工将面临更多新的挑战。

一是经济性面临中低油价的长期考验。

现代煤化工产品都可以通过石油化工生产,因此现代煤化工的经济性和竞争力与国际油价紧密相关,也将直面新一轮炼化产能扩张的冲击。与新建的大型炼化一体化项目相比,现代煤化工投资规模巨大,单位产能投资是炼化一体化项目的510倍;且现代煤化工能耗、水耗高,污染物排放和二氧化碳排放量大。在中低油价下,现代煤化工并不具备成本优势。在不考虑碳税的情况下,一般认为,当国际原油价格分别高于45美元/桶、50美元/桶和60美元/桶时,煤制烯烃项目、煤制乙二醇项目和煤制油项目才具备成本竞争力,并且随着国际原油价格的走高,现代煤化工的成本竞争力不断增强。受国际油价暴跌影响,目前国内现代煤化工项目基本都在盈亏平衡点以下,很多企业不得不减产、甚至停产。由于新冠疫情持续发酵对需求的压制,短期内国际原油供应过剩的矛盾难以得到根本改善,再加上页岩油开发核心技术水平的不断进步以及新能源技术的突破,中低油价或将成为常态,国内现代煤化工应对此轮油价暴跌冲击的难度远超此前,现有企业经营将面临长期压力。

二是中东和北美低价产品的冲击。

近年,中东继续依靠低成本优势向我国大量出口大宗基础产品。2019年,我国净进口中东乙烯及下游衍生物折乙烯当量已达到1326万吨,占国内乙烯当量消费量及当量净进口量的比例分别达到24.4%47.2%。目前中东聚乙烯、乙二醇产品在我国进口总量中所占比例均已超过50%,对国内市场具有举足轻重的影响。与此同时,页岩革命推动北美石化工业强势复苏,乙烯及下游产业快速扩张,乙烯当量出口量由2015年的561万吨快速增至2019年的1109万吨,预计2025年将进一步增至1750万吨。与国内现代煤化工相比,北美聚乙烯同样具有绝对的成本优势,未来将大量直接或间接涌入国内,进一步压缩现代煤化工的市场空间。

三是资源环境约束加大。

现代煤化工项目资源消耗强度大、污染物排放强度高,对项目所在地煤炭、水资源和环境承载力等支撑条件要求较高。我国煤炭资源与水资源逆向分布特点较为突出,中西部煤炭资源富集省区水资源相对匮乏且生态环境脆弱,有的污染物排放量、用水量、能源消费量已超过国家总量控制指标,很难再获得增量指标。随着《环境保护税法》的实施,以及国家环保标准不断提高,现代煤化工污染物处理成本不断增加,严重了影响现代煤化工成本竞争力。尤其在废水方面,虽然可以实现达标排放,但因大部分项目所在地环境承载力差或没有纳污水体,使得废水不得不采取零排放方案,既增加了项目的生产成本,实际效果也很难保证。高浓度污水、浓盐水、水系统处理技术同样需要改进和优化。结晶盐、蒸发塘底泥无害化等固废处理技术还需要不断探索。此外,为了落实巴黎气候大会形成的《巴黎协定》,我国实施碳交易或开征碳税已是大势所趋,也将会影响现代煤化工的成本竞争力。

四是工程技术创新能力不足。

虽然国内现代煤化工技术的产业化已经处于国际领先地位,但大部分新产品、新技术还处于追随阶段,原始创新能力不足,缺乏前瞻性技术创新储备。煤制乙二醇项目在技术尚未成熟时就大量仓促上马,部分项目产品质量不能完全满足下游需求,应用领域、范围受限,消弱了项目竞争力。在技术装备方面,还未实现定型化、标准化、系列化,国内气化技术流派众多,但市场认可度高的品牌少,自主甲烷化技术尚未在大型项目上应用,部分装备、材料仍依赖进口,对降低工程造价、缩短建设周期造成了不利影响。

此外,现代煤化工还面临产品方案同质化、布局分散、燃油汽车退出、新能源技术快速发展等问题和挑战,但也面临煤炭供给侧改革加速推进、煤炭深加工自主创新更加活跃等机遇。

为了应对上述问题和挑战,现代煤化工亟需找准行业定位,加快补齐短板,弥补自身缺陷与不足,根据自身特点比选产品、降低成本,耦合技术路线、优化系统,形成自身特色,要向高端化、差异化、绿色化方向发展,提升中低油价下的竞争力。

一是加强自主创新。加快开发新型大规模煤气化、新型煤制乙二醇、大规模甲醇合成、大规模煤制乙醇、煤制芳烃、油煤共炼等技术,大幅提升工艺和系统集成水平;突破高选择性合成气一步法生产大宗化工产品或高附加值专用化学品等颠覆性技术;同时要发展高效污染物脱除技术、多污染物协同控治技术、废水零排放技术以及三废资源化利用技术。而部分重大装备、重要材料上的不足也在制约现代煤化工进一步发展,必须加快技术攻关,实现技术进步。

二是推动现代煤化工产业升级发展。按照《现代煤化工产业创新发展布局方案》的要求,认真总结前期产业化示范经验教训,主动适应产业发展新趋势和市场新要求,突破部分环节关键技术瓶颈,通过煤化电热一体化,以及煤制气与焦炉气耦合、煤化工和天然气化工耦合、煤热解与煤气化耦合、不同煤气化炉的联合等相关系统集成优化措施,提升现代煤化工资源利用、节能减排、技术装备、经济效益水平,推动产业技术升级。

三是加强创新体系建设,促进现代煤化工差异化、高端化、绿色化发展。加快建设现代煤化工行业科技研发、工程设计、装备制造、技术服务等自主知识产权技术创新体系建设,探索现代煤化工新技术、新产品的开发,满足现代煤化工产业发展对先进技术的需求。围绕重大关键共性技术和装备加强科技攻关,尽快改变现代煤化工产品方案同质化的状态,形成终端产品高端化、差异化的新局面。中西部煤制烯烃重点发展易于运输的专用料和高端牌号聚烯烃,以及双峰及茂金属聚烯烃、高碳α-烯烃共聚聚乙烯、高VA含量EVA树脂、超高分子量聚乙烯等高端聚烯烃产品。利用煤直接液化油品具有环烷基含量高、低凝点、高密度、低粘度指数等特点,研究生产石油化工难以生产的产品,特别是军用柴油、高密度航空煤油、火箭煤油等特种油品,保障国防建设需求。煤间接液化除可为油品质量升级提供无硫、高十六烷值柴油优质调和组分外,还应考虑与石化相结合,加强优势互补,生产高端石化产品和特种油品,其中低温费托合成油可重点研究生产环保溶剂油、高档润滑油基础油、高熔点费托蜡等高附加值产品;高温费托合成油则可重点生产低碳烯烃、长链α-烯烃、含氧化合物等高附加值产品。

四是推进现代煤化工与炼油等产业融合发展。优化集成煤制油和炼油过程,通过油煤共炼、费托合成为炼厂提供优质汽柴油调合组分,协助炼油产业成品油质量升级;利用煤制氢为炼厂提供廉价氢源,满足成品油质量升级和减油增化的需要;炼厂难以处理的重油和石油焦分别作为油煤浆加氢和气化原料,更高效率、高收率、低成本地生产优质油品。

五是加强国际交流合作。按照国家一带一路和国际产能合作的布局,积极开展国际合作,利用国外资源建设现代煤化工项目。鼓励现代煤化工企业、工程公司、制造企业抱团出海,在一带一路沿线国家开拓投资、工程建设服务和装备技术贸易等全产业链业务,发挥上、中、下游一体化协同效应,既为客户提供全方位的综合服务,同时也争取最佳的整体效益。

因此,现代煤化工应坚持战略技术储备和产能储备的基本定位,以提高产业竞争力为目标,分类施策,适度有序发展,从追求发展数量向追求发展质量转变。新建现代煤化工项目应进一步强化项目前期论证,新上项目产能和规模都必须以全球市场的供需为背景来论证,既要考虑国内新一轮炼化产能扩张的冲击,也要考虑中东和北美低价石化产品对国内市场的冲击;竞争力分析也要立足世界大平台进行论证,尤其是要强化与国际先进水平的对标,全力开创现代煤化工高质量发展新局面。

当前我国煤制天然气产业面临的挑战及措施建议

来源:煤化工信息网

煤制天然气示范项目既承担着国家工程示范任务,同时又肩负为治理大气雾霾、补充我国天然气不足的重任。示范项目地处煤炭资源丰富的西部地区,可就地转化煤炭资源为清洁的天然气向内地输送,对发展西部尤其是少数民族地区经济、吸收就业、促进民族团结,加强边疆地区的社会稳定具有重要意义。

1、煤制天然气产业运行情况

(一)产业规模和产品产量稳步增长

2019年,我国煤制天然气产能为51.05亿方,产量为43.21亿方,同比增长43.6%。今年一季度,煤制天然气产量11.9亿方,同比增长1.7%。煤制天然气产业为冬季供暖保障作出积极贡献,但随着供暖季结束,企业被迫减产减量,亏损加剧。

(二)运行水平和生产效率不断提高

大唐克旗煤制天然气项目一期工程主要技术指标接近或优于设计值,2019年上半年千标方煤制气单耗:能源转化效率55.4%,原料煤1.84吨,水耗5.77吨。新疆庆华在攻克数个技术难题后,生产负荷最高时达92%左右,成功完成了4.0 MPa碎煤加压气化技术和深度污水处理及回用技术,实现了污水零排放和我国装备制造业国产化率95%的目标。伊犁新天煤制天然气项目从2017年气化炉投料点火到产出合格天然气并入中石油西气东输管线,两系列分别用时14天和4天,创造了全球煤制气行业投料产出合格天然气用时最短记录,是目前世界一次性建成的单体最大的煤制天然气项目。内蒙古汇能煤化工有限公司煤制天然气项目产出的SNG中甲烷纯度达到97.0%以上,LNG中甲烷纯度达到99.7%以上,能源转化效率接近51%;产品质量、消耗指标均接近或优于国家控制指标,是目前唯一盈利的煤制天然气项目。

(三)煤制天然气为天然气保供做出贡献

可拓宽天然气多元化供应渠道,保障天然气的供应安全,是我国天然气市场的重要补充之一,也是缓解季节性缺口的有效手段。在2017年、2018年、2019年供暖季期间,煤制天然气4家生产企业合计供应天然气48.05亿方,为大气污染防治重点区域供暖季期间提供清洁燃气,为有效降低大气污染物排放作出了重要贡献。

(四)技术水平不断提升

新疆广汇新能源公司和中科院大连化学物理研究所在新疆伊吾县淖毛湖工业区建立了规模为7000 标方/小时的完全甲烷化模拟试验系统,在工业气源条件下进行了稳定性试验,累计运行4400小时。大唐国际化工技术研究院有限公司通过引进、消化吸收、再创新,开发了具有自主知识产权的合成气甲烷化技术,按照工业装置标准建设了3000标方/小时甲烷化装置,并累计稳定运行超过4000小时。西南化工研究设计院有限公司和中海石油气电集团有限责任公司联合开发煤制天然气甲烷化工艺,完成了20000 标方/小时工业化试验。我国已经具备了煤制天然气甲烷化技术自主化的条件。

新疆庆华煤制天然气项目

2、当前煤制天然气产业发展面临的困难

(一)煤制天然气销售气价低于生产成本

受国内天然气价格低迷的影响,已投产的煤制天然气项目,目前都已陷入困境。新疆庆华能源集团与中石油天然气原协议价格为2.75/标准立方米,现该公司天然气入网气价下调到1/标准立方米左右,远低于生产成本。大唐克旗煤制天然气项目的天然气价格从国家发改委批复的2.75/标方(含税、下同),经过几次门站价格调整及税率下调,当前销售给中石油的价格为1.75/标方,销售价格下跌约36%。由于主产品天然气结构单一,且主要通过中石油管网进入用户,天然气价格没有任何调整。近几年,尽管该项目公司不断努力提升产能、压缩成本,但仍无法改变价格倒挂的现实。

(二)煤制天然气输送受制于管道

目前煤制天然气项目主要通过中石油天然气管道输送,煤制天然气项目输送受制于人。我国天然气消费峰谷差异明显,冬季供热季需求量大,而其余季节消费明显减少。由于现有管网调峰手段有限,目前管网公司利用煤制气项目进行调峰,煤制天然气项目仅在冬季可实现满负荷运行,其余季节负荷仅在50-60%左右,对企业经营影响巨大,项目亏损严重,不利于示范项目发挥示范效果。以大唐克旗煤制天然气项目为例,当前克旗项目一期装置已完全具备日产430万方(设计产能400万方/天)、年产13.3亿方天然气的设计产能,但因受制于中石油非采暖季限气,每天接收天然气量仅能控制在280万方左右(65%负荷)。今年以来,克旗项目于2020217日接到中石油限气通知,将供气量由385万方/日压减至304万方/日;225日,中石油第二次发函,将供气量进一步压减至280万方/日;326日,中石油第三次发函,再次将供气量减至280万方/日。装置产能的不断下调,极大提高了装置工艺指标消耗和产品生产成本,为该公司的生产经营带来了较大的压力及安全隐患。

(三)部分企业煤炭资源受限

目前,大唐克旗煤制天然气公司一期设备及相关装置经过近三年多的技术改造、升级,已经完全具备至少14台气化炉满负荷运行能力,在天然气产量430万方/天(设计产能400万方/天)满负荷运行工况条件下,每日消耗原料煤约2.6万吨。近年来,由于锡林浩特地区煤矿产能释放不足和铁路运力等原因,导致蒙东地区原料煤供应形势比较紧张。根据公司总体规划,克旗项目二期工程将于20209月末具备投产能力,届时原料煤需求量将翻番,同时新增液体产品的外运越发加剧了铁路运力的压力,势必成为未来生产运行的重大瓶颈。

(四)煤制天然气副产品销售困难

由于受疫情影响,煤制天然气企业副产品粗酚、煤焦油、硫酸铵下游深加工企业开工率和运行负荷较低原因,导致煤制天然气副产品销售较困难,一度出现严重胀库情况,供求失衡造成销售价格急剧下滑。据悉,近期内蒙古自治区生态环境厅、赤峰市生态环境局、克旗生态环境分局分别下发相关文件要求该项目公司副产品煤焦油(不满足利用豁免条件)全过程均按危险废物进行管理。根据危废管理相关规定,项目公司副产煤焦油如若按照危废管理,相关采购商必须持有危废经营许可证,自治区生态环境厅将会一定程度限制外售,周边大部分省份也将会禁止本省企业接收,最终导致严重阻塞煤焦油销售渠道、影响销售价格,甚至存在因煤焦油滞销胀库造成停产、停车风险。伊犁新天煤制天然气项目面临同样的问题,核准批复中将重芳烃列为副产品而不是危废,而目前项目所在地方环境部门认为该公司生产的副产品重芳烃,是列入2016版《国家危险废物名录》的煤焦油,属于危险废物(450-003-11),应按危险废物进行管理,新天公司为此每年将额外增加上亿的危废处置费用,给企业经营带来更大压力。

天然气输送管道

3、政策建议及应对措施

(一)制定合理的天然气定价机制

建议国家充分考虑煤制天然气产业的战略意义和实际生产成本,尽快研究确定科学合理的煤制天然气定价机制,协调解决煤制气价格倒挂问题。可参照中亚进口天然气价格等确定价格浮动机制,将煤制天然气价格尽快提升到合理区间,保障煤制天然气行业可持续发展。

(二)加大天然气管网改革力度

建议加快煤制天然气采用直供方式售气,采取煤制气“代输销售”模式,推动企业产能充分释放,提高煤制气企业效益,增强煤制气企业投资建设信心和积极性,为我国天然气增产保供做出积极贡献。

(三)给予煤制天然气一定政策的扶持

建议国家参照页岩气、致密气等非常规天然气补贴政策,将已建成的煤制天然气项目纳入非常规天然气名录,给予煤制气项目非常规天然气补贴,支持项目发挥示范作用,帮助企业减亏解困,调动企业生产积极性,为全国天然气增量增供、冬季保供贡献力量。

(四)副产焦油不应列为危废

煤制天然气副产的焦油应作为工艺的副产品,不宜归为危险废物,从而可以降低企业的经营负担。

煤企一季度利润下降近三成煤价跌入红色区间

“组合拳”出手救市
本文来源:经济参考报

近两个多月,受疫情等影响,煤炭价格出现持续下跌。记者了解到,作为煤市风向标,CCI5500现货指数在跌破绿色区间(500元至570元/吨)后暂停发布。从实际交易来看,煤炭现货价格跌破470元/吨临界点,步入红色区间。受累于煤炭价格和销量下行,一季度全国规模以上煤炭企业利润同比下降29.9%。

在这一形势下,煤炭行业采取限产保价等一系列措施。业内人士表示,5月煤炭需求预计逐步恢复,价格有望止跌企稳,但仍存下行压力。今年全年煤炭市场将总体呈现供需基本平衡态势,去产能力度加大。

根据咨询公司伍德曼肯兹(Wood Mackenzie)亚太地区煤炭业务主管预计,自2月全球煤炭需求开始下降后,全球动力煤价格已经大跌近60%,将有31%的澳洲动力煤出口面临亏本。因为与57日的售价相比,58%的海上动力煤的生产价格更高,这意味着澳洲动力煤行业很可能将面临巨额亏损。

不仅澳洲的动力煤行业如此,其他“中间”煤炭产品价格也同样遭遇着2015年以来最严重的下滑。据《澳洲金融评论》511日报道,截至当前,昆州顶级焦煤的价格下滑30%;其他大多数类型的煤炭均跌至最低价。如果未来澳洲煤炭价格仍未有上涨迹象,预计将会有更多煤矿关闭。

与正处于低谷的澳洲煤炭行业不同,俄罗斯煤炭情况就好上了很多。这主要得益于俄罗斯即使在突发公共卫生事件之初,仍保持对华出口煤炭,这使得俄罗斯拿到了不少订单。据悉,目前俄罗斯是中国第三大煤炭来源国,而中国则是俄罗斯最大的煤炭出口市场。因此,俄罗斯能源部对华煤炭出口定下目标,将在未来10年内实现翻番,达到5500万吨的水平。

据国际能源网援引俄罗斯能源部一份文件显示,到2025年,俄罗斯的目标是煤炭出口规模达到2亿吨,取代印尼成为全球主要的煤炭出口国之一。而如果对华煤炭出口能达到5500万吨,那么俄煤20252亿吨的出口目标达成的可能性也将大大增加。

一季度利润下降近三成

据悉,煤矿复产率迅速提升且基本处于满负荷生产状态,供应量持续增加。数据显示,3月全国原煤产量3.37亿吨,同比增长9.6%。其中,山西省原煤产量同比增长12.3%,陕西榆林原煤产量同比增长30.9%。1月至4月,我国累计进口煤炭约1.27亿吨,同比增长26.9%。

与此同时,需求却未能同步恢复。“初步测算,一季度全国煤炭消费量8.7亿吨左右,同比下降6.8%。中国煤炭工业协会纪委书记、副秘书长张宏说。

在此之下,阶段性供应明显过剩,煤价承压下跌。截至4月底,港口市场煤交易价格已经下跌两个月,跌幅达102元/吨。煤价下跌令企业业绩承压。中国煤炭工业协会数据显示,今年前两个月煤炭行业亏损面达42.3%。一季度,全国规模以上煤炭企业实现利润总额421亿元,同比下降29.9%。有业内人士透露,一季度亏损面在50%左右。

从上市公司数据看,一季度煤炭行业上市公司营业收入和营业成本分别同比下降5.11%和2.28%,仅6家公司收入实现增长。加总计算,一季度煤炭行业上市公司净利润同比下降27.40%(扣非后同比下降34%),加权后整体下降34.24%,实现同比增长的仅4家公司。

中信证券分析师祖国鹏表示,按照目前基本面预测,二季度煤价可能环比下跌10%至12%。煤炭行业上市公司中报整体业绩可能同比下降30%以上,二季度单季净利润可能下降35%至40%。

“组合拳”出手救市

行业已经出手自救。4月下旬以来,中国煤炭运销协会等多家组织连续发出通知,呼吁煤企限产保价、理性营销,坚持低于成本不生产、没有订单不生产、不收到货款不发货;神华、中煤等龙头煤企联合宣布保价,5500大卡规格的动力煤售价不得低于485元/吨;12家大型无烟煤生产企业、焦煤行业协会也双双倡议,依据各企业一季度日均产量实施减产10%。

同时,根据《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》要求,国家层面将启动平抑煤炭价格异常波动的响应机制。地方层面,陕西榆神地区严查“一票煤”,鄂尔多斯能源局发文要求遏制煤矿超能力生产。

5月将迎来迎峰度夏筹备期,这是否能成为煤价谷底回升的契机?川财证券分析师陈雳认为,下游用电复工复产节奏加快叠加近期气温升高,电厂日耗水平已与去年同期基本持平,再加上主产地煤矿开工率下降、进口煤管控趋严等因素,煤炭供需格局有所好转,煤价有望止跌企稳。

张宏也表示,随着各项政策措施的落地,经济社会运行秩序加快恢复,能源需求特别是煤炭需求有望实现增长。预计二季度电力、钢铁、建材、化工等主要耗煤行业需求将逐步恢复到正常水平。

不过,业内人士一致判断,5月份国内煤炭市场将维持供需宽松态势,但趋势性下跌的市场格局暂难改变。

去产能力度加大

据了解,4月以来,冲击地压矿井和煤与瓦斯突出矿井(以下简称两类煤矿)核定产能、安全专项整治三年行动计划、煤矿智能化等一系列政策密集出台,去产能力度加大。

全国安全生产专项整治三年行动计划提出,积极推进30万吨/年以下煤矿分类处置,坚决关闭不具备安全生产条件的煤矿,全国煤矿数量从5400处左右减少至4000处左右,大型煤矿产量占比达到80%以上;加快推进机械化、自动化、信息化、智能化建设,灾害严重矿井采掘工作面基本实现智能化,力争采掘智能化工作面达到1000个以上,建设一批智能化矿井,2022年底前全国一、二级安全生产标准化管理体系达标煤矿占比70%以上。

“这一行动计划是供给侧结构性改革的延续和深化,是提升煤炭产业集中度、提升煤炭行业科学发展水平的重要举措,煤矿数量减少15,智能化工作面实现两倍以上增长。信达证券分析师左前明表示,全国两类煤矿产能预计在5亿至6亿吨,若平均下调5%的产能,则减产2500万至3000万吨,这块减量可能在下半年和明年逐步显现。

与此同时,多地公布了今年化解煤炭过剩产能的目标任务。例如,山东省计划今年化解煤炭过剩产能994万吨。江西省制定30万吨/年以下煤矿分类处置实施方案,坚决淘汰不符合产业政策以及安全、环保、资源、质量等标准的9万吨/年及以下煤矿。

张宏建议,坚定不移淘汰落后产能、化解过剩产能,提高煤炭供给质量;在煤炭市场出现严重供大于求的形势下,实施阶段性减量化生产,维护市场供需平衡。同时,巩固供给侧结构性改革成果,推动中长期合同制度落实。大型煤炭企业要充分发挥平稳市场的带头作用,采取有效措施把价格稳定在绿色区间,防止煤炭价格大起大落。

国家电投:打造世界一流清洁能源企业总部“样板”

来源:经济日报

中央企业治理体系和治理能力现代化,是国家治理体系和治理能力现代化的重要组成部分。在当前特殊时期下,着力建立与国有资本投资公司相适应的管理体制和运行机制是推进央企降本增效的重要举措。明确总部职能定位,优化组织结构;发布权责清单,精简审批事项;建设国有资本投资公司,推进现代化治理体系……在解决“总部机关化”这个问题上,国家电投集团公司为央企打造了一个很好的“样板”。

十九大以来,国家电投坚持“两个一以贯之”、贯彻落实十九大精神和深化国资国企改革系列决策部署,立足建设“世界一流清洁能源企业”的战略目标和“先进能源技术开发商、清洁低碳能源供应商、能源生态系统集成商”的战略定位,进一步加强党的领导,不断健全体制机制,扎实推进国有资本投资公司改革,企业竞争力持续增强。

但与中央巡视整改要求和市场化改革方向相比,总部机构职能设置尚需优化,个别部门和部分职务称谓带有行政色彩;法人治理结构还需要完善,决策主体的权责界面划分不够清晰;工作流程还需优化,管理链条还需进一步缩短;会议多、文件多,检查考核强调痕迹化,总部服务意识还需要提高。就类似这些央企总部普遍存在的问题,国家电投党组针对问题回归本质,结合国有资本投资公司改革,坚持顶层设计、精准施策、采取了一系列措施。

“总部改革的重点是优化组织体系,明确总部与各经营单位的职能及权力边界。”国家电投集团公司人力资源部主任余文宝说,当前各二级单位的决策过多地集中于总部,而总部人手少,远离市场一线,不可能代替经营单位进行科学决策。因此,公司将总部定位为战略管理中心和资本运作主体,聚焦党建统领、战略管控、资本运营、资源统筹、干部管理和风险监控六项职能。

改革后,国家电投总部不再从事具体生产经营活动,撤销火电部、水电与新能源部、协同产业部、物资管理部等4个专业管理部门,下放生产运营管理职能。新设法人治理部,加强力量探索中国特色现代国有企业制度,提高公司治理能力。调整后,总部部门从20个减少到16个。

在人员配置方面,国家电投总部定员由379人精简到324人,其中部门负责人职数由79人精简到46人。下一步,国家电投总部定员将减少到300人以内,目前机构调整已全面完成和就位。

权责清单是推动总部职能转型的“牛鼻子”。2015年,国家电投制定出台权力清单A 版,将总部权力由272 项精简到117 项,下放比例达57%,其中生产运营权限基本下放。2017 3 月,将权力清单A 版升级为B 版,突出分类授权和“放管结合”要求,权责事项由646项减少到129项,审批事项由197项减少到40项,实现了“两个80%”的授权放权,将国家禁、限、控业务及风险大的业务审批权上收到总部。

国家电投根据总部职能定位优化,进行“层层松绑”,即将发布总部权责清单C版,将授权放权落实到各二级单位,最终实现“谁经营、谁决策 ”。权责清单C版将二级单位分为重大专项、研发与创新、产业平台、常规产业、核能、金融、服务与保障七类,因企施策、分类管理。对于总投资30亿以下的新能源项目投资,产业平台、上市公司及子公司可以自主决策。对于旗下的氢能公司、中能融合等市场化程度较高的子企业,自主决定用工计划、基本工资分配等,力争一步到位建立新体制新机制。对于“双百行动”、落实董事会职权的子企业,进一步加大在投资、薪酬分配、用工计划等方面授权放权力度。

建立中国特色现代国有企业制度,是国有企业的改革方向,是现代企业制度的重大理论创新和实践创新。纵观整个新一轮国企改革,其目的就是要转变国有企业的监管模式,由从前的管企业为主向管资本为主转变。

“作为国有资本投资公司试点企业,我们进一步健全和完善公司治理机制、提高公司治理能力。”余文宝表示,公司规范了决策主体、程序和方式,修订完善了董事会议事规则、总经理办公会议议事规则,建立了一支专职的董监事队伍。将来,集团对二级单位的管理,就是通过做实董事会、派出专职董监事,更多依托产权关系和资本纽带、更多采用行使股东权和发挥董事作用等手段履行出资人职责,实现从“职能管理线”向“公司治理线”的转变。

 

国际能源署:预计2020年中国煤炭

需求将下降5% 全球降8%

来源:中国煤炭资源网

中国煤炭经济研究会消息,430日,国际能源署(IEA)发布《全球能源论评报告》(Global Energy Review 2020)

报告指出,受气候暖冬、天然气价格大跌和可再生能源替代作用的影响,煤炭遭受到了最严重的打击。一季度全球煤炭需求下跌8%,预测2020年全年全球煤炭需求将下降8%左右,将是二战以来的最大年度跌幅,世界上几乎所有地区每个部门的煤炭使用量都在下降。燃煤发电的下降幅度将超过10%

预计2020年,中国煤炭需求将下降5%。印度煤炭需求降幅可能更大一些,由于印度经济增长和电力生产明显放缓,也许今年晚些时候有所复苏,但燃煤发电下降将压制煤炭的使用,出现连续第二年煤炭消费下降。

世界其它地区,煤炭需求都将出现急剧下降。即使是近些年来煤炭需求增长最快的东南亚地区,尤其是马来西亚、泰国等国,由于电力需求下降将导致发电用煤减少。

世界发达经济体煤炭需求也将明显下降, 降幅大多可能达到两位数,美国煤炭需求可能下降25%,欧盟下降20%,韩国和日本将分别下降5%10%

IEA报告表明,今年一季度全球能源需求比上年同期已经下滑3.8%

如果新型冠状病毒疫情蔓延扩大,导致封锁措施长期持续,预计2020年全球能源需求将下跌6%。这将抵消过去5年所有增加的需求,这样的下滑为过去70年所未见,是二战以来的最大冲击。疫情造成的冲击,大约为次贷危机后期跌幅的7倍。

炼化格局变化对现代煤化工冲击巨大

来源:轻芳烃专委会

进入2020年,新冠疫情在全球持续发酵,叠加原油暴跌,严重打击了全球经济活动,中国经济企稳势头也被迫中断。为了稳定经济增长和促进就业,近期江苏、浙江、广东、山东、广西、河北等东部沿海省份陆续推出了2020年重点建设项目名单,一大批石化项目纷纷立项建设。与此同时,山西和宁夏多个煤化工项目也集中开工建设。目前国内石化产业正迎来新一轮扩能高峰,此次石化和现代煤化工重大项目的提速建设将进一步加剧国内石化市场竞争,行业洗牌也将加速,尤其是对现代煤化工冲击巨大。

从改革开放至今,我国已建成28个千万吨级炼油厂,产能达到3.7亿吨/年,占总产能的43%。据2018年统计,全世界原油加工能力在2000万吨/年以上的炼油厂共有32座,中国就占了5座,即中石化的镇海炼化公司、茂名炼化公司;中石油的大连炼化公司;中海油的惠州炼化公司;还有民营企业大连恒力石化公司。2018年,我国原油加工量达到6.04亿吨,成品油产量3.6亿吨,炼油加工能力超过8.1亿吨,仅次于美国,居世界第二位。截止到2019年底,我国年炼油能力已达8.6亿吨,不仅满足了国内需求,而且还出口海外5000多万吨。未来几年,随着一批大炼化项目的集中投放,国内石化市场,无论是炼油格局、以乙烯为龙头的石油化工格局,还是成品油销售格局都将发生重大变化,面临重新洗牌,行业竞争将异常激烈。其中,受影响最大的应该是现代煤化工产业

从石化产品供需看,预计到2025年,我国乙烯当量自给率将从2019年的49%提高到70%左右,丙烯、对二甲苯(PX)、乙二醇等产能将会超过当量需求,大部分石化产品产能过剩、竞争加剧。此外,随着北美新增乙烯产能的陆续释放,中东和北美低价乙烯衍生物对国内市场的冲击将愈加明显。从竞争格局看,未来中国炼化的竞争格局将进一步向多元化发展。中国石油天然气集团有限公司、中国石油化工集团有限公司、中国海洋石油集团有限公司和中国中化集团有限公司、中国化工集团有限公司、中国兵器工业集团有限公司等央企在建和拟建炼化一体化项目推进速度都在加快;2019年,恒力石化和浙江石油化工有限公司两个千万吨级炼化项目先后建成投产;万华化学集团股份有限公司、东营威联化学有限公司、辽宁宝来化工股份有限公司、江苏盛虹石化集团有限公司等一批地方和民营企业石化项目即将建成或正在加快建设;美国埃克森美孚公司、荷兰皇家壳牌集团、沙特阿美石油公司、德国巴斯夫公司等国际石油石化巨头纷纷抢滩中国市场,建设具有世界领先水平的一体化项目,部分石化产业链利润分配将发生显著变化。以对二甲苯产业链为例。前几年,国内对二甲苯紧缺,行业利润攀升刺激了投资热情。同时,国内民营化纤企业为改变多年来原料受制局面,纷纷向上游发展,建设大型炼化一体化项目,以解决原料供应问题。恒力石化、浙江荣盛控股集团有限公司、盛虹石化等民营企业已经或即将打通从从一滴油到一匹布(原油加工-石化产品-纺织产品)的全产业链。未来几年,国内对二甲苯产能将进入投产高峰期,2023年年产能将达到5613万吨。届时,对二甲苯整体供应将显著高于下游需求,同时行业利润大幅缩减,利润呈现向下游转移趋势。

众所周知,本世纪初的高油价时代催生了以煤制油、煤制烯烃、煤制气和煤制乙二醇为代表中国现代煤化工产业的快速发展,形成了具有中国特色的煤炭深加工产业。十三五以来,我国现代煤化工产业一批关键技术装备打破了国际垄断,相当部分技术处于国际先进或领先地位。煤直接液化技术、粉煤中低温热解及焦油轻质化技术为国际首创,煤制烯烃、煤制芳烃、低温费托合成、煤制乙二醇以及煤油共炼技术皆处于国际领先水平。另外,现代煤化工示范或生产装置运行水平也不断提高。如,以神华宁煤公司400万吨/年煤间接液化项目实现了长周期稳定运行;陕西未来能源公司采用自主开发高温流化床费托合成关键技术,大大丰富和改善了煤制油产品方案,其10万吨级高温费托合成工业示范装置取得成功;数十套5060万吨/年采用大连化物所研发技术的甲醇制烯烃项目在全国实现了商业化运行;年产50万吨的煤制乙二醇装置实现了满负荷稳定运行。与此同时,一批先进煤气化技术正向大型化、长周期迈进。陕西延长石油集团开发出双流化床超大型粉煤气化技术、粉煤热解气化一体化氧气气化技术;中科院上海高等研究院合作开发的二氧化碳甲烷多重整制合成气关键技术,对缓解能源危机和减少二氧化碳排放具有重要意义。在行业技术水平不断创新的背景下,2019年底,煤制油、煤制烯烃、煤制气、煤制乙二醇产能分别达到1138万吨/年、1540万吨/年、51亿立方米/年、481万吨/年。

201728日,国家能源局印发的《煤炭深加工产业示范十三五规划》(国能科技[2017]43号)明确提出适度发展煤炭深加工产业,既是国家能源战略技术储备和产能储备的需要,也是推进煤炭清洁高效利用和保障国家能源安全的重要举措202043日,国家能源局发布《中华人民共和国能源法(征求意见稿)》,其在煤炭开发利用中指出国家优化煤炭开发布局和生产结构,推进煤炭安全绿色开采,鼓励发展矿区循环经济,促进煤炭清洁高效利用,适当发展煤制燃料和化工原料,从国家层面进一步明确了现代煤化工的产业定位。在国内煤炭产能过剩和产业转型压力之下,发展现代煤化工的驱动力仍在,部分省区和企业甚至仍存在一定的盲目性。但20203月以来,受新冠疫情全球蔓延,沙特与俄罗斯原油价格战等因素影响,国际油价暴跌,WTI原油期货价格一度跌破20美元/桶,413OPEC+虽然达成了史上最大规模的递减式减产协议,但减产计划规模仍不及市场预期,国际油价上涨乏力,目前WTI原油期货价格仍在30美元/桶以下,为现代煤化工发展再次敲响了警钟。同时十四五期间国内产业发展环境将日益复杂,现代煤化工将面临更多新的挑战。

一是经济性面临中低油价的长期考验。

现代煤化工产品都可以通过石油化工生产,因此现代煤化工的经济性和竞争力与国际油价紧密相关,也将直面新一轮炼化产能扩张的冲击。与新建的大型炼化一体化项目相比,现代煤化工投资规模巨大,单位产能投资是炼化一体化项目的510倍;且现代煤化工能耗、水耗高,污染物排放和二氧化碳排放量大。在中低油价下,现代煤化工并不具备成本优势。在不考虑碳税的情况下,一般认为,当国际原油价格分别高于45美元/桶、50美元/桶和60美元/桶时,煤制烯烃项目、煤制乙二醇项目和煤制油项目才具备成本竞争力,并且随着国际原油价格的走高,现代煤化工的成本竞争力不断增强。受国际油价暴跌影响,目前国内现代煤化工项目基本都在盈亏平衡点以下,很多企业不得不减产、甚至停产。由于新冠疫情持续发酵对需求的压制,短期内国际原油供应过剩的矛盾难以得到根本改善,再加上页岩油开发核心技术水平的不断进步以及新能源技术的突破,中低油价或将成为常态,国内现代煤化工应对此轮油价暴跌冲击的难度远超此前,现有企业经营将面临长期压力。

二是中东和北美低价产品的冲击。

近年,中东继续依靠低成本优势向我国大量出口大宗基础产品。2019年,我国净进口中东乙烯及下游衍生物折乙烯当量已达到1326万吨,占国内乙烯当量消费量及当量净进口量的比例分别达到24.4%47.2%。目前中东聚乙烯、乙二醇产品在我国进口总量中所占比例均已超过50%,对国内市场具有举足轻重的影响。与此同时,页岩革命推动北美石化工业强势复苏,乙烯及下游产业快速扩张,乙烯当量出口量由2015年的561万吨快速增至2019年的1109万吨,预计2025年将进一步增至1750万吨。与国内现代煤化工相比,北美聚乙烯同样具有绝对的成本优势,未来将大量直接或间接涌入国内,进一步压缩现代煤化工的市场空间。

三是资源环境约束加大。

现代煤化工项目资源消耗强度大、污染物排放强度高,对项目所在地煤炭、水资源和环境承载力等支撑条件要求较高。我国煤炭资源与水资源逆向分布特点较为突出,中西部煤炭资源富集省区水资源相对匮乏且生态环境脆弱,有的污染物排放量、用水量、能源消费量已超过国家总量控制指标,很难再获得增量指标。随着《环境保护税法》的实施,以及国家环保标准不断提高,现代煤化工污染物处理成本不断增加,严重了影响现代煤化工成本竞争力。尤其在废水方面,虽然可以实现达标排放,但因大部分项目所在地环境承载力差或没有纳污水体,使得废水不得不采取零排放方案,既增加了项目的生产成本,实际效果也很难保证。高浓度污水、浓盐水、水系统处理技术同样需要改进和优化。结晶盐、蒸发塘底泥无害化等固废处理技术还需要不断探索。此外,为了落实巴黎气候大会形成的《巴黎协定》,我国实施碳交易或开征碳税已是大势所趋,也将会影响现代煤化工的成本竞争力。

四是工程技术创新能力不足。

虽然国内现代煤化工技术的产业化已经处于国际领先地位,但大部分新产品、新技术还处于追随阶段,原始创新能力不足,缺乏前瞻性技术创新储备。煤制乙二醇项目在技术尚未成熟时就大量仓促上马,部分项目产品质量不能完全满足下游需求,应用领域、范围受限,消弱了项目竞争力。在技术装备方面,还未实现定型化、标准化、系列化,国内气化技术流派众多,但市场认可度高的品牌少,自主甲烷化技术尚未在大型项目上应用,部分装备、材料仍依赖进口,对降低工程造价、缩短建设周期造成了不利影响。

此外,现代煤化工还面临产品方案同质化、布局分散、燃油汽车退出、新能源技术快速发展等问题和挑战,但也面临煤炭供给侧改革加速推进、煤炭深加工自主创新更加活跃等机遇。

为了应对上述问题和挑战,现代煤化工亟需找准行业定位,加快补齐短板,弥补自身缺陷与不足,根据自身特点比选产品、降低成本,耦合技术路线、优化系统,形成自身特色,要向高端化、差异化、绿色化方向发展,提升中低油价下的竞争力。

一是加强自主创新。加快开发新型大规模煤气化、新型煤制乙二醇、大规模甲醇合成、大规模煤制乙醇、煤制芳烃、油煤共炼等技术,大幅提升工艺和系统集成水平;突破高选择性合成气一步法生产大宗化工产品或高附加值专用化学品等颠覆性技术;同时要发展高效污染物脱除技术、多污染物协同控治技术、废水零排放技术以及三废资源化利用技术。而部分重大装备、重要材料上的不足也在制约现代煤化工进一步发展,必须加快技术攻关,实现技术进步。

二是推动现代煤化工产业升级发展。按照《现代煤化工产业创新发展布局方案》的要求,认真总结前期产业化示范经验教训,主动适应产业发展新趋势和市场新要求,突破部分环节关键技术瓶颈,通过煤化电热一体化,以及煤制气与焦炉气耦合、煤化工和天然气化工耦合、煤热解与煤气化耦合、不同煤气化炉的联合等相关系统集成优化措施,提升现代煤化工资源利用、节能减排、技术装备、经济效益水平,推动产业技术升级。

三是加强创新体系建设,促进现代煤化工差异化、高端化、绿色化发展。加快建设现代煤化工行业科技研发、工程设计、装备制造、技术服务等自主知识产权技术创新体系建设,探索现代煤化工新技术、新产品的开发,满足现代煤化工产业发展对先进技术的需求。围绕重大关键共性技术和装备加强科技攻关,尽快改变现代煤化工产品方案同质化的状态,形成终端产品高端化、差异化的新局面。中西部煤制烯烃重点发展易于运输的专用料和高端牌号聚烯烃,以及双峰及茂金属聚烯烃、高碳α-烯烃共聚聚乙烯、高VA含量EVA树脂、超高分子量聚乙烯等高端聚烯烃产品。利用煤直接液化油品具有环烷基含量高、低凝点、高密度、低粘度指数等特点,研究生产石油化工难以生产的产品,特别是军用柴油、高密度航空煤油、火箭煤油等特种油品,保障国防建设需求。煤间接液化除可为油品质量升级提供无硫、高十六烷值柴油优质调和组分外,还应考虑与石化相结合,加强优势互补,生产高端石化产品和特种油品,其中低温费托合成油可重点研究生产环保溶剂油、高档润滑油基础油、高熔点费托蜡等高附加值产品;高温费托合成油则可重点生产低碳烯烃、长链α-烯烃、含氧化合物等高附加值产品。

四是推进现代煤化工与炼油等产业融合发展。优化集成煤制油和炼油过程,通过油煤共炼、费托合成为炼厂提供优质汽柴油调合组分,协助炼油产业成品油质量升级;利用煤制氢为炼厂提供廉价氢源,满足成品油质量升级和减油增化的需要;炼厂难以处理的重油和石油焦分别作为油煤浆加氢和气化原料,更高效率、高收率、低成本地生产优质油品。

五是加强国际交流合作。按照国家一带一路和国际产能合作的布局,积极开展国际合作,利用国外资源建设现代煤化工项目。鼓励现代煤化工企业、工程公司、制造企业抱团出海,在一带一路沿线国家开拓投资、工程建设服务和装备技术贸易等全产业链业务,发挥上、中、下游一体化协同效应,既为客户提供全方位的综合服务,同时也争取最佳的整体效益。

因此,现代煤化工应坚持战略技术储备和产能储备的基本定位,以提高产业竞争力为目标,分类施策,适度有序发展,从追求发展数量向追求发展质量转变。新建现代煤化工项目应进一步强化项目前期论证,新上项目产能和规模都必须以全球市场的供需为背景来论证,既要考虑国内新一轮炼化产能扩张的冲击,也要考虑中东和北美低价石化产品对国内市场的冲击;竞争力分析也要立足世界大平台进行论证,尤其是要强化与国际先进水平的对标,全力开创现代煤化工高质量发展新局面。

当前我国煤制天然气产业面临的挑战及措施建议

来源:煤化工信息网

煤制天然气示范项目既承担着国家工程示范任务,同时又肩负为治理大气雾霾、补充我国天然气不足的重任。示范项目地处煤炭资源丰富的西部地区,可就地转化煤炭资源为清洁的天然气向内地输送,对发展西部尤其是少数民族地区经济、吸收就业、促进民族团结,加强边疆地区的社会稳定具有重要意义。

1、煤制天然气产业运行情况

(一)产业规模和产品产量稳步增长

2019年,我国煤制天然气产能为51.05亿方,产量为43.21亿方,同比增长43.6%。今年一季度,煤制天然气产量11.9亿方,同比增长1.7%。煤制天然气产业为冬季供暖保障作出积极贡献,但随着供暖季结束,企业被迫减产减量,亏损加剧。

(二)运行水平和生产效率不断提高

大唐克旗煤制天然气项目一期工程主要技术指标接近或优于设计值,2019年上半年千标方煤制气单耗:能源转化效率55.4%,原料煤1.84吨,水耗5.77吨。新疆庆华在攻克数个技术难题后,生产负荷最高时达92%左右,成功完成了4.0 MPa碎煤加压气化技术和深度污水处理及回用技术,实现了污水零排放和我国装备制造业国产化率95%的目标。伊犁新天煤制天然气项目从2017年气化炉投料点火到产出合格天然气并入中石油西气东输管线,两系列分别用时14天和4天,创造了全球煤制气行业投料产出合格天然气用时最短记录,是目前世界一次性建成的单体最大的煤制天然气项目。内蒙古汇能煤化工有限公司煤制天然气项目产出的SNG中甲烷纯度达到97.0%以上,LNG中甲烷纯度达到99.7%以上,能源转化效率接近51%;产品质量、消耗指标均接近或优于国家控制指标,是目前唯一盈利的煤制天然气项目。

(三)煤制天然气为天然气保供做出贡献

可拓宽天然气多元化供应渠道,保障天然气的供应安全,是我国天然气市场的重要补充之一,也是缓解季节性缺口的有效手段。在2017年、2018年、2019年供暖季期间,煤制天然气4家生产企业合计供应天然气48.05亿方,为大气污染防治重点区域供暖季期间提供清洁燃气,为有效降低大气污染物排放作出了重要贡献。

(四)技术水平不断提升

新疆广汇新能源公司和中科院大连化学物理研究所在新疆伊吾县淖毛湖工业区建立了规模为7000 标方/小时的完全甲烷化模拟试验系统,在工业气源条件下进行了稳定性试验,累计运行4400小时。大唐国际化工技术研究院有限公司通过引进、消化吸收、再创新,开发了具有自主知识产权的合成气甲烷化技术,按照工业装置标准建设了3000标方/小时甲烷化装置,并累计稳定运行超过4000小时。西南化工研究设计院有限公司和中海石油气电集团有限责任公司联合开发煤制天然气甲烷化工艺,完成了20000 标方/小时工业化试验。我国已经具备了煤制天然气甲烷化技术自主化的条件。

新疆庆华煤制天然气项目

2、当前煤制天然气产业发展面临的困难

(一)煤制天然气销售气价低于生产成本

受国内天然气价格低迷的影响,已投产的煤制天然气项目,目前都已陷入困境。新疆庆华能源集团与中石油天然气原协议价格为2.75/标准立方米,现该公司天然气入网气价下调到1/标准立方米左右,远低于生产成本。大唐克旗煤制天然气项目的天然气价格从国家发改委批复的2.75/标方(含税、下同),经过几次门站价格调整及税率下调,当前销售给中石油的价格为1.75/标方,销售价格下跌约36%。由于主产品天然气结构单一,且主要通过中石油管网进入用户,天然气价格没有任何调整。近几年,尽管该项目公司不断努力提升产能、压缩成本,但仍无法改变价格倒挂的现实。

(二)煤制天然气输送受制于管道

目前煤制天然气项目主要通过中石油天然气管道输送,煤制天然气项目输送受制于人。我国天然气消费峰谷差异明显,冬季供热季需求量大,而其余季节消费明显减少。由于现有管网调峰手段有限,目前管网公司利用煤制气项目进行调峰,煤制天然气项目仅在冬季可实现满负荷运行,其余季节负荷仅在50-60%左右,对企业经营影响巨大,项目亏损严重,不利于示范项目发挥示范效果。以大唐克旗煤制天然气项目为例,当前克旗项目一期装置已完全具备日产430万方(设计产能400万方/天)、年产13.3亿方天然气的设计产能,但因受制于中石油非采暖季限气,每天接收天然气量仅能控制在280万方左右(65%负荷)。今年以来,克旗项目于2020217日接到中石油限气通知,将供气量由385万方/日压减至304万方/日;225日,中石油第二次发函,将供气量进一步压减至280万方/日;326日,中石油第三次发函,再次将供气量减至280万方/日。装置产能的不断下调,极大提高了装置工艺指标消耗和产品生产成本,为该公司的生产经营带来了较大的压力及安全隐患。

(三)部分企业煤炭资源受限

目前,大唐克旗煤制天然气公司一期设备及相关装置经过近三年多的技术改造、升级,已经完全具备至少14台气化炉满负荷运行能力,在天然气产量430万方/天(设计产能400万方/天)满负荷运行工况条件下,每日消耗原料煤约2.6万吨。近年来,由于锡林浩特地区煤矿产能释放不足和铁路运力等原因,导致蒙东地区原料煤供应形势比较紧张。根据公司总体规划,克旗项目二期工程将于20209月末具备投产能力,届时原料煤需求量将翻番,同时新增液体产品的外运越发加剧了铁路运力的压力,势必成为未来生产运行的重大瓶颈。

(四)煤制天然气副产品销售困难

由于受疫情影响,煤制天然气企业副产品粗酚、煤焦油、硫酸铵下游深加工企业开工率和运行负荷较低原因,导致煤制天然气副产品销售较困难,一度出现严重胀库情况,供求失衡造成销售价格急剧下滑。据悉,近期内蒙古自治区生态环境厅、赤峰市生态环境局、克旗生态环境分局分别下发相关文件要求该项目公司副产品煤焦油(不满足利用豁免条件)全过程均按危险废物进行管理。根据危废管理相关规定,项目公司副产煤焦油如若按照危废管理,相关采购商必须持有危废经营许可证,自治区生态环境厅将会一定程度限制外售,周边大部分省份也将会禁止本省企业接收,最终导致严重阻塞煤焦油销售渠道、影响销售价格,甚至存在因煤焦油滞销胀库造成停产、停车风险。伊犁新天煤制天然气项目面临同样的问题,核准批复中将重芳烃列为副产品而不是危废,而目前项目所在地方环境部门认为该公司生产的副产品重芳烃,是列入2016版《国家危险废物名录》的煤焦油,属于危险废物(450-003-11),应按危险废物进行管理,新天公司为此每年将额外增加上亿的危废处置费用,给企业经营带来更大压力。

天然气输送管道

3、政策建议及应对措施

(一)制定合理的天然气定价机制

建议国家充分考虑煤制天然气产业的战略意义和实际生产成本,尽快研究确定科学合理的煤制天然气定价机制,协调解决煤制气价格倒挂问题。可参照中亚进口天然气价格等确定价格浮动机制,将煤制天然气价格尽快提升到合理区间,保障煤制天然气行业可持续发展。

(二)加大天然气管网改革力度

建议加快煤制天然气采用直供方式售气,采取煤制气“代输销售”模式,推动企业产能充分释放,提高煤制气企业效益,增强煤制气企业投资建设信心和积极性,为我国天然气增产保供做出积极贡献。

(三)给予煤制天然气一定政策的扶持

建议国家参照页岩气、致密气等非常规天然气补贴政策,将已建成的煤制天然气项目纳入非常规天然气名录,给予煤制气项目非常规天然气补贴,支持项目发挥示范作用,帮助企业减亏解困,调动企业生产积极性,为全国天然气增量增供、冬季保供贡献力量。

(四)副产焦油不应列为危废

煤制天然气副产的焦油应作为工艺的副产品,不宜归为危险废物,从而可以降低企业的经营负担。

煤企一季度利润下降近三成煤价跌入红色区间

“组合拳”出手救市
本文来源:经济参考报

近两个多月,受疫情等影响,煤炭价格出现持续下跌。记者了解到,作为煤市风向标,CCI5500现货指数在跌破绿色区间(500元至570元/吨)后暂停发布。从实际交易来看,煤炭现货价格跌破470元/吨临界点,步入红色区间。受累于煤炭价格和销量下行,一季度全国规模以上煤炭企业利润同比下降29.9%。

在这一形势下,煤炭行业采取限产保价等一系列措施。业内人士表示,5月煤炭需求预计逐步恢复,价格有望止跌企稳,但仍存下行压力。今年全年煤炭市场将总体呈现供需基本平衡态势,去产能力度加大。

根据咨询公司伍德曼肯兹(Wood Mackenzie)亚太地区煤炭业务主管预计,自2月全球煤炭需求开始下降后,全球动力煤价格已经大跌近60%,将有31%的澳洲动力煤出口面临亏本。因为与57日的售价相比,58%的海上动力煤的生产价格更高,这意味着澳洲动力煤行业很可能将面临巨额亏损。

不仅澳洲的动力煤行业如此,其他“中间”煤炭产品价格也同样遭遇着2015年以来最严重的下滑。据《澳洲金融评论》511日报道,截至当前,昆州顶级焦煤的价格下滑30%;其他大多数类型的煤炭均跌至最低价。如果未来澳洲煤炭价格仍未有上涨迹象,预计将会有更多煤矿关闭。

与正处于低谷的澳洲煤炭行业不同,俄罗斯煤炭情况就好上了很多。这主要得益于俄罗斯即使在突发公共卫生事件之初,仍保持对华出口煤炭,这使得俄罗斯拿到了不少订单。据悉,目前俄罗斯是中国第三大煤炭来源国,而中国则是俄罗斯最大的煤炭出口市场。因此,俄罗斯能源部对华煤炭出口定下目标,将在未来10年内实现翻番,达到5500万吨的水平。

据国际能源网援引俄罗斯能源部一份文件显示,到2025年,俄罗斯的目标是煤炭出口规模达到2亿吨,取代印尼成为全球主要的煤炭出口国之一。而如果对华煤炭出口能达到5500万吨,那么俄煤20252亿吨的出口目标达成的可能性也将大大增加。

一季度利润下降近三成

据悉,煤矿复产率迅速提升且基本处于满负荷生产状态,供应量持续增加。数据显示,3月全国原煤产量3.37亿吨,同比增长9.6%。其中,山西省原煤产量同比增长12.3%,陕西榆林原煤产量同比增长30.9%。1月至4月,我国累计进口煤炭约1.27亿吨,同比增长26.9%。

与此同时,需求却未能同步恢复。“初步测算,一季度全国煤炭消费量8.7亿吨左右,同比下降6.8%。中国煤炭工业协会纪委书记、副秘书长张宏说。

在此之下,阶段性供应明显过剩,煤价承压下跌。截至4月底,港口市场煤交易价格已经下跌两个月,跌幅达102元/吨。煤价下跌令企业业绩承压。中国煤炭工业协会数据显示,今年前两个月煤炭行业亏损面达42.3%。一季度,全国规模以上煤炭企业实现利润总额421亿元,同比下降29.9%。有业内人士透露,一季度亏损面在50%左右。

从上市公司数据看,一季度煤炭行业上市公司营业收入和营业成本分别同比下降5.11%和2.28%,仅6家公司收入实现增长。加总计算,一季度煤炭行业上市公司净利润同比下降27.40%(扣非后同比下降34%),加权后整体下降34.24%,实现同比增长的仅4家公司。

中信证券分析师祖国鹏表示,按照目前基本面预测,二季度煤价可能环比下跌10%至12%。煤炭行业上市公司中报整体业绩可能同比下降30%以上,二季度单季净利润可能下降35%至40%。

“组合拳”出手救市

行业已经出手自救。4月下旬以来,中国煤炭运销协会等多家组织连续发出通知,呼吁煤企限产保价、理性营销,坚持低于成本不生产、没有订单不生产、不收到货款不发货;神华、中煤等龙头煤企联合宣布保价,5500大卡规格的动力煤售价不得低于485元/吨;12家大型无烟煤生产企业、焦煤行业协会也双双倡议,依据各企业一季度日均产量实施减产10%。

同时,根据《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》要求,国家层面将启动平抑煤炭价格异常波动的响应机制。地方层面,陕西榆神地区严查“一票煤”,鄂尔多斯能源局发文要求遏制煤矿超能力生产。

5月将迎来迎峰度夏筹备期,这是否能成为煤价谷底回升的契机?川财证券分析师陈雳认为,下游用电复工复产节奏加快叠加近期气温升高,电厂日耗水平已与去年同期基本持平,再加上主产地煤矿开工率下降、进口煤管控趋严等因素,煤炭供需格局有所好转,煤价有望止跌企稳。

张宏也表示,随着各项政策措施的落地,经济社会运行秩序加快恢复,能源需求特别是煤炭需求有望实现增长。预计二季度电力、钢铁、建材、化工等主要耗煤行业需求将逐步恢复到正常水平。

不过,业内人士一致判断,5月份国内煤炭市场将维持供需宽松态势,但趋势性下跌的市场格局暂难改变。

去产能力度加大

据了解,4月以来,冲击地压矿井和煤与瓦斯突出矿井(以下简称两类煤矿)核定产能、安全专项整治三年行动计划、煤矿智能化等一系列政策密集出台,去产能力度加大。

全国安全生产专项整治三年行动计划提出,积极推进30万吨/年以下煤矿分类处置,坚决关闭不具备安全生产条件的煤矿,全国煤矿数量从5400处左右减少至4000处左右,大型煤矿产量占比达到80%以上;加快推进机械化、自动化、信息化、智能化建设,灾害严重矿井采掘工作面基本实现智能化,力争采掘智能化工作面达到1000个以上,建设一批智能化矿井,2022年底前全国一、二级安全生产标准化管理体系达标煤矿占比70%以上。

“这一行动计划是供给侧结构性改革的延续和深化,是提升煤炭产业集中度、提升煤炭行业科学发展水平的重要举措,煤矿数量减少15,智能化工作面实现两倍以上增长。信达证券分析师左前明表示,全国两类煤矿产能预计在5亿至6亿吨,若平均下调5%的产能,则减产2500万至3000万吨,这块减量可能在下半年和明年逐步显现。

与此同时,多地公布了今年化解煤炭过剩产能的目标任务。例如,山东省计划今年化解煤炭过剩产能994万吨。江西省制定30万吨/年以下煤矿分类处置实施方案,坚决淘汰不符合产业政策以及安全、环保、资源、质量等标准的9万吨/年及以下煤矿。

张宏建议,坚定不移淘汰落后产能、化解过剩产能,提高煤炭供给质量;在煤炭市场出现严重供大于求的形势下,实施阶段性减量化生产,维护市场供需平衡。同时,巩固供给侧结构性改革成果,推动中长期合同制度落实。大型煤炭企业要充分发挥平稳市场的带头作用,采取有效措施把价格稳定在绿色区间,防止煤炭价格大起大落。

国家电投:打造世界一流清洁能源企业总部“样板”

来源:经济日报

中央企业治理体系和治理能力现代化,是国家治理体系和治理能力现代化的重要组成部分。在当前特殊时期下,着力建立与国有资本投资公司相适应的管理体制和运行机制是推进央企降本增效的重要举措。明确总部职能定位,优化组织结构;发布权责清单,精简审批事项;建设国有资本投资公司,推进现代化治理体系……在解决“总部机关化”这个问题上,国家电投集团公司为央企打造了一个很好的“样板”。

十九大以来,国家电投坚持“两个一以贯之”、贯彻落实十九大精神和深化国资国企改革系列决策部署,立足建设“世界一流清洁能源企业”的战略目标和“先进能源技术开发商、清洁低碳能源供应商、能源生态系统集成商”的战略定位,进一步加强党的领导,不断健全体制机制,扎实推进国有资本投资公司改革,企业竞争力持续增强。

但与中央巡视整改要求和市场化改革方向相比,总部机构职能设置尚需优化,个别部门和部分职务称谓带有行政色彩;法人治理结构还需要完善,决策主体的权责界面划分不够清晰;工作流程还需优化,管理链条还需进一步缩短;会议多、文件多,检查考核强调痕迹化,总部服务意识还需要提高。就类似这些央企总部普遍存在的问题,国家电投党组针对问题回归本质,结合国有资本投资公司改革,坚持顶层设计、精准施策、采取了一系列措施。

“总部改革的重点是优化组织体系,明确总部与各经营单位的职能及权力边界。”国家电投集团公司人力资源部主任余文宝说,当前各二级单位的决策过多地集中于总部,而总部人手少,远离市场一线,不可能代替经营单位进行科学决策。因此,公司将总部定位为战略管理中心和资本运作主体,聚焦党建统领、战略管控、资本运营、资源统筹、干部管理和风险监控六项职能。

改革后,国家电投总部不再从事具体生产经营活动,撤销火电部、水电与新能源部、协同产业部、物资管理部等4个专业管理部门,下放生产运营管理职能。新设法人治理部,加强力量探索中国特色现代国有企业制度,提高公司治理能力。调整后,总部部门从20个减少到16个。

在人员配置方面,国家电投总部定员由379人精简到324人,其中部门负责人职数由79人精简到46人。下一步,国家电投总部定员将减少到300人以内,目前机构调整已全面完成和就位。

权责清单是推动总部职能转型的“牛鼻子”。2015年,国家电投制定出台权力清单A 版,将总部权力由272 项精简到117 项,下放比例达57%,其中生产运营权限基本下放。2017 3 月,将权力清单A 版升级为B 版,突出分类授权和“放管结合”要求,权责事项由646项减少到129项,审批事项由197项减少到40项,实现了“两个80%”的授权放权,将国家禁、限、控业务及风险大的业务审批权上收到总部。

国家电投根据总部职能定位优化,进行“层层松绑”,即将发布总部权责清单C版,将授权放权落实到各二级单位,最终实现“谁经营、谁决策 ”。权责清单C版将二级单位分为重大专项、研发与创新、产业平台、常规产业、核能、金融、服务与保障七类,因企施策、分类管理。对于总投资30亿以下的新能源项目投资,产业平台、上市公司及子公司可以自主决策。对于旗下的氢能公司、中能融合等市场化程度较高的子企业,自主决定用工计划、基本工资分配等,力争一步到位建立新体制新机制。对于“双百行动”、落实董事会职权的子企业,进一步加大在投资、薪酬分配、用工计划等方面授权放权力度。

建立中国特色现代国有企业制度,是国有企业的改革方向,是现代企业制度的重大理论创新和实践创新。纵观整个新一轮国企改革,其目的就是要转变国有企业的监管模式,由从前的管企业为主向管资本为主转变。

“作为国有资本投资公司试点企业,我们进一步健全和完善公司治理机制、提高公司治理能力。”余文宝表示,公司规范了决策主体、程序和方式,修订完善了董事会议事规则、总经理办公会议议事规则,建立了一支专职的董监事队伍。将来,集团对二级单位的管理,就是通过做实董事会、派出专职董监事,更多依托产权关系和资本纽带、更多采用行使股东权和发挥董事作用等手段履行出资人职责,实现从“职能管理线”向“公司治理线”的转变。

 

国际能源署:预计2020年中国煤炭

需求将下降5% 全球降8%

来源:中国煤炭资源网

中国煤炭经济研究会消息,430日,国际能源署(IEA)发布《全球能源论评报告》(Global Energy Review 2020)

报告指出,受气候暖冬、天然气价格大跌和可再生能源替代作用的影响,煤炭遭受到了最严重的打击。一季度全球煤炭需求下跌8%,预测2020年全年全球煤炭需求将下降8%左右,将是二战以来的最大年度跌幅,世界上几乎所有地区每个部门的煤炭使用量都在下降。燃煤发电的下降幅度将超过10%

预计2020年,中国煤炭需求将下降5%。印度煤炭需求降幅可能更大一些,由于印度经济增长和电力生产明显放缓,也许今年晚些时候有所复苏,但燃煤发电下降将压制煤炭的使用,出现连续第二年煤炭消费下降。

世界其它地区,煤炭需求都将出现急剧下降。即使是近些年来煤炭需求增长最快的东南亚地区,尤其是马来西亚、泰国等国,由于电力需求下降将导致发电用煤减少。

世界发达经济体煤炭需求也将明显下降, 降幅大多可能达到两位数,美国煤炭需求可能下降25%,欧盟下降20%,韩国和日本将分别下降5%10%

IEA报告表明,今年一季度全球能源需求比上年同期已经下滑3.8%

如果新型冠状病毒疫情蔓延扩大,导致封锁措施长期持续,预计2020年全球能源需求将下跌6%。这将抵消过去5年所有增加的需求,这样的下滑为过去70年所未见,是二战以来的最大冲击。疫情造成的冲击,大约为次贷危机后期跌幅的7倍。

炼化格局变化对现代煤化工冲击巨大

来源:轻芳烃专委会

进入2020年,新冠疫情在全球持续发酵,叠加原油暴跌,严重打击了全球经济活动,中国经济企稳势头也被迫中断。为了稳定经济增长和促进就业,近期江苏、浙江、广东、山东、广西、河北等东部沿海省份陆续推出了2020年重点建设项目名单,一大批石化项目纷纷立项建设。与此同时,山西和宁夏多个煤化工项目也集中开工建设。目前国内石化产业正迎来新一轮扩能高峰,此次石化和现代煤化工重大项目的提速建设将进一步加剧国内石化市场竞争,行业洗牌也将加速,尤其是对现代煤化工冲击巨大。

从改革开放至今,我国已建成28个千万吨级炼油厂,产能达到3.7亿吨/年,占总产能的43%。据2018年统计,全世界原油加工能力在2000万吨/年以上的炼油厂共有32座,中国就占了5座,即中石化的镇海炼化公司、茂名炼化公司;中石油的大连炼化公司;中海油的惠州炼化公司;还有民营企业大连恒力石化公司。2018年,我国原油加工量达到6.04亿吨,成品油产量3.6亿吨,炼油加工能力超过8.1亿吨,仅次于美国,居世界第二位。截止到2019年底,我国年炼油能力已达8.6亿吨,不仅满足了国内需求,而且还出口海外5000多万吨。未来几年,随着一批大炼化项目的集中投放,国内石化市场,无论是炼油格局、以乙烯为龙头的石油化工格局,还是成品油销售格局都将发生重大变化,面临重新洗牌,行业竞争将异常激烈。其中,受影响最大的应该是现代煤化工产业

从石化产品供需看,预计到2025年,我国乙烯当量自给率将从2019年的49%提高到70%左右,丙烯、对二甲苯(PX)、乙二醇等产能将会超过当量需求,大部分石化产品产能过剩、竞争加剧。此外,随着北美新增乙烯产能的陆续释放,中东和北美低价乙烯衍生物对国内市场的冲击将愈加明显。从竞争格局看,未来中国炼化的竞争格局将进一步向多元化发展。中国石油天然气集团有限公司、中国石油化工集团有限公司、中国海洋石油集团有限公司和中国中化集团有限公司、中国化工集团有限公司、中国兵器工业集团有限公司等央企在建和拟建炼化一体化项目推进速度都在加快;2019年,恒力石化和浙江石油化工有限公司两个千万吨级炼化项目先后建成投产;万华化学集团股份有限公司、东营威联化学有限公司、辽宁宝来化工股份有限公司、江苏盛虹石化集团有限公司等一批地方和民营企业石化项目即将建成或正在加快建设;美国埃克森美孚公司、荷兰皇家壳牌集团、沙特阿美石油公司、德国巴斯夫公司等国际石油石化巨头纷纷抢滩中国市场,建设具有世界领先水平的一体化项目,部分石化产业链利润分配将发生显著变化。以对二甲苯产业链为例。前几年,国内对二甲苯紧缺,行业利润攀升刺激了投资热情。同时,国内民营化纤企业为改变多年来原料受制局面,纷纷向上游发展,建设大型炼化一体化项目,以解决原料供应问题。恒力石化、浙江荣盛控股集团有限公司、盛虹石化等民营企业已经或即将打通从从一滴油到一匹布(原油加工-石化产品-纺织产品)的全产业链。未来几年,国内对二甲苯产能将进入投产高峰期,2023年年产能将达到5613万吨。届时,对二甲苯整体供应将显著高于下游需求,同时行业利润大幅缩减,利润呈现向下游转移趋势。

众所周知,本世纪初的高油价时代催生了以煤制油、煤制烯烃、煤制气和煤制乙二醇为代表中国现代煤化工产业的快速发展,形成了具有中国特色的煤炭深加工产业。十三五以来,我国现代煤化工产业一批关键技术装备打破了国际垄断,相当部分技术处于国际先进或领先地位。煤直接液化技术、粉煤中低温热解及焦油轻质化技术为国际首创,煤制烯烃、煤制芳烃、低温费托合成、煤制乙二醇以及煤油共炼技术皆处于国际领先水平。另外,现代煤化工示范或生产装置运行水平也不断提高。如,以神华宁煤公司400万吨/年煤间接液化项目实现了长周期稳定运行;陕西未来能源公司采用自主开发高温流化床费托合成关键技术,大大丰富和改善了煤制油产品方案,其10万吨级高温费托合成工业示范装置取得成功;数十套5060万吨/年采用大连化物所研发技术的甲醇制烯烃项目在全国实现了商业化运行;年产50万吨的煤制乙二醇装置实现了满负荷稳定运行。与此同时,一批先进煤气化技术正向大型化、长周期迈进。陕西延长石油集团开发出双流化床超大型粉煤气化技术、粉煤热解气化一体化氧气气化技术;中科院上海高等研究院合作开发的二氧化碳甲烷多重整制合成气关键技术,对缓解能源危机和减少二氧化碳排放具有重要意义。在行业技术水平不断创新的背景下,2019年底,煤制油、煤制烯烃、煤制气、煤制乙二醇产能分别达到1138万吨/年、1540万吨/年、51亿立方米/年、481万吨/年。

201728日,国家能源局印发的《煤炭深加工产业示范十三五规划》(国能科技[2017]43号)明确提出适度发展煤炭深加工产业,既是国家能源战略技术储备和产能储备的需要,也是推进煤炭清洁高效利用和保障国家能源安全的重要举措202043日,国家能源局发布《中华人民共和国能源法(征求意见稿)》,其在煤炭开发利用中指出国家优化煤炭开发布局和生产结构,推进煤炭安全绿色开采,鼓励发展矿区循环经济,促进煤炭清洁高效利用,适当发展煤制燃料和化工原料,从国家层面进一步明确了现代煤化工的产业定位。在国内煤炭产能过剩和产业转型压力之下,发展现代煤化工的驱动力仍在,部分省区和企业甚至仍存在一定的盲目性。但20203月以来,受新冠疫情全球蔓延,沙特与俄罗斯原油价格战等因素影响,国际油价暴跌,WTI原油期货价格一度跌破20美元/桶,413OPEC+虽然达成了史上最大规模的递减式减产协议,但减产计划规模仍不及市场预期,国际油价上涨乏力,目前WTI原油期货价格仍在30美元/桶以下,为现代煤化工发展再次敲响了警钟。同时十四五期间国内产业发展环境将日益复杂,现代煤化工将面临更多新的挑战。

一是经济性面临中低油价的长期考验。

现代煤化工产品都可以通过石油化工生产,因此现代煤化工的经济性和竞争力与国际油价紧密相关,也将直面新一轮炼化产能扩张的冲击。与新建的大型炼化一体化项目相比,现代煤化工投资规模巨大,单位产能投资是炼化一体化项目的510倍;且现代煤化工能耗、水耗高,污染物排放和二氧化碳排放量大。在中低油价下,现代煤化工并不具备成本优势。在不考虑碳税的情况下,一般认为,当国际原油价格分别高于45美元/桶、50美元/桶和60美元/桶时,煤制烯烃项目、煤制乙二醇项目和煤制油项目才具备成本竞争力,并且随着国际原油价格的走高,现代煤化工的成本竞争力不断增强。受国际油价暴跌影响,目前国内现代煤化工项目基本都在盈亏平衡点以下,很多企业不得不减产、甚至停产。由于新冠疫情持续发酵对需求的压制,短期内国际原油供应过剩的矛盾难以得到根本改善,再加上页岩油开发核心技术水平的不断进步以及新能源技术的突破,中低油价或将成为常态,国内现代煤化工应对此轮油价暴跌冲击的难度远超此前,现有企业经营将面临长期压力。

二是中东和北美低价产品的冲击。

近年,中东继续依靠低成本优势向我国大量出口大宗基础产品。2019年,我国净进口中东乙烯及下游衍生物折乙烯当量已达到1326万吨,占国内乙烯当量消费量及当量净进口量的比例分别达到24.4%47.2%。目前中东聚乙烯、乙二醇产品在我国进口总量中所占比例均已超过50%,对国内市场具有举足轻重的影响。与此同时,页岩革命推动北美石化工业强势复苏,乙烯及下游产业快速扩张,乙烯当量出口量由2015年的561万吨快速增至2019年的1109万吨,预计2025年将进一步增至1750万吨。与国内现代煤化工相比,北美聚乙烯同样具有绝对的成本优势,未来将大量直接或间接涌入国内,进一步压缩现代煤化工的市场空间。

三是资源环境约束加大。

现代煤化工项目资源消耗强度大、污染物排放强度高,对项目所在地煤炭、水资源和环境承载力等支撑条件要求较高。我国煤炭资源与水资源逆向分布特点较为突出,中西部煤炭资源富集省区水资源相对匮乏且生态环境脆弱,有的污染物排放量、用水量、能源消费量已超过国家总量控制指标,很难再获得增量指标。随着《环境保护税法》的实施,以及国家环保标准不断提高,现代煤化工污染物处理成本不断增加,严重了影响现代煤化工成本竞争力。尤其在废水方面,虽然可以实现达标排放,但因大部分项目所在地环境承载力差或没有纳污水体,使得废水不得不采取零排放方案,既增加了项目的生产成本,实际效果也很难保证。高浓度污水、浓盐水、水系统处理技术同样需要改进和优化。结晶盐、蒸发塘底泥无害化等固废处理技术还需要不断探索。此外,为了落实巴黎气候大会形成的《巴黎协定》,我国实施碳交易或开征碳税已是大势所趋,也将会影响现代煤化工的成本竞争力。

四是工程技术创新能力不足。

虽然国内现代煤化工技术的产业化已经处于国际领先地位,但大部分新产品、新技术还处于追随阶段,原始创新能力不足,缺乏前瞻性技术创新储备。煤制乙二醇项目在技术尚未成熟时就大量仓促上马,部分项目产品质量不能完全满足下游需求,应用领域、范围受限,消弱了项目竞争力。在技术装备方面,还未实现定型化、标准化、系列化,国内气化技术流派众多,但市场认可度高的品牌少,自主甲烷化技术尚未在大型项目上应用,部分装备、材料仍依赖进口,对降低工程造价、缩短建设周期造成了不利影响。

此外,现代煤化工还面临产品方案同质化、布局分散、燃油汽车退出、新能源技术快速发展等问题和挑战,但也面临煤炭供给侧改革加速推进、煤炭深加工自主创新更加活跃等机遇。

为了应对上述问题和挑战,现代煤化工亟需找准行业定位,加快补齐短板,弥补自身缺陷与不足,根据自身特点比选产品、降低成本,耦合技术路线、优化系统,形成自身特色,要向高端化、差异化、绿色化方向发展,提升中低油价下的竞争力。

一是加强自主创新。加快开发新型大规模煤气化、新型煤制乙二醇、大规模甲醇合成、大规模煤制乙醇、煤制芳烃、油煤共炼等技术,大幅提升工艺和系统集成水平;突破高选择性合成气一步法生产大宗化工产品或高附加值专用化学品等颠覆性技术;同时要发展高效污染物脱除技术、多污染物协同控治技术、废水零排放技术以及三废资源化利用技术。而部分重大装备、重要材料上的不足也在制约现代煤化工进一步发展,必须加快技术攻关,实现技术进步。

二是推动现代煤化工产业升级发展。按照《现代煤化工产业创新发展布局方案》的要求,认真总结前期产业化示范经验教训,主动适应产业发展新趋势和市场新要求,突破部分环节关键技术瓶颈,通过煤化电热一体化,以及煤制气与焦炉气耦合、煤化工和天然气化工耦合、煤热解与煤气化耦合、不同煤气化炉的联合等相关系统集成优化措施,提升现代煤化工资源利用、节能减排、技术装备、经济效益水平,推动产业技术升级。

三是加强创新体系建设,促进现代煤化工差异化、高端化、绿色化发展。加快建设现代煤化工行业科技研发、工程设计、装备制造、技术服务等自主知识产权技术创新体系建设,探索现代煤化工新技术、新产品的开发,满足现代煤化工产业发展对先进技术的需求。围绕重大关键共性技术和装备加强科技攻关,尽快改变现代煤化工产品方案同质化的状态,形成终端产品高端化、差异化的新局面。中西部煤制烯烃重点发展易于运输的专用料和高端牌号聚烯烃,以及双峰及茂金属聚烯烃、高碳α-烯烃共聚聚乙烯、高VA含量EVA树脂、超高分子量聚乙烯等高端聚烯烃产品。利用煤直接液化油品具有环烷基含量高、低凝点、高密度、低粘度指数等特点,研究生产石油化工难以生产的产品,特别是军用柴油、高密度航空煤油、火箭煤油等特种油品,保障国防建设需求。煤间接液化除可为油品质量升级提供无硫、高十六烷值柴油优质调和组分外,还应考虑与石化相结合,加强优势互补,生产高端石化产品和特种油品,其中低温费托合成油可重点研究生产环保溶剂油、高档润滑油基础油、高熔点费托蜡等高附加值产品;高温费托合成油则可重点生产低碳烯烃、长链α-烯烃、含氧化合物等高附加值产品。

四是推进现代煤化工与炼油等产业融合发展。优化集成煤制油和炼油过程,通过油煤共炼、费托合成为炼厂提供优质汽柴油调合组分,协助炼油产业成品油质量升级;利用煤制氢为炼厂提供廉价氢源,满足成品油质量升级和减油增化的需要;炼厂难以处理的重油和石油焦分别作为油煤浆加氢和气化原料,更高效率、高收率、低成本地生产优质油品。

五是加强国际交流合作。按照国家一带一路和国际产能合作的布局,积极开展国际合作,利用国外资源建设现代煤化工项目。鼓励现代煤化工企业、工程公司、制造企业抱团出海,在一带一路沿线国家开拓投资、工程建设服务和装备技术贸易等全产业链业务,发挥上、中、下游一体化协同效应,既为客户提供全方位的综合服务,同时也争取最佳的整体效益。

因此,现代煤化工应坚持战略技术储备和产能储备的基本定位,以提高产业竞争力为目标,分类施策,适度有序发展,从追求发展数量向追求发展质量转变。新建现代煤化工项目应进一步强化项目前期论证,新上项目产能和规模都必须以全球市场的供需为背景来论证,既要考虑国内新一轮炼化产能扩张的冲击,也要考虑中东和北美低价石化产品对国内市场的冲击;竞争力分析也要立足世界大平台进行论证,尤其是要强化与国际先进水平的对标,全力开创现代煤化工高质量发展新局面。

当前我国煤制天然气产业面临的挑战及措施建议

来源:煤化工信息网

煤制天然气示范项目既承担着国家工程示范任务,同时又肩负为治理大气雾霾、补充我国天然气不足的重任。示范项目地处煤炭资源丰富的西部地区,可就地转化煤炭资源为清洁的天然气向内地输送,对发展西部尤其是少数民族地区经济、吸收就业、促进民族团结,加强边疆地区的社会稳定具有重要意义。

1、煤制天然气产业运行情况

(一)产业规模和产品产量稳步增长

2019年,我国煤制天然气产能为51.05亿方,产量为43.21亿方,同比增长43.6%。今年一季度,煤制天然气产量11.9亿方,同比增长1.7%。煤制天然气产业为冬季供暖保障作出积极贡献,但随着供暖季结束,企业被迫减产减量,亏损加剧。

(二)运行水平和生产效率不断提高

大唐克旗煤制天然气项目一期工程主要技术指标接近或优于设计值,2019年上半年千标方煤制气单耗:能源转化效率55.4%,原料煤1.84吨,水耗5.77吨。新疆庆华在攻克数个技术难题后,生产负荷最高时达92%左右,成功完成了4.0 MPa碎煤加压气化技术和深度污水处理及回用技术,实现了污水零排放和我国装备制造业国产化率95%的目标。伊犁新天煤制天然气项目从2017年气化炉投料点火到产出合格天然气并入中石油西气东输管线,两系列分别用时14天和4天,创造了全球煤制气行业投料产出合格天然气用时最短记录,是目前世界一次性建成的单体最大的煤制天然气项目。内蒙古汇能煤化工有限公司煤制天然气项目产出的SNG中甲烷纯度达到97.0%以上,LNG中甲烷纯度达到99.7%以上,能源转化效率接近51%;产品质量、消耗指标均接近或优于国家控制指标,是目前唯一盈利的煤制天然气项目。

(三)煤制天然气为天然气保供做出贡献

可拓宽天然气多元化供应渠道,保障天然气的供应安全,是我国天然气市场的重要补充之一,也是缓解季节性缺口的有效手段。在2017年、2018年、2019年供暖季期间,煤制天然气4家生产企业合计供应天然气48.05亿方,为大气污染防治重点区域供暖季期间提供清洁燃气,为有效降低大气污染物排放作出了重要贡献。

(四)技术水平不断提升

新疆广汇新能源公司和中科院大连化学物理研究所在新疆伊吾县淖毛湖工业区建立了规模为7000 标方/小时的完全甲烷化模拟试验系统,在工业气源条件下进行了稳定性试验,累计运行4400小时。大唐国际化工技术研究院有限公司通过引进、消化吸收、再创新,开发了具有自主知识产权的合成气甲烷化技术,按照工业装置标准建设了3000标方/小时甲烷化装置,并累计稳定运行超过4000小时。西南化工研究设计院有限公司和中海石油气电集团有限责任公司联合开发煤制天然气甲烷化工艺,完成了20000 标方/小时工业化试验。我国已经具备了煤制天然气甲烷化技术自主化的条件。

新疆庆华煤制天然气项目

2、当前煤制天然气产业发展面临的困难

(一)煤制天然气销售气价低于生产成本

受国内天然气价格低迷的影响,已投产的煤制天然气项目,目前都已陷入困境。新疆庆华能源集团与中石油天然气原协议价格为2.75/标准立方米,现该公司天然气入网气价下调到1/标准立方米左右,远低于生产成本。大唐克旗煤制天然气项目的天然气价格从国家发改委批复的2.75/标方(含税、下同),经过几次门站价格调整及税率下调,当前销售给中石油的价格为1.75/标方,销售价格下跌约36%。由于主产品天然气结构单一,且主要通过中石油管网进入用户,天然气价格没有任何调整。近几年,尽管该项目公司不断努力提升产能、压缩成本,但仍无法改变价格倒挂的现实。

(二)煤制天然气输送受制于管道

目前煤制天然气项目主要通过中石油天然气管道输送,煤制天然气项目输送受制于人。我国天然气消费峰谷差异明显,冬季供热季需求量大,而其余季节消费明显减少。由于现有管网调峰手段有限,目前管网公司利用煤制气项目进行调峰,煤制天然气项目仅在冬季可实现满负荷运行,其余季节负荷仅在50-60%左右,对企业经营影响巨大,项目亏损严重,不利于示范项目发挥示范效果。以大唐克旗煤制天然气项目为例,当前克旗项目一期装置已完全具备日产430万方(设计产能400万方/天)、年产13.3亿方天然气的设计产能,但因受制于中石油非采暖季限气,每天接收天然气量仅能控制在280万方左右(65%负荷)。今年以来,克旗项目于2020217日接到中石油限气通知,将供气量由385万方/日压减至304万方/日;225日,中石油第二次发函,将供气量进一步压减至280万方/日;326日,中石油第三次发函,再次将供气量减至280万方/日。装置产能的不断下调,极大提高了装置工艺指标消耗和产品生产成本,为该公司的生产经营带来了较大的压力及安全隐患。

(三)部分企业煤炭资源受限

目前,大唐克旗煤制天然气公司一期设备及相关装置经过近三年多的技术改造、升级,已经完全具备至少14台气化炉满负荷运行能力,在天然气产量430万方/天(设计产能400万方/天)满负荷运行工况条件下,每日消耗原料煤约2.6万吨。近年来,由于锡林浩特地区煤矿产能释放不足和铁路运力等原因,导致蒙东地区原料煤供应形势比较紧张。根据公司总体规划,克旗项目二期工程将于20209月末具备投产能力,届时原料煤需求量将翻番,同时新增液体产品的外运越发加剧了铁路运力的压力,势必成为未来生产运行的重大瓶颈。

(四)煤制天然气副产品销售困难

由于受疫情影响,煤制天然气企业副产品粗酚、煤焦油、硫酸铵下游深加工企业开工率和运行负荷较低原因,导致煤制天然气副产品销售较困难,一度出现严重胀库情况,供求失衡造成销售价格急剧下滑。据悉,近期内蒙古自治区生态环境厅、赤峰市生态环境局、克旗生态环境分局分别下发相关文件要求该项目公司副产品煤焦油(不满足利用豁免条件)全过程均按危险废物进行管理。根据危废管理相关规定,项目公司副产煤焦油如若按照危废管理,相关采购商必须持有危废经营许可证,自治区生态环境厅将会一定程度限制外售,周边大部分省份也将会禁止本省企业接收,最终导致严重阻塞煤焦油销售渠道、影响销售价格,甚至存在因煤焦油滞销胀库造成停产、停车风险。伊犁新天煤制天然气项目面临同样的问题,核准批复中将重芳烃列为副产品而不是危废,而目前项目所在地方环境部门认为该公司生产的副产品重芳烃,是列入2016版《国家危险废物名录》的煤焦油,属于危险废物(450-003-11),应按危险废物进行管理,新天公司为此每年将额外增加上亿的危废处置费用,给企业经营带来更大压力。

天然气输送管道

3、政策建议及应对措施

(一)制定合理的天然气定价机制

建议国家充分考虑煤制天然气产业的战略意义和实际生产成本,尽快研究确定科学合理的煤制天然气定价机制,协调解决煤制气价格倒挂问题。可参照中亚进口天然气价格等确定价格浮动机制,将煤制天然气价格尽快提升到合理区间,保障煤制天然气行业可持续发展。

(二)加大天然气管网改革力度

建议加快煤制天然气采用直供方式售气,采取煤制气“代输销售”模式,推动企业产能充分释放,提高煤制气企业效益,增强煤制气企业投资建设信心和积极性,为我国天然气增产保供做出积极贡献。

(三)给予煤制天然气一定政策的扶持

建议国家参照页岩气、致密气等非常规天然气补贴政策,将已建成的煤制天然气项目纳入非常规天然气名录,给予煤制气项目非常规天然气补贴,支持项目发挥示范作用,帮助企业减亏解困,调动企业生产积极性,为全国天然气增量增供、冬季保供贡献力量。

(四)副产焦油不应列为危废

煤制天然气副产的焦油应作为工艺的副产品,不宜归为危险废物,从而可以降低企业的经营负担。

煤企一季度利润下降近三成煤价跌入红色区间

“组合拳”出手救市
本文来源:经济参考报

近两个多月,受疫情等影响,煤炭价格出现持续下跌。记者了解到,作为煤市风向标,CCI5500现货指数在跌破绿色区间(500元至570元/吨)后暂停发布。从实际交易来看,煤炭现货价格跌破470元/吨临界点,步入红色区间。受累于煤炭价格和销量下行,一季度全国规模以上煤炭企业利润同比下降29.9%。

在这一形势下,煤炭行业采取限产保价等一系列措施。业内人士表示,5月煤炭需求预计逐步恢复,价格有望止跌企稳,但仍存下行压力。今年全年煤炭市场将总体呈现供需基本平衡态势,去产能力度加大。

根据咨询公司伍德曼肯兹(Wood Mackenzie)亚太地区煤炭业务主管预计,自2月全球煤炭需求开始下降后,全球动力煤价格已经大跌近60%,将有31%的澳洲动力煤出口面临亏本。因为与57日的售价相比,58%的海上动力煤的生产价格更高,这意味着澳洲动力煤行业很可能将面临巨额亏损。

不仅澳洲的动力煤行业如此,其他“中间”煤炭产品价格也同样遭遇着2015年以来最严重的下滑。据《澳洲金融评论》511日报道,截至当前,昆州顶级焦煤的价格下滑30%;其他大多数类型的煤炭均跌至最低价。如果未来澳洲煤炭价格仍未有上涨迹象,预计将会有更多煤矿关闭。

与正处于低谷的澳洲煤炭行业不同,俄罗斯煤炭情况就好上了很多。这主要得益于俄罗斯即使在突发公共卫生事件之初,仍保持对华出口煤炭,这使得俄罗斯拿到了不少订单。据悉,目前俄罗斯是中国第三大煤炭来源国,而中国则是俄罗斯最大的煤炭出口市场。因此,俄罗斯能源部对华煤炭出口定下目标,将在未来10年内实现翻番,达到5500万吨的水平。

据国际能源网援引俄罗斯能源部一份文件显示,到2025年,俄罗斯的目标是煤炭出口规模达到2亿吨,取代印尼成为全球主要的煤炭出口国之一。而如果对华煤炭出口能达到5500万吨,那么俄煤20252亿吨的出口目标达成的可能性也将大大增加。

一季度利润下降近三成

据悉,煤矿复产率迅速提升且基本处于满负荷生产状态,供应量持续增加。数据显示,3月全国原煤产量3.37亿吨,同比增长9.6%。其中,山西省原煤产量同比增长12.3%,陕西榆林原煤产量同比增长30.9%。1月至4月,我国累计进口煤炭约1.27亿吨,同比增长26.9%。

与此同时,需求却未能同步恢复。“初步测算,一季度全国煤炭消费量8.7亿吨左右,同比下降6.8%。中国煤炭工业协会纪委书记、副秘书长张宏说。

在此之下,阶段性供应明显过剩,煤价承压下跌。截至4月底,港口市场煤交易价格已经下跌两个月,跌幅达102元/吨。煤价下跌令企业业绩承压。中国煤炭工业协会数据显示,今年前两个月煤炭行业亏损面达42.3%。一季度,全国规模以上煤炭企业实现利润总额421亿元,同比下降29.9%。有业内人士透露,一季度亏损面在50%左右。

从上市公司数据看,一季度煤炭行业上市公司营业收入和营业成本分别同比下降5.11%和2.28%,仅6家公司收入实现增长。加总计算,一季度煤炭行业上市公司净利润同比下降27.40%(扣非后同比下降34%),加权后整体下降34.24%,实现同比增长的仅4家公司。

中信证券分析师祖国鹏表示,按照目前基本面预测,二季度煤价可能环比下跌10%至12%。煤炭行业上市公司中报整体业绩可能同比下降30%以上,二季度单季净利润可能下降35%至40%。

“组合拳”出手救市

行业已经出手自救。4月下旬以来,中国煤炭运销协会等多家组织连续发出通知,呼吁煤企限产保价、理性营销,坚持低于成本不生产、没有订单不生产、不收到货款不发货;神华、中煤等龙头煤企联合宣布保价,5500大卡规格的动力煤售价不得低于485元/吨;12家大型无烟煤生产企业、焦煤行业协会也双双倡议,依据各企业一季度日均产量实施减产10%。

同时,根据《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录》要求,国家层面将启动平抑煤炭价格异常波动的响应机制。地方层面,陕西榆神地区严查“一票煤”,鄂尔多斯能源局发文要求遏制煤矿超能力生产。

5月将迎来迎峰度夏筹备期,这是否能成为煤价谷底回升的契机?川财证券分析师陈雳认为,下游用电复工复产节奏加快叠加近期气温升高,电厂日耗水平已与去年同期基本持平,再加上主产地煤矿开工率下降、进口煤管控趋严等因素,煤炭供需格局有所好转,煤价有望止跌企稳。

张宏也表示,随着各项政策措施的落地,经济社会运行秩序加快恢复,能源需求特别是煤炭需求有望实现增长。预计二季度电力、钢铁、建材、化工等主要耗煤行业需求将逐步恢复到正常水平。

不过,业内人士一致判断,5月份国内煤炭市场将维持供需宽松态势,但趋势性下跌的市场格局暂难改变。

去产能力度加大

据了解,4月以来,冲击地压矿井和煤与瓦斯突出矿井(以下简称两类煤矿)核定产能、安全专项整治三年行动计划、煤矿智能化等一系列政策密集出台,去产能力度加大。

全国安全生产专项整治三年行动计划提出,积极推进30万吨/年以下煤矿分类处置,坚决关闭不具备安全生产条件的煤矿,全国煤矿数量从5400处左右减少至4000处左右,大型煤矿产量占比达到80%以上;加快推进机械化、自动化、信息化、智能化建设,灾害严重矿井采掘工作面基本实现智能化,力争采掘智能化工作面达到1000个以上,建设一批智能化矿井,2022年底前全国一、二级安全生产标准化管理体系达标煤矿占比70%以上。

“这一行动计划是供给侧结构性改革的延续和深化,是提升煤炭产业集中度、提升煤炭行业科学发展水平的重要举措,煤矿数量减少15,智能化工作面实现两倍以上增长。信达证券分析师左前明表示,全国两类煤矿产能预计在5亿至6亿吨,若平均下调5%的产能,则减产2500万至3000万吨,这块减量可能在下半年和明年逐步显现。

与此同时,多地公布了今年化解煤炭过剩产能的目标任务。例如,山东省计划今年化解煤炭过剩产能994万吨。江西省制定30万吨/年以下煤矿分类处置实施方案,坚决淘汰不符合产业政策以及安全、环保、资源、质量等标准的9万吨/年及以下煤矿。

张宏建议,坚定不移淘汰落后产能、化解过剩产能,提高煤炭供给质量;在煤炭市场出现严重供大于求的形势下,实施阶段性减量化生产,维护市场供需平衡。同时,巩固供给侧结构性改革成果,推动中长期合同制度落实。大型煤炭企业要充分发挥平稳市场的带头作用,采取有效措施把价格稳定在绿色区间,防止煤炭价格大起大落。

国家电投:打造世界一流清洁能源企业总部“样板”

来源:经济日报

中央企业治理体系和治理能力现代化,是国家治理体系和治理能力现代化的重要组成部分。在当前特殊时期下,着力建立与国有资本投资公司相适应的管理体制和运行机制是推进央企降本增效的重要举措。明确总部职能定位,优化组织结构;发布权责清单,精简审批事项;建设国有资本投资公司,推进现代化治理体系……在解决“总部机关化”这个问题上,国家电投集团公司为央企打造了一个很好的“样板”。

十九大以来,国家电投坚持“两个一以贯之”、贯彻落实十九大精神和深化国资国企改革系列决策部署,立足建设“世界一流清洁能源企业”的战略目标和“先进能源技术开发商、清洁低碳能源供应商、能源生态系统集成商”的战略定位,进一步加强党的领导,不断健全体制机制,扎实推进国有资本投资公司改革,企业竞争力持续增强。

但与中央巡视整改要求和市场化改革方向相比,总部机构职能设置尚需优化,个别部门和部分职务称谓带有行政色彩;法人治理结构还需要完善,决策主体的权责界面划分不够清晰;工作流程还需优化,管理链条还需进一步缩短;会议多、文件多,检查考核强调痕迹化,总部服务意识还需要提高。就类似这些央企总部普遍存在的问题,国家电投党组针对问题回归本质,结合国有资本投资公司改革,坚持顶层设计、精准施策、采取了一系列措施。

“总部改革的重点是优化组织体系,明确总部与各经营单位的职能及权力边界。”国家电投集团公司人力资源部主任余文宝说,当前各二级单位的决策过多地集中于总部,而总部人手少,远离市场一线,不可能代替经营单位进行科学决策。因此,公司将总部定位为战略管理中心和资本运作主体,聚焦党建统领、战略管控、资本运营、资源统筹、干部管理和风险监控六项职能。

改革后,国家电投总部不再从事具体生产经营活动,撤销火电部、水电与新能源部、协同产业部、物资管理部等4个专业管理部门,下放生产运营管理职能。新设法人治理部,加强力量探索中国特色现代国有企业制度,提高公司治理能力。调整后,总部部门从20个减少到16个。

在人员配置方面,国家电投总部定员由379人精简到324人,其中部门负责人职数由79人精简到46人。下一步,国家电投总部定员将减少到300人以内,目前机构调整已全面完成和就位。

权责清单是推动总部职能转型的“牛鼻子”。2015年,国家电投制定出台权力清单A 版,将总部权力由272 项精简到117 项,下放比例达57%,其中生产运营权限基本下放。2017 3 月,将权力清单A 版升级为B 版,突出分类授权和“放管结合”要求,权责事项由646项减少到129项,审批事项由197项减少到40项,实现了“两个80%”的授权放权,将国家禁、限、控业务及风险大的业务审批权上收到总部。

国家电投根据总部职能定位优化,进行“层层松绑”,即将发布总部权责清单C版,将授权放权落实到各二级单位,最终实现“谁经营、谁决策 ”。权责清单C版将二级单位分为重大专项、研发与创新、产业平台、常规产业、核能、金融、服务与保障七类,因企施策、分类管理。对于总投资30亿以下的新能源项目投资,产业平台、上市公司及子公司可以自主决策。对于旗下的氢能公司、中能融合等市场化程度较高的子企业,自主决定用工计划、基本工资分配等,力争一步到位建立新体制新机制。对于“双百行动”、落实董事会职权的子企业,进一步加大在投资、薪酬分配、用工计划等方面授权放权力度。

建立中国特色现代国有企业制度,是国有企业的改革方向,是现代企业制度的重大理论创新和实践创新。纵观整个新一轮国企改革,其目的就是要转变国有企业的监管模式,由从前的管企业为主向管资本为主转变。

“作为国有资本投资公司试点企业,我们进一步健全和完善公司治理机制、提高公司治理能力。”余文宝表示,公司规范了决策主体、程序和方式,修订完善了董事会议事规则、总经理办公会议议事规则,建立了一支专职的董监事队伍。将来,集团对二级单位的管理,就是通过做实董事会、派出专职董监事,更多依托产权关系和资本纽带、更多采用行使股东权和发挥董事作用等手段履行出资人职责,实现从“职能管理线”向“公司治理线”的转变。