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顺畅“船煤”信息汇总 2019-10-9(第187期)

运价 原创
顺畅“船煤”
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一、运价

(1)中国沿海煤炭运价指数

9日,中国沿海煤炭运价指数全面反弹,综合指数较昨日上行16.46点至782.11点,各航线运价涨幅在0.2元/吨-1.1元/吨不等。具体情况如下:  

运价

目前水泥、化工等行业复工复产,砂石等非煤货盘释放增多,对运价形成一定支撑,加之外贸市场稳定,部分兼营船舶倾向放外,以及冬储备煤拉运即将启动,使得煤炭可用运力稍显偏紧,市场看涨氛围随之升温,带动煤炭运价出现反弹。

不过,当前下游电厂在耗煤较低且存煤尚可的情况下对市场煤采购需求依旧有限,后续运价能否延续涨势及上涨幅度仍待观察。

(2)外贸市场行情

8日,BDI指数较前一交易日上涨31点至1801点;其中,海岬型船运价指数较前一交易日上涨28点,巴拿马型船运价指数较前一交易上涨56点,超灵便型船运价指数较前一交易日上涨3点,灵便型船运价指数较前一交易日下跌3点。具体情况如下:

BDI

巴拿马船型:节后首个工作日美国粮食成为市场热点,太平洋煤炭市场比较安静。市场上有NOPAC/USGULF粮食,专注于8.2万吨巴拿马型船,平均 成交水平在14000到16000美元/天,从 长江口到南韩至日本一带拿船。市场上大多数粮食租家都集中拿8.2万吨巴拿马型船,加上最近新加坡油价回落到350美元/吨水平,将鼓励更多船东将船舶空放到大西洋。总体上算是好趋势,也帮助保持两洋船舶供应平衡。

灵便船型:十一假期过后,市场整体安静,新货盘很少。CIS去东南亚煤炭大灵便型船舶成交在10000美元/天水平,南中国空大灵便型做印尼回国成交水平在12000美元/天水平;做水泥熟料、铝矾土成交水平在15000美元/天水平;印度方向船多货少,成交水平快速下滑,印度回国大灵便型船成交价在13500+350000美元/天水平。

二、煤炭价格指数

(1)汾渭CCI指数

CCI周

CCI

(2)CCTD环渤海动力煤现货参考

CCTD

(3)CECI曹妃甸指数

CECI

近日,北方港口市场少量新增询货以低热值煤居多,不过,上游持稳价意愿,下游持压价意愿,供需双方心理价差仍在,实际成交偏少。目前动力末煤(CV5500)主流报价590元左右,(CV5000)主流报价515-520元。

中国煤炭资源网分析认为,10月国庆假期结束后,下游的冬季补库将陆续增加,或将带动煤价上涨。但是由于当前中转港及电厂的库存水平较高,进口煤也无明显的控制,煤炭供给能力充足,补库行情所带动的上涨幅度预计有限。

、六大电厂库存、日耗

9日,六大电厂整体库存1591.07万吨,较昨日下降6.29万吨;日耗63.88万吨,较昨日下降0.77万吨;存煤可用天数24.91天,较昨日增加0.2天。具体情况如下:

六大电厂

假期已过,南方工业企业复产增多,六大电厂日耗回升至64万吨上下,同时库存仍徘徊于1590万吨以上高位,存煤可用天数24天;据了解,由于当前电厂库存相对较高,其采购需求释放较少,目前仍多以长协拉运为主,对市场煤继续保持观望,且短期内基本无大规模采购计划。

中央气象台预报显示,未来10天冷空气活动较为频繁,华北、东北地区、黄淮等地平均气温较常年同期偏低1℃左右,但江南东部和华南大部气温仍较常年同期偏高1~2℃,预计电厂日耗或在当前水平震荡运行。

、环渤海港口库存及锚地船舶数量

9日,环渤海港口库存2547.9万吨,较昨日增加26.2万吨。其中,曹妃甸港区库存较昨日增加16.7万吨,京唐港区库存较昨日增加 6万吨,神华黄骅港库存较昨日减少11万吨,秦皇岛港库存较昨日增加14.5万吨。具体情况如下:

港口库存

随着大秦线检修结束,铁路调进恢复正常,进港资源有所增加,同时下游用户采购情绪低迷,装船多以长协及前期成交兑现为主,在整体调入高于调出的情况下,环渤海四港库存向上积累。

有分析人士指出,随着假期结束,加之多地区解除重污染天气预警,全国工业企业开工回升带动工业用电量增加,电厂耗煤出现好转,同时化工、水泥等非电动力煤需求将进一步释放。短期看,虽供应稳中有增,但随着工业企业复产和部分电厂冬储补库备货,后续港口平静市场有望被打破,煤价或出现短暂小幅上涨。

锚地船舶数量

近期,下游电厂采购积极性较低,到港拉煤船舶主要以长协煤为主,环渤海四港锚地船舶数量仍较低迷。8日,环渤海四港锚地船舶数量32条,其中秦皇岛港7条,国投曹妃甸港1条,神华黄骅港24条,国投京唐港0条。具体情况如下:

锚地

、各港口生产动态

9日,秦皇岛港调入量57.7万吨,吞吐43.2万吨;神华黄骅港调入量51万吨,吞吐量65万吨;国投曹妃甸港调入量17.6万吨,吞吐量9.4万吨;曹二期调入量9.2万吨,吞吐量10.9万吨;华能曹妃甸调入量14.3万吨,吞吐量6.5万吨;京唐老港调入量6.1万吨,吞吐量5.1万吨;国投京唐港调入量12.6万吨,吞吐量10.6万吨;京唐3640调入量12.6万吨,吞吐量9.6万吨。具体数据如下:

生产动态

六、环渤海动力煤指数

本报告期(2019年9月26日至2019年10月8日),环渤海动力煤价格指数报收于578元/吨,环比持平。具体情况如下:

环渤海价格指数

分析认为:本报告期跨越国庆长假,多空两方平分“秋色”,港口煤价历经9月中上旬的持续温和反弹后,连续两周弱势维稳运行,本期环渤海动力煤价格指数与节前持平:

一、日耗同比反超VS港口累库。一方面,今年以来一直处于疲弱态势的沿海电厂日耗,期内再次逆转,连续10天反超去年同期水平,节后工业用电的恢复导致近日同比涨幅超过20%,叠加电厂去库水平加深,一定程度上支撑市场情绪。但另一方面,虽然大秦线检修导致煤炭集港受限,但难敌拉运需求的不足,港口成交极为冷清,北方港在集中修期间反而出现累库,库存的上涨对市场形成直接制约。

二、短期弱势格局VS冬季补库需求。一方面,郑煤近月1911合约连续下挫,回吐了前期所有涨幅,贴水扩大下市场悲观情绪渐浓。产地价格开始松动,成本支撑减弱,港口拉煤船舶数量降至超低水平,短期煤价将偏弱运行。但另一方面,若当前偏强的日耗得以持续,电厂去库后,迎峰度冬前面临硬性补库需求,采购的增加将给市场注入动力。

10月封航情况

国庆假期期间,环渤海四港均出现了较长时段的大风封航,具体情况如下:

封航

三峡水

三峡水况信息如下:

三峡

、天气及海况天气

(1)天气

1、华西地区多阴雨天气

未来10天,西北地区东南部、西南地区东部及青藏高原东部等地多阴雨(雪)天气,累计降水日数可达5~8天。

2、冷空气活动较为频繁

未来10天,冷空气活动较为频繁,主要影响时段在10-11日、12-14日及16日前后。

3、江南华南北部降水持续偏少

未来10天,江南大部、华南北部降水量不足10毫米,仍较常年同期显著偏少。

4、台风

受第19号台风“海贝思”影响,11-12日东海东部海域将有7-8级大风。

(2)海况天气

9日08时至10日08时,台湾海峡将有6~7级、阵风8级的东北风,渤海将有5~6级、阵风7级的西南到偏西风,东海南部海域、台湾以东洋面、巴士海峡、南海东北部和中东部海域将有5~6级、阵风7级的偏北到东北风。

1

10日08时至11日08时,东海大部海域将有5~7级、阵风8级的偏北风,渤海将有4~6级、阵风7级的西南风转东北风,台湾海峡、台湾以东洋面将有5~6级、阵风7级的偏北到东北风。

2

11日08时至12日08时,东海东部海域将有6~7级、阵风8级的偏北风,其中东海东北部部分海域的风力可达8级、阵风9~10级,渤海、黄海中部和南部海域、台湾海峡、台湾以东洋面将有5~6级、阵风7级的偏北到东北风。

3

十、相关资讯

1、统计局:9月下旬全国煤炭价格维稳运行

国家统计局于10月9日公布的数据显示,9月下旬全国煤炭价格维稳运行。各煤种具体价格变化情况如下:

无烟煤(2号洗中块)价格1049.7元/吨,较上期上涨0.5元/吨。

普通混煤(4500大卡)价格455元/吨,与上期持平。

山西大混(5000大卡)价格为510元/吨,与上期持平。

山西优混(5500大卡)价格为575元/吨,与上期持平。

大同混煤(5800大卡)价格为605元/吨,与上期持平。

焦煤(1/3焦煤)价格为1250元/吨,与上期持平。

上述数据显示,9月下旬全国动力煤、焦煤价格维持稳定,无烟煤价格微幅上涨。(中国煤炭资源网)

2、两部委发布《关于加大政策支持力度进一步推进煤电联营工作的通知》

北极星售电网获悉,国家发改委、国家能源局日前印发了《关于加大政策支持力度进一步推进煤电联营工作的通知》(发改能源〔2019〕1556号)。其中提到,支持煤电联营机组参与跨省跨区电力市场交易和电力现货交易。

支持煤电联营机组参与跨省跨区电力市场交易和电力现货交易。充分发挥煤电联营机组发电成本低、竞争能力强的优势,更大范围、更大幅度降低全社会用电成本,鼓励煤电联营机组按照电力交易相关规则参与包括跨省跨区电力交易和电力现货交易在内的各类电力市场交易。

详情如下:

国家发改委 国家能源局关于加大政策支持力度进一步推进煤电联营工作的通知

各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、能源局、经信委(工信委、工信厅),国家能源局各派出监管机构,中国国家铁路集团有限公司,国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司,中国华能集团有限公司、中国大唐集团有限公司、国家电力投资集团有限公司、国家能源投资集团有限责任公司,中国中煤能源集团有限公司,中国国际工程咨询有限公司、电力规划设计总院,中国企业联合会、中国煤炭工业协会:

为深入学习贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想和党的十九大精神,推进供给侧结构性改革,优化煤电产业资源配置,提高能源安全保障水平,推动高质量发展,现就进一步推进煤电联营工作有关事项通知如下。

一、明确工作总体要求 

(一) 深刻认识煤电联营的重大战略意义。煤炭是我国的主体能源,燃煤发电是我国电力供应的基础,煤炭、煤电同属国民经济基础产业,是高度相关、互为前提的上下游产业。国内国际发展实践表明,煤电联营有利于增强煤炭、电力企业抵御市场风险能力,推动煤炭、电力产业协同发展;有利于促进煤炭清洁高效利用,降低全社会用能成本,提高能源安全保障水平。近年来,在国家政策引导下,煤炭、电力企业实施煤电联营的进程逐步加快,综合成效日益显现。有关地区和煤炭、电力企业要深入贯彻落实党中央、国务院关于保障能源安全的决策部署,进一步提高政治站位,总结前期工作经验,统筹谋划、顺势而为,打破界限、消除壁垒,构建煤电利益共同体,推动能源行业高质量发 展,有力保障国家能源安全。

(二)明确煤电联营发展方向。新规划建设煤矿、电厂项目优先实施煤电联营,在运煤矿、电厂因地制宜、因企制宜加快推 进煤电联营,鼓励大型动力煤煤炭企业和火电企业加快实施煤电联营。

(三)细化煤电联营实现形式。煤电联菅包括煤电一体化、 煤电交叉持股、煤电企业合并重组等形式。煤电一体化指煤矿、 电厂由一个法人主体建设运营;煤电交叉持股指煤炭、电力企业相互参股电厂、煤矿,同等条件下优先支持相互参股比例达到 30%以上的项目;煤电企业合并重组指煤炭、电力企业集团层面通过吸收合并、控股合并、新设合并等方式实现煤电产业融合。

二、加强增量规划引导 

(一)重点发展坑口煤电一体化。统筹推进大型煤电基地规划建设,综合电力外送通道、消纳市场、本地环境和水资源支撑能力等因素,合理规划布局坑口煤电一体化项目。鼓励煤炭净调出省(区、市)内新建燃煤发电项目采用煤电一体化模式,或煤 电相亙参股比例达到30%以上。项目设计建设中,应统筹燃料运输、煤矿疏干水复用、低热值煤就地消纳、锅炉灰渣回填复垦和井下充填、电站余热利用等,发挥产业协同优势,提高资源配置效率。

(二)优化推进中东部省份煤电联营。在符合煤电规划建设风险预警等级及相关文件要求的情况下,中部省份新规划建设煤电项目应优先在本省大型煤炭基地内布局,争取实现煤电联营;东部省份新规划建设煤电项目应优先考虑煤电联营。鼓励按照等容量替代原则,推进电力行业淘汰落后产能、发展先进产能,各地在安排项目核准、开工建设和投产时,同等条件下优先支持煤电联营发电项目。

(三)支持北方地区清洁取暖项目实施煤电联营。鼓励煤矿项目和北方地区冬季清洁取暖背压热电联产项目开展煤电联营, 对煤矿在新建项目核准、申请核增产能方面予以优先支持,各地在安排北方地区冬季清洁取暖背压热电联产项目核准和开工建设 时,同等条件下优先支持煤电联营项目。重点支持煤矿、冬季清洁取暖背压热电项目、集中供暖热网三方开展长期稳定的联营。

(四)鼓励发展低热值煤综合利用。发挥煤电联营优势,降低发电成本,促进煤炭矿区循环经济发展。电力企业应积极利用矿区中煤、煤泥以及具有一定发热量的煤矸石等低热值燃料资源,充分发挥运距短、储存成本低、发电成本低等优势,统筹考虑建厂条件、电力市场、供暖供热、本地环境和水资源支撑能力等诸多有利因素,优先安排低热值煤综合利用电厂。

三、 优化存量资源配置 

(一) 支持异地煤电交叉持股。提高煤炭调入地区电煤保障水平,鼓励煤炭净调入省(区、市)燃煤发电项目与其他地区煤 矿通过交叉持股实施煤电联营。各地应结合电煤运输格局,通过市场化手段,引导具有长期稳定电煤供销关系的煤炭、电力企业 开展跨区域联营。

(二) 鼓励通过合并重组实施煤电联营。支持在运燃煤电厂和煤矿突破区域、行业、所有制界限,通过资产重组、股权交易等途径实施煤电一体化、煤电交叉持股。

四、 强化政策激励约束 

(一)优先释放煤电联营煤矿项目优质产能。进一步提高煤电联营项目煤炭产能指标折算比例,支持煤电联营煤矿释放优质先进产能。统一规划布局的煤电一体化项目,配套建设煤矿使用的产能置换指标折算比例提高为300%。全国或区域性实施煤炭减 置化生产措施,煤电联营煤矿原则上不纳入停产限产范围。

(二) 提高煤电联营项目上网电量。提升煤电联营发电机组利用效率,对煤电一体化项目、煤电企业相互参股比例达到30% 以上的项目,同等条件下优先执行电力交易合同。对于暂未全部放开发用电计划的参与跨省区送电的机组,发电项目计划小时按送端、受端省(区、市)燃煤电厂年发电平均利用小时就高确定。

(三) 支持煤电联营机组参与跨省跨区电力市场交易和电力现货交易。充分发挥煤电联营机组发电成本低、竞争能力强的优势,更大范围、更大幅度降低全社会用电成本,鼓励煤电联营机组按照电力交易相关规则参与包括跨省跨区电力交易和电力现货交易在内的各类电力市场交易。

(四)保障煤电联营项目煤炭跨区运输铁路运力。提高煤电 联营项目跨区域产运需保障水平,对具备铁路直达运输条件的煤电一体化项目、煤电企业相互参股比例达到30%以上的项目,中国国家铁路集团有限公司应根据煤炭产运需三方合同,全部保障燃料煤铁路运力,实现直达运输。 

(五) 落实煤电一体化项目厂用电相关政策。降低煤电联营项目用能成本,将煤炭、电力生产在同一地点且属于同一法人主体的煤电一体化项目生产用电纳入相应电厂厂用电范围,对合理范围内的厂用电率等经济指标在企业考核时可区别对待。

(六) 加大煤电联营项目投融资支持力度。拓宽煤电联营项目融资渠道,引导社会资金建立煤电联营专项基金,为煤电联营提供资金支持。国家发展改革委将积极支持符合条件的煤炭、电力企业发行企业债券,募集资金用于煤电联营项目。

(七) 鼓励通过混合所有制改革方式开展煤电联营。通过混合所有制改革实现煤电一体化、煤电企业相互参股比例达到30% 以上的项目,享受相关支持政策。国家发展改革委、国家能源局将会同有关部门,研究通过资产划拨方式,对具备条件的国有煤 炭、电力企业进行资产重组。

(八) 加强对具备条件但未实施煤电联营的国有煤炭、电力企业资产负债监测管理。按照中共中央办公厅、国务院办公厅 《关于加强国有企业资产负债约束的指导意见》(厅字〔2018〕 75号)文件精神,加强对具备条件但未实施煤电联营的国有煤 炭、电力企业资产负债约束监测和管理,并按规定将其列入国有企业资产负债约束重点关注和重点监管企业名单。

(九) 煤炭进口优先保障煤电联营机组用煤。对于确需进口煤炭的发电企业,同等条件下优先保障煤电联营机组煤炭进口需要。

五、强化工作组织实施 

(一)研究制定工作方案。各省级能源管理部门结合本地实际,研究制定本省(区、市)进一步推进煤电联营的工作方案,明确本地区煤电联营的具体目标、政策措施、工作推进机制等。

于2019年10月底前报国家发展改革委、国家能源局。各地要创新工作方式,搭建交流平台,促进煤炭、电力企业加强合作,协调解决煤电联营过程中的问题,推动支持措施落实到位。

(二)加强宣传引导。有关地区、煤炭和电力企业要认真抓好煤电联营示范项目的建设运营,全面总结先进经验和做法,条件成熟的加快推广应用。有关部门、各地要加强舆论引导,广泛深入宣传实施煤电联营的重要意义,做好政策解读,回应社会关 切,形成良好的舆论氛围。

国家发展改革委

国家能源局

2019年9月25日

(北极星售电网)

3、1-8月安徽省煤炭产量下降2.4% 煤炭消费量增长4.4%

据安徽日报报道,8月份,电力迎峰度夏最高峰已过,安徽省能源供需总体平衡,煤炭生产下降、消费持续增长。

8月份,省内煤炭产量920.5万吨、同比减少21.4万吨,环比减少23.2万吨。

四大重点煤炭企业生产原煤合计905万吨,其中,生产动力煤520.6万吨。

1-8月份,省内煤炭累计产量7368.5万吨,同比减少184.5万吨、下降2.4%,降幅与前7个月持平。

四大重点煤炭企业累计生产原煤7238.6万吨,其中,累计生产动力煤4046.3万吨。

8月份,省内煤炭价格环比下降,其中淮南矿5000大卡动力煤合同价(含税)553元/吨、环比下降6元/吨,淮北矿精煤综合价(含税)1491.4元/吨、环比下降6.3元/吨。

此外,今年以来,安徽省煤炭消费保持持续增长势头。 1-8月份,安徽省规模以上工业企业煤炭消费量约11100万吨,同比增长4.4%。

其中,电力、热力生产和供应业消费7559.5万吨,同比增长9.8%,占规上工业总消费量的68.1%。(中国煤炭资源网)

4、1-8月直报大型煤企原煤产量17.2亿吨 同比增长2.1%

据中国煤炭工业协会统计与信息部统计,2019年1-8月,协会直报大型煤炭企业原煤产量完成17.2亿吨,同比增加3559万吨,增长2.1%;营业收入(含非煤)为23860.3亿元,同比增长7.2%;利润总额(含非煤)为1219.0亿元,同比增长15.8%。

排名前10家企业原煤产量合计为11.3亿吨,占大型企业原煤产量的65.7%。

其中,8家企业产量增加,合计增产8052.6万吨;2家产量下降,合计减产2131.7万吨。

具体情况为:国家能源集团34181万吨,同比增长3.0%;中煤集团14049万吨,同比增长13.3%;同煤集团11461万吨,同比增长24.3%;陕煤化集团11437万吨,同比增长16.8%;兖矿集团10470万吨,同比下降1.9%;山东能源集团7880万吨,同比下降19.6%;山西焦煤集团6954万吨,同比增长4.1%;国家电投集团5602万吨,同比增长12.7%;潞安集团5557万吨,同比增长5.4%;河南能源集团5299万吨,同比增长6.2%。

从排名情况看,国家电投集团超过潞安集团,升至第8位。

声明

以上小结为本日工作总结,对本文以及其中全部或部分内容的真实性、准确性、完整性、及时性不作任何保证或承诺,仅供读者参考;如有错误,欢迎纠正;如有建议,请不吝赐教。




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