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最近大同煤业接手漳泽电力,据说这是五大电力集团将旗下深陷亏损的火电上市公司控股权出让的第一例。
近几年“市场煤”和“计划电”矛盾日益激化,发电企业大幅度亏损,成为导致电力短缺的一个主要因素。为了保证电力供给和电力行业持续发展,政府目前积极推进煤电一体化进程。国家能源局近期重申“煤电联营”将被作为长期政策坚持下去,为鼓励煤电联营发展,在项目审核批准方面会有特殊待遇,可见政府的煤电一体化的态度和决心。
然而,煤电一体化进程中,煤企和电企将面临什么样的困难?
煤企主要有三个方面的困扰。
其一,煤炭价格不断上涨,煤炭不愁销路,盈利状况好。一体化后的企业是否会发生由于电力部门亏损而导致企业整体盈利水平下降?因此,煤电一体化对煤炭企业除了做大规模,或者能买到便宜电厂,其他的吸引力应该不是很大,相对而言,煤企对煤电一体化的动力比较小。
其二,国际上比较理想的煤电一体化常常是坑口建电厂,把电卖给电网。但是,我国目前这样做有一定困难。出于火电厂布局的考虑,发改委对上规模的火电项目有着严格的审批程序,审批不易,即使审批通过,在电厂的并网发电方面仍可能受到各种阻碍,电厂难以顺利发电。这样,煤企的注意力就放在并购现有的电厂,不一定是建坑口电厂。
其三,我国地理资源分布不平衡,主要的产煤地区普遍缺水,如山西、陕西等地,因此在这些煤炭富庶、水资源紧缺的地区建设坑口电厂,会面临比较复杂的水资源和环境方面的问题,也可能加大煤炭企业建火电厂的难度。
电企显然具有充分的一体化意愿和动力。煤炭价格上涨和电价受控的现实,使得电企亏损严重,并急于获得稳定的低价高质煤,以保持电煤供应的及时和充足。事实上,从2004年开始,电企就开始比较积极地进入煤炭行业。五大电力集团通过入股、控股或并购煤矿为自身寻找煤炭来源。据说,华能集团2010年煤炭产量超过6000万吨;华电集团通过控参股2013年煤炭产能可能超过1亿吨;中电投集团2010年的煤炭产量将达到7000万吨;大唐集团2007年就开始地质储量约211亿吨的12个煤炭项目的前期工作。不仅如此,电企还积极进入煤化工、煤冶金等行业,全面进入煤炭产业链。但是,电企的一体化进程比较困难,而随着煤炭价格上涨越来越困难。煤企的优势基本上是电企的弱势。可以列出几个主要原因。
第一,煤炭企业赚钱,所以强势,电厂亏钱,所以弱势,让一个弱势企业去兼并一个强势企业,难度可想而知。不论用控股、参股还是哪条途径收购煤炭企业都需要大量的资金支持,但是近些年电企亏损日益严重,收购煤企所需要的大量资金无疑将对本就紧张的财务状况造成很大压力。在短期内,财务成本加大,自身没有盈利能力,收购煤企对电企来说,需要付出更大的代价。
第二,在煤炭需求依然强劲,煤价不断上涨的情况下,煤炭市场前景看好,地方政府并不情愿出售煤矿,可能设置各种障碍性的准入条款。例如,煤炭资源整合中,电力通常没有资格参与资源整合,使得电力进入煤炭的计划难以实现。例如内蒙古等地区设置了各种门槛、条款,阻碍电企进入煤炭行业。
第三,尽管电企加大了开发煤炭资源的力度,但国内优质的煤炭资源已基本被瓜分完毕,今后电企能比较容易进入的可能是褐煤、贫煤这种发热量低的煤炭资源,开发国外煤炭资源更加困难。另外,国土资源部对煤炭探矿权申请设限,电企获得煤炭资源开采的难度很大。
政府鼓励煤电一体化的目的很重要。如果政府的目的是为了可以不用提电价,通过一体化内部来消化煤价上涨的影响,保障电力供应,则需要考虑一个重要的隐忧。如果煤价持续上涨,电厂有动力卖煤炭,而不是把煤炭用来发电。由于政府不能确定“电厂不销售自己的煤炭”,电厂可能选择卖煤炭不发电,那么鼓励煤电一体化来解决在“发电不赚钱,卖煤赚钱”情景下保障电力供应的初衷,将受到挑战。
推动一体化,政府显然需要考虑会不会对社会效率产生负面影响。煤炭进入电力或电力进入煤炭,显然都会影响行业本身的效率。电企缺乏煤炭勘探、开采、经营管理经验。煤炭勘探、开发是专业技术性的工作,如果电企缺乏煤炭人才和管理经验,可能造成电企在对煤企实施并购的过程中,对煤炭资源价值评估出现偏差,对煤矿项目的监管不够有效等情况。还有很重要的一点,我国煤炭行业机械化水平不高,井下作业人员较多,煤矿安全问题尤为重要,对于不具备专业管理和技术优势的电企来说,如若谨防安全事故的发生而必须提高安全生产的投入,成本必然上升。同样的,煤企也缺乏电力人才和管理经验,电力是资金技术密集行业,煤企进入电力是从低端进入高端产业,缺少技术管理优势。对双方来说,都存在专业、技术、管理的问题。
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今年市场持续下行,环渤海港口煤价已累计下跌了111元/吨;有专家预测,此轮煤价将跌至600元/吨,引起业内人士一片哗然,贸易商心态几近崩溃,降价出货积极性提高。大秦线检修虽曾短暂支撑煤价,但随着检修结束,大量煤炭灌向环渤海港口,各大港口船少货多,接卸困难,部分港口限制销路不好的菜单装车。
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节前,港口市场交投氛围冷清,上游太低价格不愿出货,下游需求冷清,询盘压价严重,成交僵持。需求端难以对市场形成有效支撑,环渤海港口动力煤价格小幅下跌。(来源:鄂尔多斯煤炭网作者:宫海玲)煤价可能在迎峰度夏等节点出现阶段性反弹,但全年供需宽松格局不会改变,煤炭价格或进一步在政策层引导
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2024年,伴随煤炭价格持续走低,国内火电企业迎来利润增长“黄金期”。电力央企多家上市公司年报显示,凭借燃料成本大幅下降与新能源业务加速布局,行业净利润普遍飙升,大唐发电净利增速甚至超过200%。01利润大涨背后:煤价下跌“送钱”,成本管控“抠细节”煤炭价格下行成为火电企业盈利的核心推手。
主产区市场涨跌互现,冶金化工需求有一定韧性,加之站台大户需求稳定,大部分煤矿产销平衡,价格稳定。需求端来看,随着气温回暖,且新能源发电出力逐渐增强,下游电厂耗煤量减弱,对市场煤需求有限;而非电终端企业对原料采购以刚需为主,市场操作较为谨慎。近期,北方沿海地区遭遇持续大风天气,造成
北极星氢能网获悉,近日,据爱企查信息显示,大唐(围场满族蒙古族自治县)电力科技有限公司于4月10日注册成立,法定代表人为吴永刚,注册资本50万元,经营范围包含:储能技术服务;电动汽车充电基础设施运营;站用加氢及储氢设施销售等。该公司由大唐发电全资持股。据了解,2024年12月29日,大唐多伦1
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10月21日,从中海油电力投资有限公司(简称海油电投)获悉,2022年,中国海油通过其所属海油电投公司开展绿电交易,累计电量突破3亿千瓦时;其中,广东地区实现绿电交易1.185亿千瓦时,冀北地区实现绿电交易1.86亿千瓦时,绿电交易总量在区域电力市场中名列前茅。“绿电”即绿色电力,指在生产过程中,
浙江省新能源投资集团股份有限公司浙江省新能源投资集团股份有限公司(简称“浙江新能”)成立于2002年8月,公司注册资本20.8亿元人民币,是浙江省能源集团有限公司所属的专业从事风电、太阳能发电、水电、氢能等可再生能源和新能源投资、开发、运营管理的综合型能源企业。浙江新能2021年5月实现上交所
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