《速看!3地政策均涉及!新型显示引关注》

  • 来源专题:光电情报网信息监测服务平台
  • 编译者: husisi
  • 发布时间:2022-02-22
  • 近日,正值返工之际,多地推出了相关政策推动科技发展,加强产业建设,如广州重点规划多个项目、武汉发布海关优惠政策、河南发布“十四五”规划,而其中,均涉及新型显示发展方向。
    广州:重点建设多个新型显示项目
    2月8日,广州市发展和改革委员会在官网发布了《广州市2022年重点项目计划》和《广州市2022年重点建设预备项目计划》。2022年,广州重点建设正式项目650个,年度计划投资3452亿元;重点建设预备项目共130个,年度投资计划188亿元。
    其中涉及多个显示项目。包括乐金显示OLED、粤芯半导体项目二期、广州华星第8.6代氧化物半导体新型显示器件生产线项目、广州国显科技有限公司维信诺第6代柔性AMOLED模组生产线项目、创维智能产业创新基地超高清显示科技产业园项目、鸿利光电LED新型背光显示二期项目。
    LG显示OLED项目总投资460亿元,项目计划建设一条8.5代OLED生产线,共分两期进行建设,一期计划产能6万片/月,二期计划产品3万片/月。
    广州华星第8.6代氧化物半导体新型显示项目总投资350亿元,项目旱地面积54万平方米,建筑面积99万平方米,建设第8.6代氧化物半导体显示面板生产线及配套模组工厂,主要生产高端车载、医疗工控、航天航空等专业显示面板及Micro LED新型显示产品。
    维信诺第6代柔性AMOLED模组项目总投资112亿元,主要建设17-20条曲面和折叠屏生产线,规划产能约5223万片显示模组/年,建筑面积约24万平方米,占地面积13.3万平方面,主要建设生产线及辅助生产设、动力设施等。
    创维智能产业创新基地超高清显示科技产业园项目总投资41亿元,项目用地面积约21.7万平方米,建筑面积约40.4万平方米,建设超高清智能彩电产业基地。
    鸿利光电LED新型背光显示二期项目总投资金额约20亿元,占地约100亩,主要致力于MiniLED背光与显示、Micro LED、新型显示器件及模组、新型显示配套器件的研发、生产和销售。
    武汉:武汉海关税收优惠涉及新型显示
    2月9日,武汉海关发布部分“十四五”期间税收优惠政策下进口商品享受退税相关事宜的通知。
    官方消息显示,为落实“十四五”期间税收优惠政策,帮助享惠主体掌握已征税进口商品相关退税规定(指已列入各项政策第一批名单的单位及列入免税清单的商品),现将涉及武汉关区部分主要政策的退税时间点及注意事项进行整理。
    其中,新型显示器件政策方面,(一)享惠主体在2021年1月1日-2022年1月7日期间已征税进口商品可申请退还关税;(二)享惠主体应在2022年6月9日前向主管海关办结减免税审核确认手续,凭《征免税确认通知书》向申报地海关申请办理退税。
    办理退税注意事项:
    (一)应提交的申请材料1.《退税申请书》;2.《征免税确认通知书》、原进口报关单、税款缴款书(原件)、发票;3.申请退还增值税的,提交本通知列明的增值税未抵扣情况表。
    (二)享惠主体应规范填报《退税申请书》,其中申请日期必须填写清楚。申请日期与实际提交资料日期间隔较长、或与补正资料日期间隔较长的,应注明提交或补正齐全合规资料的时间,同时签注经办人姓名及联系电话。
    (三)对于可退还关税的政策,关税部分对应的进口环节增值税及消费税可一并退还。其中进口环节增值税已抵扣的不予退还,享惠主体应在《退税申请书》中注明“进口环节增值税已抵扣”。
    (四)享惠主体应自收到《武汉海关退税通知书》之日起3个月内办理有关退税手续,逾期视为放弃退税。
    河南:重点做强新型显示和智能终端
    河南省在《河南省“十四五”制造业高质量发展规划》中指出,要提质5大传统产业,培育壮大新一代7大新兴产业,前瞻布局6大未来产业。
    其中,在新一代信息技术方面,聚焦“补芯”“引屏”“固网”“强端”,重点做强新型显示和智能终端、智能传感器、网络安全、5G及先进计算等产业链,加快培育集成电路、光通信、汽车电子等产业链,着力形成“芯屏网端器”产业生态圈。到2025年,建成全国新兴的万亿级新一代信息技术产业高地。
    规划中还指出,新型显示和智能终端将坚持“龙头带动、屏端联动、集群配套、链式延伸”,重点引进OLED、Micro OLED等显示面板项目,提升5代薄膜晶体管液晶显示器生产项目产业化能力。依托现有产业基础,发展高世代玻璃基板、靶材、电子特气、显示模组等配套产品。
    稳定富士康智能手机生产,积极引进国产中高端手机生产项目,巩固提升智能手机整机制造水平。加快引进和培育4K/8K超高清液晶电视、VR/AR/MR(虚拟现实/增强现实/混合现实)设备、车载显示终端、智能家居终端等项目。培育超高清视频产业,推动上下游配套产业集聚。加快发展计算机产业,推进国产化进程,深化与行业龙头企业的合作,积极承接产业转移,建设许昌黄河鲲鹏等计算产业硬件生产基地,打造千亿级产业集群。

相关报告
  • 《储能五年:成也政策 忧也政策》

    • 来源专题:中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2019-11-14
    • 在我国,储能产业“政策先行、项目随后”的模式,一方面推动储能在电力市场的应用向更大、更多、更广的趋势快速发展,推动了资本加大投入和技术研发的突破,是行业发展初期强有力的支撑;另一方面政策的调整与变动,也不可避免地造成从业人员的担忧与审慎,阻碍储能产业良性发展。 以史为镜,可以知兴替。我们对近五年储能的主要政策进行了汇集梳理,对相关的储能在电力市场的应用进行归纳分析,多角度看待政策在储能产业发展中的影响,对储能政策进行利弊分析,主要是为了以储能政策为镜,来探讨未来储能政策的趋势和储能企业的理念战略。 储能不同发展阶段的政策 首先对近五年储能的主要政策进行回顾,从储能产业的发展期、战略期、“新时代”三个阶段归纳储能政策的发展史。在储能产业的初期发展中,政策是影响储能发展的决定性因素之一,通过整合政策对此有更加直观的感受。直面储能政策历史,发现储能产业发展的每一步都伴随着政策的出台。 (一)发展期:锂电潜力与调频服务的初步探索 随着“十三五”规划纲要等文件的发布(见表1),储能产业迎来发展期。 在推动储能发展的发展期,首先是锂电在储能电站与储能设施的建设中快速占领市场,2015年至今关于锂电的政策也在节节推进中,据统计,未来动力锂电池产业规模有望突破1600亿元以上。 其次是国家首次将储能和电力市场改革结合,明确指出储能可以与机组联合参与调峰调频,承认发电侧/用户侧储能作为独立市场主体的地位,并且政策还推出了按“效果付费”的价格机制,鼓励企业探索发电侧储能和用户侧储能的商业应用模式,足见国家对电力辅助服务的重视。 以下是相关政策的发布: 2016年6月7日,《关于促进电储能参“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》正式发布,为储能参与调频服务和市场推广运用创造了要求和约束。 2016年12月13日,《能源技术创新“十三五”规划》发布,其中20MW/10MWh储能示范系统目标实现锂电池循环寿命达到10000次,成本低于3000元/kWh。 2019年7月15日,《锂离子电池发展产业白皮书》发布,随着锂离子电池制造成本的降低以及政策的推出落地,锂离子电池大规模装机到电化学储能领域将是趋势,在储能领域迎来爆发增长。 2015年8月,工信部发布《锂离子电池行业规范条件》,规范条件指出要加强锂离子电池行业管理,推动锂离子电池产业健康发展。 (二)战略期:电力辅助服务新政与储能未来十年目标 2017年《关于促进储能技术与产业发展的指导意见(征求意见稿)》首次明确储能战略定位,储能产业迎来战略期。 首先,储能产业落实“两步走”战略,出台了相关的指导意见为储能产业未来发展制定了目标与执行方式,为储能产业从短期到中长期的发展书写了储能产业未来十年的发展目标。 国家出台的关于产业落实指导意见如下: 2017年2月《2017年能源工作指导意见》发布,要求积极推进储能项目工程建设。 2017年3月《关于促进储能技术与产业发展的指导意见(征求意见稿)》印发,首次明确储能战略定位。 2017年10月《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》发布,为储能产业从短期到中长期的发展书写了储能产业未来十年的发展目标。 其次,储能参与电力辅助服务新政在战略期密集出台,能参与电力辅助服务的领域越发宽阔,储能的灵活性也得以体现。储能参与调峰调频服务的制度越发清晰明了,相关的资金补偿规则操作性更强。 其相关政策如下: 17年《新疆电力辅助服务市场运营规则(试行)》等文件在确立储能参与电力辅助服务市场主体的基础上,赋予电储能极大的灵活性。 17年《山西省电力辅助服务市场化建设试点方案》和《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》等文件还提出自动发电控制辅助服务,根据调节速率、调节精度和响应时间等指标制定了资金补偿规则,为储能参与调频服务交易打破了政策障碍。 再者,在战略期电力辅助服务新政成为国内电力市场改革的热点。东北、江苏、山东陆续发布实施本省的电力辅助服务市场运营规则。2017年-2019年电力辅助服务政策如下表: 最后,储能参与需求响应也成为了战略期的热点。2017年11月《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》为用户需求响应和储能参与电力市场创造了条件。2018年-2019年电力需求响应政策如下表: (三)“新时代”:指导意见落实与盈利时代 在政策的指引下储能产业进入新时代,储能行业的发展将随着 “指导意见”落实到“行动计划”的落实变得更为具体。 在“新时代”中,较为典型的政策如下: 2019年7月1日国家四部委正式发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》2019-2020年行动计划,成为储能行业又一个划时代意义的文件。 2018年7月2日,国家发改委还印发了《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》,旨在为电储能设施参与削峰填谷增加补贴。 同时在工商业电价连续降价的背景下,储能行业获利的空间也进一步被压缩,《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》旨在为电储能设施参与削峰填谷增加补贴。各省绿色发展价格机制汇总表如下: 在“新时代”建设电力现货市场的进程中,2019年5月全国首个电力现货市场结算在广东实施。6月,四川开启电力现货市场试运行,创新开发了水电参与现货市场运营新模式。之后福建省电力现货市场试运行开启,此外,山西、浙江、贵州、山东、蒙西等地也开始推进储能电力现货市场,为探索建立辅助服务费用分担共享机制探索经验。 储能在电力市场的应用 总结近五年储能的主要政策,再观察五年来储能在电力市场的应用情况,可以明显发现储能应用的快速增长离不开政策的推动作用。储能在电力市场的应用呈现扩增趋势,主要体现在三个方面: (一)储能在辅助市场的发展 在辅助市场,《通知》认可储能可以与机组联合参与调峰调频,大量的储能调峰调频项目在实践中得到发展进步,以下是截止2018年国内储能调频项目数量汇总图。 2018年各省储能调频项目数量汇总图 在2017年到2019年电力辅助服务政策密集出台,除了最初的调频调峰服务,需求响应等其他辅助服务市场的应用也已经初具经济性,以下是近年储能在需求响应上的应用案例(如表5所示)。 目前,山西、浙江、贵州、山东、蒙西等地也开始推进储能电力现货市场,为探索建立辅助服务费用分担共享机制探索经验。 (二)储能在电力市场的应用领域多元化发展 根据CNESA的数据,截止2017年底全球电化学储能项目在电源侧、集中式可再生能源并网、辅助服务、电网侧、用户侧的占比分别为4%、28%、34%、16%和18%。 2017全球电化学储能应用领域占比 其中能源结构转型的依托下,集中可再生能源并网项目已经初具规模。用户侧储能是商业模式最为清晰的应用,峰谷价差套利模式清晰明了,也是目前受到广泛认可的方式之一。国家印发相关政策为电储能设施参与削峰填谷增加补贴,为用户侧储能保驾护航。 电网侧储能在《指导意见》支持下,各地开始布局一批有引领作用的重大储能试点示范工程(见表6),这些工程以技术创新、运营模式、发展业态和体制机制的探索为重心。 储能在在电力市场的应用领域多元化发展,未来也必将保持共同发展,协同合作的状态进一步前行。 (三)储能技术类型的多种尝试 步入“十三五”后,电化学储能技术作为储能产业的潜力股率先进入发展快车道,在未来动力锂电池产业规模有望突破1600亿元以上。 在储能市场,其他电池也在技术研发与应用中逐渐发展,2017年全球电化学储能项目技术分布图如下,钠硫电池、铅蓄电池、液流电池、超级电容等分别占全球电化学储能总装机13%、7%、3%、0.002%,体现了电化学储能的多样性。 2017年全球电化学储能项目技术分布 目前多种储能类型受到重视,《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》明确重点支持高性能铅碳电容电池储能系统、10MW/100MWh级超临界压缩空气储能系统、10MW/100MJ级飞轮储能阵列机组、大容量吸能熔盐储热装置等7种储能技术。 未来,也将有更多的储能技术被关注,被使用,被推广,储能行业也会在政策的推动下迎来更加广阔的道路,和更加快速的发展。储能产业历经近十年的示范应用,为我国储能产业探索出了一条商业道路,同时在营利性、市场机制和规范化方面的问题也将探索其解决路径。 储能产业的发展障碍 对于储能行业本身,安全和成本是大家一致寻求解决的问题,可对于政策所带给储能产业的障碍,可能很难得到统一的答案,简单将近五年的政策进行梳理,从政策所带来的问题方面着手,可以总结出三个方面需要解决的问题: (一)储能在电力市场的应用领域 1、储能在辅助服务应用中,2016年《通知》明确了储能按“效果付费”的价格机制,但是到目前为止,还缺少政策去引导市场通过价格反映储能的价值,导致储能的价值被广泛认可,价格却无法体现,以及商业模式不清晰; 2、《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》明确支持电容电池、压缩空气储能、飞轮储能等7种储能技术,新型储能技术目前处于探索阶段,在短时间被无法获益,给行业投资带来不确定性,让政策、技术与资本的三方带给企业更大的风险; (二)储能在电力市场 1、《国家能源局关于做好电力市场建设有关工作的通知》等国家政策的发布,市场对于中长期电力机制交易模式具备一定的经验,但是在电力电量平衡机制缺乏的情况下,电力供需不能准确反映,价格也存在失真,因此迫切需要建立完善的电力现货交易市场。 2、国内的电力市场化进程还在起步期,没有建立反映供需平衡和成本的竞价制度,需要借助区域电网(如华东电网)制定的服务计量公式来实现。 3、储能还没有明确的定价机制,具体说没有同效同价、按效计价的合理市场交易机制,市场期盼按效计价的、开放的电力交易市场尽快形成。 (三)储能在国家政策 1、鼓励性和认可性政策让资本加强信心对储能产业的投入,但是标准建设不完善,资本一哄而上,造成产能过剩,将原本是解决环境问题的方案,带来新的环境问题; 2、近期多项有关储能的政策接连出台,广泛的应用推广并没有普遍出现,储能行业期盼更多可操作性政策措施能够推出,明确储能实体在电网中的角色,明确储能电力的商业属性及价值界定规则。 3、储能投资方并不能有效了解电网对储能的需求,而且基本上没有了解的途径。电网需要系统化设计、规划并指导全社会储能的投资建设,使得储能系统投资建设更合理、更有效。 储能产业的前景展望 兵马未动,政策先行,是储能产业发展的每个阶段必经之路;而政策出台,如同将军振臂一呼,千军万马奔腾而来,有其波澜壮阔之观,是储能行业兴起之势。 回望过去,预测回来,关于政策将带领储能产业去往何方,我们可以依据近五年的储能政策谨慎分析,大胆展望。在未来,可以预测国家政策将以其更广、更深、更强的趋势,来推动储能行业的健康良性且快速地增长。 (一)覆盖范围更广 在储能产业发展推进中,首先国家将持续关注储能技术的发展阶段,对于新的储能技术发现如压缩空气储能新进展,及时以政策表达关注与认可,给资本与科研以信心来推进储能应用,让储能技术快速进入市场,在实践中不断总结经验不断进步; 其次,对于日渐成熟的储能技术如锂电等,技术突破不断实现降本,商业模式试运行阶段企业快速发展,国家政策也对进行阶段性调整,相信当各因素的改变,综合判断后国家必定会出台有利于行业发展的政策。 (二)涉及细节更深入 除了对储能技术的不同类型给予支持,对于每个储能技术类型如电化学储能等,国家政策也将不断关注所涉及的方方面面,对储能技术以把控细节方式进行深度政策的支持。 无论是技术要求、价格机制、商业模式、结算标准、效能评估、标准化建设、投资回收等各种维度、各个层面都被国家政策所包含,对储能技术的商业化进程实行全面构建,标准化推进,从而减少企业危机、减少行业混乱现象、全力推进储能产业快速前进,避免从业人员的风险,跟随国家政策是储能技术发展的最佳方案。 (三)更加强有力的政策出台 对于目前的储能产业,国家政策主要以支持鼓励的指导意见为主;对于未来,国家的目标依然是支撑产业健康发展。对于储能新政的制定,肯定是以更加审慎的态度,站在国家战略高度,进行新的调整,最终实现强有力的操作性政策出台。 随着行业发展的潮流,储能行业必将从示范试点走向推广应用,从“指导意见”走向“执行计划”,从一个热点变成推动国家能源转型的实业,是储能产业蓬勃发展后必将达到的光明未来。 对于从业人员,我们需要相信国家的判断,汇报行业最前沿信息的同时,企业仍要立足在自身的发展而不是等待政策的到来,我们应该去创造条件、攻克难关,促进行业发展推动政策的制定。
  • 《煤炭进口政策难言趋紧 明年进口增速依然较快》

    • 来源专题:中国科学院文献情报先进能源知识资源中心 |领域情报网
    • 编译者:guokm
    • 发布时间:2019-12-23
    • 从2016年供“给侧改革”以来,我国煤炭产量出现大幅度下滑,供应有限而下游需求仍有增长,煤炭行业供需格局持续紧张,进口煤的补充作用逐渐突出2018延续增长势头,进口总量2.80亿吨,同比增加3.6%,占国内总供给量的7.91%,占比再次有所提高;2019年1-10月,我国进口煤炭总量为2.76亿吨,同比增长9.97%。 澳大利亚是我国煤炭最大的进口来源国: 我国煤炭进口主要来源国是澳大利亚、印度尼西亚、俄罗斯和蒙古,其中从澳大利亚年进口8000万吨左右,占总进口量的42.5%,从印度尼西亚进口3500万吨左右,占比28.75,从俄罗斯进口2500万吨,占比14.5%,蒙古3300万吨,占比13%。 进口政策“明严实松”: 虽然今年以来,进口煤政策管制政策较多,但进口煤的增速依然较快。主要是由于政府为了降低实体经济用电成本,通过加大对国外煤炭的进口,带动国内煤炭价格的下行,更好的有利于火电企业的盈利,从而为火电企业腾挪出降电价空间。同时叠加国家煤炭价格的大幅下跌,煤炭内外价差持续扩大,进口动力强劲,导致今年以来焦煤的进口增速较快。 煤电联动机制取消,将刺激沿海电厂加大煤炭的进口 在不考虑进口煤炭政策收紧的情形下,预计进口煤炭的增速会沿海地区的火力发电企业采购内地煤炭的成本相对较高,从而导致沿海的火力发电厂更多采购海外具备较高成本优势的进口动力煤。 展望明年,预计降低实体企业用电成本的政策依然不会改变,所以预计煤炭进口政策依然会较为宽松,所以决定煤炭进口增速的主要原因就是煤价的内外价差,预计明年动力煤内外价差依然会维持高位,进口增速依然较快,预计明年进口动力煤的增速会有10%左右增长。 煤炭进口历史情况 近几年进口煤占比持续提升: -从2016年供“给侧改革”以来,我国煤炭产量出现大幅度下滑,供应有限而下游需求仍有增长,煤炭行业供需格局持续紧张,进口煤的补充作用逐渐突出。 -2017年进口总量达到2.71亿吨,同比增加6.1%,占国内总供给量7.69%。 -2018延续增长势头,进口总量2.80亿吨,同比增加3.6%,占国内总供给量的7.91%,占比再次有所提高;2019年1-10月,我国进口煤炭总量为2.76亿吨,同比增长9.97%。 图1 2001-2019年煤炭进口总量及增速 图2 煤炭进口占比 中国煤炭出口量逐年下降:2017年累计出口总量817万吨,同比下滑7%;2018年累计出口总量仅有493.5万吨,同比下滑达到39%,月均出口不足40万吨,跟月均产量2.9亿吨、进口2500万吨相比,占国内的供给总量比例非常小。 图3 煤炭出口总量及增速 各煤种进口数量 我国煤炭进口类型主要分为褐煤、动力煤、无烟煤、炼焦煤以及其他烟煤。从历年进口数量占比来看,广义动力煤(褐煤和动力煤)占比最大为62%,炼焦煤占比23.1%,无烟煤占比3.2%,其他烟煤占比14%。作为能源大类品种,动力煤在进口煤结构中一直居于主流地位。 图4 分煤种进口占比 图5 分煤种进口增速 从分煤种进口数量以及同比增速来看,2018年,褐煤累计进口9432万吨,月均786万吨,同比增长14.18%;动力煤累计进口7617万吨,同比增长0.1%;无烟煤进口量自2017年出现下滑,2018年度继续下滑,进口889万吨,同比下滑33.7%;炼焦煤2018年进口6492万吨,同比下滑6.38%。 煤炭进口国别 从煤炭总量角度来看,我国煤炭进口主要来源国是澳大利亚、印度尼西亚、俄罗斯和蒙古。其中从澳大利亚年进口8000万吨左右,占总进口量的42.5%,从印度尼西亚进口3500万吨左右,占比28.75,从俄罗斯进口2500万吨,占比14.5%,蒙古3300万吨,占比13%。 图6 各国动力煤进口占比 图7 各国动力煤进口增速 就动力煤来说,进口主要来源国是澳大利亚,占比高达67.3%,年进口量达到5100万吨;其次是俄罗斯,占比为15.5%,年度总量1180万吨;从印度尼西亚进口动力煤870万吨,占比11.43%;从蒙古国进口300万吨左右,占比4.9%。 澳大利亚是我国最大的动力煤进口国:澳大利亚年产煤炭4.3亿吨,出口量达到3.7亿吨,预计2018年出口量可达到4亿吨,其中动力煤出口2.03亿吨,同比增长1.5%,炼焦煤出口1.97亿吨,同比增长11.5%。2018年我国从澳大利亚进口动力煤5125万吨,同比增长8.4%。2019年1-10月我国从澳大利亚进口动力煤-5.8%,相较去年有所下滑。 图8 从澳大利亚进口动力煤总量及增速 俄罗斯是我国第二大动力煤进口国。2017年我国从俄罗斯进口动力煤1358万吨,同比增长10.2%,2018年进口1184万吨,同比下滑12.9%,2019年进口1272万吨,同比增长15.9%。我国从俄罗斯进口煤炭整体呈上升趋势,占比逐渐增加。 图9 从俄罗斯进口动力煤总量及增速 印尼是我国第三大大动力煤进口国。印尼年产煤炭4.6亿吨,但主要是褐煤和烟煤,合计占比达到85%左右,年出口量为3.9亿吨。根据数据显示,2018年我国从印尼进口动力煤878万吨,同比下降18.7%。 图10 从印尼进口动力煤总量及增速 蒙古是我国第四大进口动力煤国家。2017年,我国从蒙古进口动力煤337万吨,2018年进口311万吨。由于蒙古国优质煤炭资源丰富,出口到中国的炼焦煤数据较多,2019年1-8月,中国从蒙古国进口炼焦煤2300万吨,略低于澳洲炼焦煤进口量2308万吨。2018年,中国从蒙古国进口炼焦煤2769万吨。 图11 从蒙古进口动力煤总量及增速 煤炭进口区域分布及运输路线 煤炭从具有相对成本优势的区域流入我国:进口煤是国内动力煤市场供应的重要补充,尤其是对于远离国内煤炭产地的广东、广西、福建等地,以及华东沿海地区,其对于进口煤的依赖程度更强。 我国的煤炭进口主要集中在华东、华南等沿海省市。 “陕西、山西、内蒙古西部的煤炭经铁路运输至北方沿海港口,再经水路运达南方消费地区的物流费用会接近甚至超过煤价本身。而印尼、澳大利亚的煤炭经海运抵达中国东南沿海地区的费用则较为低廉。 图12 我国动力煤进口地理分布 我国东南沿海大型火电厂较多,且经济较为发达,是我国主要的煤炭消费地,由于北方港口下水运往南方的动力煤往往满足不了沿海电厂的用煤需求,故东南沿海电厂会大量采购进口煤。出于运输成本以及我国消费地分布的考虑,各国进口煤的路线以及运煤船停靠港口也有所不同。 澳大利亚煤炭出口主要通过海波因特(HayPoint)、达尔林普尔湾(DalrympleBay)和艾博特港(AbbotPoint)、格拉斯通港(Gladstone)、纽卡斯尔(Newcastle)。 俄罗斯煤炭出口主要通过远东港口、黑海港口、波罗的海港口、西北港口、远东港口。俄罗斯向西出口的港口主要为黑海区域港口、波罗的海区域港口和西北区域港口,主要是销往欧洲市场;向东出口的港口主要位于远东港口,主要市场是亚太地区。 蒙古国出口煤炭,主要是通过中蒙两国边境口岸,其中主要的边境口岸有甘其毛都口岸、策克口岸、满都拉口岸、塔克什肯口岸。 印度尼西亚主要的动力煤出口地是加里曼丹省的南部以及东部多个港口,主要港口包括:东加里曼丹的三马林达,以及南加里曼丹的塔巴尼奥。 煤炭进口政策回顾 我国煤炭进出口政策基本跟随国内供需形势转变 #2003年及以前 煤炭供过于求,实行以出口退税、出口创汇为主的出口导向型政策; #2004-2013年 煤炭供不应求,宽进严出,从刺激出口转向控制出口、刺激进口; #2014-2016年 煤炭供过于求,宽出严进,从刺激进口到条件性限制进口; #2017年以来 我国进口煤相关政策的变化多次引发市场关注,5月严控劣质煤进口;7月禁止二类口岸经营煤炭进口业务,年底进口煤限制暂时取消。 进口收紧 监管将从“政策层面”转向“技术层面” 2015年1月1日,《商品煤质量管理暂行办法》开始施行,当年煤炭进口量同比大跌30%,此后,政策文件频频提出严控劣质煤生产流通和进口使用,严格进口检验标准和程序,规范煤炭进口口岸管理。 #2017年7月: 从7月1日起,禁止省级政府批准的二类口岸经营煤炭进口业务,禁止低价劣质煤进口,保障国内煤炭市场 #2017年12月: 冬季用煤旺季,发改委口头通知相关政府部门,暂时取消进口煤限制至2018年2月15日 #2018年4月: 重新开启进口煤限制并首度对一类口岸进口煤进行限制,要求延长通过时间 #2018年10月: 国家发改委在广州召开沿海六省关于煤炭进口会议,提出煤炭进口平控,进口煤限制再度开启 #2019年1月: 各地海关恢复通过,进口数量暴增 #2019年2月: 东北港口及南方个别港口进口报关数量大增,对沿海港口进行限,延长通关时间 #2019年6月: 海关总署发文公布前五个月煤炭进口情况,加强对进口煤管理 #2019年7月: 各地港口限制报关,京唐港、曹妃甸港口额度接近极限 #2019年9月: 多地港口仅允许终端客户报关,部分华东港口延长通过时间。 #2019年10月: 南方多港口额度告急,贸易企业禁止报关,生产企业一单一议,北方港口场地紧张,通过时间延长至60天以上 #2019年11月: 江苏区域接到海关通知,12月份本地报关、异地报关均暂时被禁止;甘其毛都口岸各企业清单必须在三天内完成归并申报,一经查出超期未申报就取消企业汇总申报资格,改为一车一报。 进口政策“明严实松” 虽然今年以来,进口煤政策管制政策较多,但进口煤的增速依然较快。主要是由于政府为了降低实体经济用电成本,通过加大对国外煤炭的进口,带动国内煤炭价格的下行,更好的有利于火电企业的盈利,从而为火电企业腾挪出降电价空间。同时叠加国家煤炭价格的大幅下跌,煤炭内外价差持续扩大,进口动力强劲,导致今年以来焦煤的进口增速较快。 动力煤进口需求依然强劲 内外价差对进口需求的影响: 在不考虑进口政策影响下,动力煤进来增速主要由内外价差决定:影响动力煤进口的因素有很多,最核心的影响因素是进口外煤的成本优势,在动力煤内外价差扩大的时候,国内进口外煤的动力较强。2019年内外价差持续扩大,导致沿海地区进口煤成本比内地低,一方面是由于国外煤炭价格较低所致,另一方面是由于进口外煤的物流成本较低。 内外价差导致几年进口煤炭增速快速增长:由于2019年动力煤内外价差的持续扩大并维持在高位,价差达到80-120元/吨,进口煤的优势明显,导致我国进口煤炭的动力强劲,2019年1-8月我国进口煤炭的增速为8.63%,比2018年3.61%的增速显著增长。 图13 动力煤CCI内外价差走势图 展望明年,预计降低实体企业用电成本的政策依然不会改变,所以预计煤炭进口政策依然会较为宽松,决定煤炭进口增速的主要原因就是煤价的内外价差,预计明年动力煤内外价差依然会维持高位,进口增速依然较快,预计明年进口动力煤的增速会有10%左右增长。 煤电联动机制取消将促进沿海动力煤的进口 2019年9月26日,国务院常务会议决定,从明年1月1日起,取消煤电价格联动机制,将标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。会议决定,抓住当前燃煤发电市场化交易电量已占约50%、电价明显低于标杆上网电价的时机,对尚未实现市场化交易的电量,基准价按各地标杆上网电价确定,浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。 定价权:随着发电厂标杆上网电价的市场机制放开,电厂对煤价的变动更敏感,发电厂的议价能力相较于煤矿强,对价格有压制。 定价机制转变,对经营效益不高的火电厂的利润挤压严重,导致火电企业加速退出供电市场,清洁能源对火电企业的挤压趋势和速度更快,势必减少火力发电对动力煤的需求; 蒙华铁路开通导致中部发电企业相对沿海发电企业具有较强的成本优势,中东部发电产对沿海电厂的发电形成挤压,电价放开以后,沿海发电厂优势不在,发电规模会逐步萎缩,导致沿海高成本煤的需求下降,导致整体煤炭的成本重心下移。 在不考虑进口煤炭政策收紧的情形下,预计进口煤炭的增速会沿海地区的火力发电企业采购内地煤炭的成本相对较高,从而导致沿海的火力发电厂更多采购海外具备较高成本优势的进口动力煤。