解析煤炭市场 总体平衡相对偏紧

       我国煤炭市场将保持总体平衡、相对偏紧的状况
      ■解居臣　张磊
　　煤炭在中国一次能源消费结构中一直占据很大比重，特别是随着近几年中国经济的快速发展，对能源消费需求也越来越大，国内煤炭供需格局和市场均发生了较大变化，而占煤炭消费量超过一半的中国电煤市场表现异常活跃。下面，笔者就中国当前电力生产建设、电煤供需格局及煤炭市场有关情况作一些分析。

　　电力生产及电煤供需失衡
１．电力生产及建设情况。今年以来，在国家宏观调控政策积极作用影响下,中国的电力生产保持了稳定持续的增长，１～７月份完成发电量１９８９２．９亿千瓦时。同比增长１３．２８％。受经济增长放缓、需求减弱、电煤供应紧张、严重自然灾害等因素影响，全国统调电厂二季度以来的发电量增速出现回落，特别是６月、７月两个月的增速回落更为明显，分别完成发电量２８９５亿千瓦时和３２３９亿千瓦时，同比分别增长１０．１％和９．４３％。

　　中电联统计数据显示：１～７月全国规模以上电厂累计发电量２００６３．８亿千瓦时，比去年同期增长１１．８％，增速比去年同期低了４．６个百分点。
　　发电生产结构继续呈现优化改善的格局，由于发电量增速放缓，全国电力设备平均利用小时继续下降。１～７月累计平均利用小时２８１６小时，比去年同期下降８０小时，其中，火电设备平均利用小时２９９２小时，比去年同期下降１０２小时。
　　１～７月份，电源建设完成投资１５９９亿元，新增装机４１１２万千万，比同期少６１８万千瓦，其中，火电新增装机３０９０万千万，比去年同期少９００万千瓦。２００８年７月底，全国装机容量达到７．５亿千瓦。

　　２．电煤供需情况。首先是煤炭生产、运输及销售。１～７月份，全国原煤产量累计完成１５．１５亿吨，同比增加１．５５亿吨，增长１１．４％，其中，国有重点原煤产量完成７．８１亿吨，同比增加０．８９亿吨，增长１２．９％。截至到７月末国有重点、国有地方和乡镇三大产煤省原煤产量占全国总产量的比重分别为５１．６％、１２．９％、３５．５％。１～７月，全国铁路煤炭运量累计完成７．９２亿吨，同比增加８６００万吨，增长１２．２％。１～７月，国有重点煤矿累计销售煤炭７．９７亿吨，同比增加９３００万吨，增幅１３．２％，其中，供电力３．４亿吨，同比增加７１００万吨，增幅２６．４％。
　　其次是电煤供需。据中电联统计，２００８年１～７月份，全国发电和供热生产耗用原煤８．６９亿吨，同比增长１０．４４％，其中，直供电网供煤总量为４．０８亿吨，耗煤总量达４．１１亿吨，同比增加６１６４万吨，增长１７．０７％，７月底库存为１９６２万吨，比去年同期低８４９万吨，可用天数为１０天，处于较低水平。
　　今年年初，由于资源、价格、冰灾等多重因素共同影响，直供电网煤炭库存急剧下降，１月２６日，直供电煤库存降至历史最低的１６５０万吨，经国家组织突击抢运，２月份电煤供应紧张局面得到有效缓解，月底回升到今年最高值２８００万吨，３月份后，电煤供应量起伏较大，直供电煤库存呈现逐日下滑趋势，尤其５月份后因价格、资源等因素的共同作用，部分地区、部分时段不同程度出现了供需失衡情况，库存下降较快，７月起再次下降至２０００万吨以下，部分地区因电煤紧张，已出现持续限电且范围和程度均呈加大趋势，山西、山东、辽宁、河南、陕西等省都出现较大电力缺口，国家电网公司系统日最大限电负荷超过１４００万千万。

　　３．电煤供需格局的特点。当前电煤供应中出现需求旺盛、资源紧张、运力不足、价格飞涨等情况，已呈现出明显的卖方市场特点。首先是随着国家对煤矿安全生产整顿治理工作力度的加大，国有重点煤矿在煤炭供应中的主导地位日显突出，与国有地方、乡镇煤矿相比，其产量、增量均占首位，我国煤炭产量结构和可供煤炭资源结构已在发生变化，煤炭生产规模化和集中度进一步加强，年产１０００万吨以上的大型煤炭企业达到３５个已占到２００７年总产量的４４％，原五省传统产煤区原煤生产保持稳定，但增速减缓，而神华、中煤、蒙西等地区煤产量增势迅猛，成为新的原煤产量增长点，如中央煤企神华、中煤上半年产量达２２７３６万吨，同比增长１６．５％，高出全国５个百分点。其次是煤炭产量稳定增长，但增幅低于ＧＤＰ和发电量的增幅，也低于煤炭产能的增长。受清理整顿的影响，一些地方和乡镇煤矿至今未能全部复产，部分小煤矿进入资源整合施工改造阶段，各地加大煤矿安全整治力度，严格火工品供应监管等致使一部分产能未得到有效发挥，出现资源性的供给不足，煤炭企业掌控市场的能力加大，其举措决定着煤炭市场的走势。最后是由于供需失衡，导致动力煤价格出现持续快速单边上扬态势，电煤用户失去话语权，处于明显的市场地位不对等状态，由于重点合同不足，电力企业被动接受了市场煤价的高涨，市场动力煤的供求进一步“失控”，也促进了市场煤交易价格的上扬。

　　电煤供应问题突出
　　今年上半年煤炭资源、运力同时紧缺，煤价大幅上涨、电煤供应链脆弱，已形成对电力安全稳定供应的隐患。主要表现在以下几方面：
　　１．需求增长旺盛，煤炭生产不能适应市场需求。受煤炭需求的高增长拉动及煤炭增速相对较低的影响，煤炭资源总体供不应求。近几年，我国经济快速发展，主要耗煤行业生产增长速度较快，电力、钢铁、有色、建材的用煤量占煤炭消耗总量的８０％以上，这些行业近两年产量增幅都在１４％以上，而２００５～２００７年煤炭产量增幅分别为７．８７％、８．１％，８．２％远低于我国ＧＤＰ和工业生产的增长幅度。
　　２．电煤质量下降、影响电力企业的生产和经营。近几年与煤炭供应全面紧张相比，优质煤资源更为短缺供应更为紧张，电煤质量普遍下降。电力企业受市场影响供煤渠道增多，尤其是在供应紧张情况下往往是饥不择食，煤炭煤质低下，以次充好现象增多。据统计２００７年全国煤炭平均发热量为１９兆焦约折４５４４大卡，比２００３年下降了约４００大卡。煤质下降一方面引起发电设备的事故频发，另一方面加大了燃料的消耗量，加剧了供应的紧张程度，同时增加了发电燃料成本。
　　３．电煤价格无序上涨加剧了电煤供应紧张。２００５年电煤开始了市场化改革，在紧缺的市场环境下价格完全放开，而电价完全由国家控制，同一产业链上“市场煤、计划电”不协调的机制引发了连续数年的煤电矛盾。煤炭企业在市场机制下追求利益最大化，而发电企业既要承担煤电价格倒挂的经营压力，又要承担保发电的社会责任。在供需失衡、煤价连续攀升的情况下，电力企业承受着巨大的压力。

　　据统计２００７年电煤车板价格平均上涨２５．０８元／吨，涨幅达８．９６％。今年以来电煤更是连续出现大范围的急剧上涨情况，１月至５月天然煤综合到厂价上涨５５．６元／吨增长１８％，而进入６月、７月两个月动力煤市场价又连创新高，秦皇岛港为例６月１９日电煤平仓价８８０元／吨上涨２００多元，到７月中旬平仓价又上涨１７０元，达１０５０元／吨，已超过煤炭出口平仓价格。因电煤价格高涨，７家国有发电企业营业成本同比上升３９．３％，远高于营业收入１４．２％的增长，出现整体亏损。
　　针对煤价的无序上涨，国家两次对动力煤市场价实行了限价，但由于煤炭供应紧张的局面短时间内不能有效缓解，一段时间内发电企业互相争抢资源，互抬价格，煤炭企业垄断资源，攀比涨价的市场特征不会根本改变，煤价仍将在高位运行。

　　４．运力仍是电煤供应紧张的重要因素。近年以来，铁路系统挖潜改造，运能大幅提高，尤其是大秦线、候月线和朔黄铁路的建设大大缓解了西煤东运和沿海经济发达地区用煤的压力，促进了煤炭市场紧张局面的缓解。２００７年煤炭运量增长了８．９７％，电煤运输增长１０．３％。今年上半年又出现了持续增长，煤炭运量同比增长１３．０３％，电煤运量更是增长了２５．７％，但由于长期形成的地域运输瓶颈和受天气灾害等因素影响，运力紧张问题仍影响着部分地区的电煤供应。如京津唐地区，在６月、７月份迎峰度夏期间出现了供应紧张，库存一直下降到７０万吨不足５天的耗用量，在铁道部门的大力抢运下才得以缓解并恢复到１４天的耗用量。今年，我国中南部地区的冰冻雪灾期间运输受阻，电煤供应告急，也是经过突击抢运才得以缓解。由此可见运能运力的短缺程度。由于今年的来水较好，水电超发，一向受运输影响较大的华中地区电煤库存较高，电力供应稳定但每年的冬春季节和枯水年份，华中的电煤供应是全国最为紧张的地区，其最大的制约因素仍然是北煤南运的不足。　　

      ５．国家对煤炭资源的控制力减弱。煤炭市场的放开一方面促进了煤炭这一基础性生产资料的优化配置和产量的持续增长，但另一方面也助长了价格的无序上涨和粗放式开发的逐利行为，在这一过程中国家的调控能力减弱，政府缺乏对资源配置的统一管理，在紧缺的市场环境下放松了对市场的监管，煤炭价格一度失控，同时在国家加大对煤矿安全整治力度的情况下，地方、乡镇等小煤矿产量对国家的能源供应格局变化产生较大的不确定性。这些都对电煤供应的环境、条件和结果产生影响。
　　６．国际煤炭市场的影响。受国际市场煤炭价格持续升高的影响，我国煤炭进出口出现同２００７年完全相反的现象，今年上半年煤炭进口２１５５万吨同比下降２０．４％；而出口煤炭２５４９万吨，同比增长１０．２％，一升一降减少了国内的煤炭供应总量。

　　电煤供应状况有所好转
　　１．今年后几个月供需情况预测。今年１～８月份电力生产出现了增速放缓的迹象，同时直供电煤库存出现了增加的趋势，８月２０日电煤库存上升到２３９５万吨可用１２天。下半年在资源价格和运力等因素的共同作用下，后四个月的电力生产和电煤供应虽然仍维持总体偏紧的状态，但在国家相继出台电煤限价和两次调整电力价格等措施后电煤供应有望出现一个相对平稳的过渡期。笔者认为，电煤市场的改善面临几个有利因素：首先是我国经济增长速度出现放缓迹象。今年１～７月我国经济增长速度正在放缓，主要体现在固定资产投资同比增长２６．８％，扣除价格因素增速实际回落７．８个百分点。工业增加值同比增长１６．１％，增速回落２．４个百分点，由于国民经济中消耗能源较多的行业增速回落，对电力生产增速和电煤需求也会产生一定的影响。其次是我国实行的节能降耗措施，正在逐步发挥作用。“十一五”规划将提高资源利用效率，列为仅次于国内生产总值的第二大发展目标，提出单位能耗比“十五”规划期末降低２０％左右。强调要强化节约和高效利用的政策导向，坚持节约优先、构筑稳定、经济、清洁的能源供应体系。鼓励煤电联营，以大型高效机组为重点优化发展煤电，有序开发水电，积极发展核电，加强电网建设，扩大西电东送规模。
　　目前，我国的电源结构，正在发生变化，一是大型高效的超临界、超超临界火电机组大批投入运行。二是水电建设加快，三峡电站已有２４台机组投产，发电能力达到１６９０万千瓦，龙滩、小湾、瀑布沟、拉西瓦等一批大型水电站相继开工。三是核电加快发展，田湾两台核电机组投产，装机已达８８５万千瓦，红沿河项目开始启动，一些核电项目选点正在进行。四是风电取得突破性发展，装机容量已达５７８．５万千瓦。

　　节能减排初见成效，２００７年关停小火电１４３８万千瓦，今年上半年再关停，全国供电煤耗在２００７年降低１０克的基础上今年１～７月份又下降８克／千瓦时。
　　以上这些措施的实施正在逐步发挥作用，并相应减少电煤消费总体水平。
　　电网建设加快，全国５００千伏的输电线路网架已形成，西北７５０千伏线路已投入运行。第一条特高压示范工程正在紧张施工，年底即将投入运行。２００７年山西、内蒙古等煤电基地所发电力通过５００千瓦主网输送到京津塘电网。配置能力达到２１００万千瓦，“西电东送”主通道电力潮流超过１５４０千瓦。变输煤为输电，缓解铁路运力紧张的设想正在逐步变为现实。
　　国家加大了调控力度相继出台煤价限价，电价调整的措施。据了解，国家两次对动力煤价进行最高限价，在一定程度上抑制了电煤价格的无序上涨。其作用正在逐步显现。

　　在７月１日上调销售电价２．５分／千瓦时的基础上，８月２０日又将上网电价上调２分／千瓦时，两次电价上调缓解了发电企业的经营压力，增加了电力企业适应煤炭市场变化的能力，这些对电煤供应的稳定也会产生积极的促进作用。
　　国家８月２０日调整了煤炭进出口税率，其目的在抑制煤炭出口的增长，增加国内的供给，焦炭出口税率由２５％上调到４０％；出口烟煤暂定关税率为１０％，税率调整后有望将煤炭出口量控制在２００７年的水平上，稳定并增加国内市场的煤炭资源。
　　综合以上分析可以看出，目前，全国煤炭生产和电煤供应紧张状况有所好转。受部分地区工业增速较快，部分小煤矿处于停产半停产状态，部分新建电厂的资源、运力不配套等影响，保障电煤供应、电网运行的压力依然较大。为此，国家有关部门采取了一系列行政和经济措施，多管齐下保障能源供应，随着国家一系列宏观调控措施的进一步落实，随着深层次矛盾的逐步理顺，今年的煤电生产和供给完全能保障国民经济的平稳进行。

　　２．“十一五”后两年电力生产及电煤供需预测。“十一五”是我国经济和电力工业的平稳快速发展期２００７年投产新机１０００９万千瓦，装机容量达７．１３２９亿千瓦，其中火电５５４４２万千瓦，水电１４５２６万千瓦，核电８８５万千瓦，风电４０３万千瓦。２００８年安排电源投资３０００亿元，新增装机在９０００万千瓦，安排关停小机组１３００万千瓦，预计２００８年底装机总容量达７．９亿千瓦～８亿千瓦。２０１０年装机规模达９亿千瓦。我国目前电力消费弹性系数在１．４左右，预计２００８年以后有所下降，并在一定时期内徘徊在１．２左右。今年从发电生产能力分析，电力供需处于总体平衡，部分区域电网局部偏紧的状态。但受一次能源和运力的约束，各区域存在一定的差异，如果电煤供应得不到满足，华北、华中等省仍会采取需求侧管理措施引导社会用电。
　　据预测，２０２０年我国发电量将达到５．６万亿千瓦时以上，发电装机容量将达到１３．６亿千瓦。２００８～２０２０年的１２年间，全国将新增发电装机容量５亿千瓦，年均增加４６６０万千瓦，相当于２００５～２００８年平均年增加量的一半，而火电装机依然占到全国装机容量的７５％左右。

　　据电力燃料协会有关预测，“十一五”期间电煤耗用量年均增幅１２．０７％。以２００５年全国电煤耗用量１０．６亿吨为基数，预计“十一五”末全国电煤需求总量达到１６．２９亿吨（表２）。
　　３．“十一五”期间煤炭生产分析预测。随着我国经济进入结构优化和产品升级阶段，国民经济发展速度趋于平衡增长，经济结构、产业结构和能源生产消费结构调整将进一步加快，国内能源总需求持续增加，煤炭消费需求呈增长趋势。
　　我国是世界最大的煤炭生产与消费国。随着石油、天然气资源的日渐短缺和洁净煤技术的进一步发展，煤炭在能源中的重要性和地位还会提升，以煤炭为主的我国能源结构在相当长一段时间内不会改变。
　　我国煤炭在全国一次性能源生产中的比例长期占７０％以上，消费比例也接近７０％。在探明资源５．５７万亿吨中预测资源量为４．５５万亿吨，煤炭资源保有量为１．０２８万亿吨，在已发现的煤炭资源中已查明的资源量为７２４１亿吨，找煤资源为３１０４亿吨，可供开采１００年以上。其中新、蒙、晋、陕、宁占７６．４％。

　　根据国家能源发展战略，“十一五”期间煤炭行业将打破地域、行业和所有制界限，尽快形成１３个亿吨级大型煤炭基地和企业集团，产量占全国煤炭总产量的６０％左右，形成调入区、平衡区和调出区的煤炭资源开发总体格局。调入区包括东北、京津冀、华东和中南４个地区，是我国经济发达地区，煤炭消费的重心，煤炭资源较少，煤炭调入量大，必须稳定其生产规模，延长稳产年限。调出区包括山西、陕西和蒙西３个地区（三西地区），煤炭资源丰富，赋存条件好，适宜建设大型现代化煤矿，“十一五”期间煤炭产能增量的７０％以上要依靠三西地区。而平衡区包括西南和新、甘、宁、青等地区，煤炭生产主要以满足本区需要为主，适当补给东部地区。
　　“十一五”期间煤炭产能将适度增长。截至到２００７年底煤炭在建项目１５６３个，总规模为６．５３亿吨～７亿吨，规划新开工煤矿建设规模约３亿吨，主要集中晋北、晋东、蒙东（东北）、陕北、神东、两淮和云贵等大型煤炭基地。预计到２０１０年，全国煤炭生产能力将达到３１亿吨，而大型煤炭集团将承担６０％～７０％的产出责任。分析判断：“十一五”及２０２０年之前，随着我国经济发展态势及能源结构的调整，我国煤炭市场将保持“总体平衡、相对偏紧的状况”。

　　新形势下保证电煤稳定供应
　　由于我国电力发展，尤其是燃煤火电站建设发展还有很长的路要走，发电用煤在可预见的将来呈连续上升态势，据预测，到２０２０年我国火力发电煤炭消耗将达到２０亿吨。如何保证如此大量的电煤稳定、有序供应是摆在我们面前和将来重大而艰巨的任务。需要认真贯彻落实国家“十一五”期间能源政策，坚持科学发展观，围绕建设资源节约型、环境友好型社会，研究探索电力燃料供应的新途径、新方法。　
　１．以“十一五”发展规划建议为指导，积极促进电煤供应的优化和持续稳定。首先要依据“十一五”电力生产建设发展规划和结构调整，分析预测电煤需求，根据煤炭资源结构变化趋势，优化配置新、老机组发电用煤资源结构，稳定供应主渠道。其次应根据煤炭资源及需求地区性、结构性特点，优化电煤铁路、港航运输流向，做到长短互补、进出有序、货畅其流。最后是多环节、大批量的电煤供应，订货衔接工作必不可少。

　　２．积极促进国内、国际两个煤炭市场的互补，增加电煤有效供应，缓解供需压力。首先要加强与国家综合部门、各地方政府以及煤炭企业间的沟通与联系，努力营造良好的外部环境，促进煤电运的有效衔接和平衡。其次是尽快疏导煤电价格矛盾。在现有体制机制下，煤电价格矛盾是当前我国最突出的价格矛盾，因此建议，在宏观经济形势尤其是物价趋于稳定后，要解决长期积累的煤电价格矛盾，建立煤电价格形成机制，把煤电价格矛盾的解决放在首要位置。在解决煤电价格矛盾时，既要确立煤价和电价合理的市场关系，也要对电价、煤价的形成机制进行改革。在按照社会平均成本核算的前提下，制定煤炭和电力合理的比价关系。要形成规范的煤电联动机制，对电价实行有效的价格监管和适时调整。在不能实行煤电联动的情况下，政府应行使价格干预权，对电煤价格过快上涨实施价格干预措施。
　　３．提高煤炭产业集中度，加强国家对煤炭资源的调控力度。加快大型煤炭基地建设，煤炭行业向技术水平高、安全设施良好、环保措施配套、高产能方向发展，以提高煤炭生产的集中度，发挥国有大型煤炭企业技术、装备、管理和人才优势，支持国有大矿兼并改造小煤矿，提高国家对煤炭资源的控制能力，增加煤炭供应的保障度。

　　４．培育和发展我国煤炭市场体系。为了加快我国煤炭市场体系建设的改革步伐，要进一步理顺我国煤炭购运销诸环节的关系，需要全面、准确地把握我国煤炭产运销各环节的现状、问题及可能的解决方案。
　　根据国际国内煤炭交易活动的分析，结合我国特有的煤炭产供销现状，笔者认为，我国煤炭市场发展的基本原则应当是：尊重市场，政府调控；统筹规划，循序渐进；企业主导，自主交易；政策支持，配套发展。
　　我国煤炭市场建设的战略目标应当是在开放、竞争、统一与有效监管的体制环境下，以形成充分的煤炭市场为出发点，通过对市场主体的再造、市场体系的建立及统一与完善、市场价格机制的改革、市场秩序的规范与监管、市场行为的规制与引导等措施，建立以主要煤炭生产企业和电力企业集团直接谈判定价、中长期合同为主导，建立分品种、分区域、有层次、相互竞争的、有形市场和虚拟市场并存的现代煤炭市场体系，为市场配置资源和定价、安全经济供应煤炭提供保障，为构筑未来我国统一能源市场打下基础。实现这个目标要分两步走。

　　第一阶段（预计２０１０年之前），即运能短缺和煤炭资源品种不能充分满足需求阶段。突出以下几点：一是调整煤炭生产和销售结构，扩大生产，增加供给，改善煤炭供需关系，满足国民经济快速增长对煤炭的需求。二是通过有效的市场监管和宏观调控，防止煤炭市场垄断势力的强化，同时确保煤炭价格和煤炭市场不会发生大的波动从而引起一连串的经济与社会问题。三是在政府宏观调控指导下，组织好全国调出调入省份的产运需衔接活动和本省区内的产运需衔接会，发挥行业牵头单位的协调引导作用，突出骨干电力企业集团和煤炭生产企业的主体地位。四是以市场导向为主，政府协助为辅，有序建立区域性和集散地、港口的煤炭交易所，为不同层次的煤炭生产企业和用户提供交易平台。五是在有限的运力基础上，尽量引入竞争机制使煤炭产、运、需按市场化方式衔接。

　　第二阶段（预计２０１０年后，１０年左右），即运能相对能满足市场要求，煤炭生产、需求和运输部门向市场化方向改革基本完成阶段。这一时期，全国主要骨干煤炭生产企业和各大电力集团企业主导煤炭市场经济活动和经济利益的格局基本形成，煤炭资源和运力按供需双方选择完全进行市场化优化配置，煤炭供应能保障我国煤炭需求，我国煤炭市场在国际煤炭市场上有相应地位，煤炭柜台市场和期货市场投入运营。电煤供应中，直接和中长期合同供应量占６０％～７０％；贸易量２５％～３５％；柜台市场和期货市场实物交割量占２％～５％，我国建立综合煤炭市场体系的目标初步实现。
　　在全国煤炭市场体系建设中，应发挥政府的监管和调控作用，主导制定实施方案，有关行业组织联合制定交易规则，同时积极扶持和构建跨行业的协调服务机构和配套服务机制，形成完善的交易体系。