深度好文 | 煤炭价值重估？

在能源安全超越能源转型成为全球共同关注的话题之时，煤炭——这个一度被人们唾弃的能源，被重新拉回公众的视野。煤炭的价值是否需要重新评估？又该如何平衡煤炭消耗量的增加与执行中的“双碳”目标之间的矛盾？

（来源：微信公众号“能源杂志”  作者：范珊珊 武魏楠）

俄乌冲突的爆发让“保障能源安全”超越“能源转型”成为了世界各国共同关注的焦点，中国亦不例外。在新的国际能源供需形势驱动下，从去年下半年至今，我国连续出台了一系列政策强调能源安全。而能源消费以煤为主是我国当前的基本国情，2021年煤炭消费量占一次能源消费总量的56%，毫无疑问，在中国提能源安全绕不开煤炭。

5月23日，李克强主持召开国务院常务会议决定，要保能源安全，落实地方煤炭产量责任，调整煤矿核增产能政策。再开工一批能源项目。而也就是此次召开会议的12天前，国务院常务会议提出要确保能源正常供应，决不允许出现拉闸限电。要优化政策、强化协调，安全有序释放先进煤炭产能。

而在一个月之前的4月20日，国务院常务会则强调煤炭作为主体能源的作用，提出要优化煤炭生产、项目建设等核准政策，落实地方稳产保供责任，充分释放先进产能。2022年将新增煤炭产能3亿吨。

中央层面如此频繁强调能源安全，尤其是煤炭的保供作用，近几年来极为少见。

为落实煤炭“保供稳价”，从国家到地方出台了一系列的政策。截至5月23日，国家发改委对于煤炭价格调控监管政策已发7篇解读，包括煤炭企业不得通过关联方大幅度提高煤炭价格、定义动力煤为销售给发电供热企业或热值低于6000千卡的煤炭、煤炭企业不得通过提高流通费用等方式变相大幅度提高煤价、煤炭中长期合同不得捆绑销售现货变相超出价格合理区间、各环节煤价均应在合理区间内等。

国家发改委新闻发言人孟玮17日在新闻发布会上表示，发改委再次聚焦保供稳价，强调以煤炭为“锚”做好能源保供稳价工作；密切监测煤炭市场价格变化，对超过合理区间的进行提醒约谈。

4月29日，国家发改委会同国务院国资委、国家能源局就煤炭中长期合同签订履约召开会议，要求煤炭生产企业严格按照不低于年度煤炭产量80%签订中长期合同，严格落实煤炭中长期交易价格政策要求，压实地方责任，推动应急保障合同补签到位。

关于新增煤炭产能3亿吨的来源，国家发改委3月18日在《关于成立工作专班推动煤炭增产增供有关工作的通知》（下称《通知》）中，要求主要产煤省区和中央企业全力挖潜扩能增供，年内释放煤炭产能3亿吨以上，其中1.5亿吨来自新投产煤矿，另外1.5亿吨增量则通过产能核增、停产煤矿复产等方式实现。

长久以来，煤炭一直是我国能源供给的“主力军”。在新能源快速发展的当下，煤电依然贡献了约六成的发电量。我国能源资源禀赋的特点是“富煤贫油少气”，石油、天然气资源有限，对外依存度相对较高，资源禀赋决定了煤炭在能源体系中的主体作用。

在国家发改委和国家能源局联合发布《“十四五”现代能源体系规划》中，明确提出进一步保障煤炭供需稳定和能源安全，提升煤炭储备能力，增强中国煤炭自主供给能力，在碳达峰碳中和总体要求下，煤炭行业将加速向绿色生产、绿色消费转型升级。值得思考的是，在“双碳“目标下，如何能在“控制总量”的同时“兜住底线”，保持一定规模的煤炭生产和消费？这是否会影响能源转型、实现“双碳“目标的进程？

新周期？

煤炭主体能源地位重提是否意味着煤炭又进入了新一轮的“黄金周期”？

众所周知，从2002-2011年，是煤炭行业快速发展的黄金十年，在“电找煤”那段时期，与电力企业连年亏损形成鲜明对比的，是煤炭企业赚得盆满钵满。“市场煤、计划电”的矛盾在彼时极为突出。

从2012年下半年开始，煤电行业产业格局发生了巨大变化。伴随着经济增速放缓、众多小型煤矿的无序扩张导致产能过剩以及低价进口煤的冲击，煤价延续下跌，煤炭企业生产经营困难，亏损面不断扩大。大部分煤炭企业的煤炭销售价格已逼近生产成本线，全行业九成以上企业亏损，部分煤炭企业停产。

也就是2012年下半年到2016年，市场供过于求，产能严重过剩，煤炭行业遭遇了黄金十年后的“寒冬”。据当时的数据，2015年6月，环渤海动力煤价格指数报收418元/吨，而在2011年10月，同样热值的动力煤价格为853元/吨。

2016年，政府开始出手化解煤炭过剩产能，在煤炭领域推出供给侧改革。2016年2月，国务院印发《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，明确从2016年起，用3至5年的时间，煤炭行业再退出产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右，并提出相应配套支持政策。推进供给侧结构性改革，扎实推进去产能，让煤炭行业逐步走出困境。

同年11月份，在国家政策的力推下，大型企业开始更多地签订煤炭长协合同。与以往不同的是，2016年开始的中长期合同有了明确的定价机制，确定5500大卡动力煤的基础价为535元/吨，在这个基础上参照市场的变化做相应的调整，还增加了一些履约监管和违约责任的相关内容。

在有关部门一系列针对煤炭行业保供应、稳价格的措施之下，煤价开始回稳，进入一个相对平稳发展时期。从2016年到2021年的5年间，煤炭行业的兼并重组加快，行业集中度进一步提高，煤炭生产向资源富集地区集中，大型现代化煤矿成为煤炭生产主体。

据CCTD中国煤炭网数据，今年2月下旬以来，全国煤炭日产量持续保持在1200万吨以上，陕西、内蒙古、山西日产保持在900万吨以上，晋陕蒙三省的产量占据了中国煤炭产量的75%以上，比2021年的占比72%水平更高。除了新疆外，大部分新增产能均位于晋陕蒙三省，而上述三省的煤炭企业也成为受益者。

除了产地集中外，煤炭企业的市场份额也走向集中。据煤炭工业协会数据，2021年，全国共有15家煤企产量在5000万吨以上，合计产量为24.6亿吨，占全国原煤产量的60.5%。其中，国家能源集团、中煤集团等6家煤炭企业2021年产量过亿，合计18.5亿吨，占全国原煤产量的45%，前十家原煤产量占比超过53%。2018年，原煤产量前十大企业合计市场份额为42.35%，在短短三年内前十家企业的原煤产量占比提高10%。

集中度再次提高的煤炭行业却在去年遭遇了新的挑战。虽然从2014年到2016年，中国煤炭消费连续三年下降，从2017年到2020年则处于涨幅很低的平台期。2022年俄乌冲突爆发后，动荡不安的能源市场中，煤炭资源再次成为全世界的争夺焦点，市场发生了出人意料的逆转。

供需失衡

去年上半年，煤电供应的稳定格局被激增的电力需求打破。受疫情、极端天气、能源绿色转型等因素影响，进口煤供应增量有限且高热值煤源紧缺，水电发电量不理想，全球经济复苏以及国内需求好于预期，导致煤炭供应紧张，煤价飙升。

2021年9月5500千卡的电煤价格飙升至1079元/吨，是2020年同期的1.9倍(2020年9月25日价格为563元/吨)，国内煤价的持续走高造成火电企业发电成本骤增，火电企业面临着“发电即亏损”的窘境，导致了全国电力供应紧张的问题。入夏以后，中国多个省份出现电力供应紧张局面，尤其以广东、浙江、江苏、湖南和云南等省，甚至一度被迫拉闸限电。

然而，2021年，中国依然成为煤炭使用量增幅最大的国家。根据国家统计局发布的数据， 2021年中国的煤炭消费量增长了4.6%，也是十年来最强劲的增长率。从主要耗煤行业来看，去年全国火电发电量同比增长8.9%，成为拉动煤炭消费增长的主要动力。事实上，中国早在2013年就已经达到了煤炭消费的峰值。当年煤炭消费总量达到42.4亿吨，并在2014至2016年实现了连续三年下降，虽然后续消费有所回升，但始终未回到2013年的水平，总体下降趋势没有改变。

如今，煤电矛盾再次成为了全社会焦点。从供给端，国务院做出紧急调整，增加煤炭供给。2021年7月底，内蒙古38处因用地手续不全而停产的露天煤矿已收到用地批复，正全部复产，涉及产能6670万吨/年。8月初，内蒙古、山西、陕西、宁夏、新疆等5省区让15座联合试运转到期处于停产状态的煤矿延期一年，增产增供，涉及产能4350万吨/年。

在煤价大幅上涨的背景下，2021年煤炭行业赚得盆满钵满。2021年全国规模以上煤炭企业实现利润总额7023.1亿元，同比增长212.7%。4343家规模以上煤炭企业营业收入32896.6亿元，同比增长58.3%。

因而，为了避免“拉闸限电”再次上演，围绕保供稳价，去年以来国家出台一系列政策。保证能源安全成为了首要任务，煤炭的兜底保障作用被多次提到。

特别是进入2022年，俄乌冲突的爆发，国际能源供应形势更加严峻复杂，石油、天然气价格不断攀升并屡创新高，全球油气供需的紧张以及价格的上涨，使得全球能源消费向煤炭倾斜。“去年欧洲的天然气电力短缺让欧洲、美国都开始全球大量的使用煤炭，欧洲去年燃煤发电量都是两位数的增长。今年以来欧洲又是大肆地在全球抢购煤炭，进口量也是两位数的快速增长。”信达证券研发中心总经理助理、能源开采首席分析师左前明分析道。

据中国煤炭经济研究会发布的1-2月煤炭经济形势分析，今年以来，煤炭主要出口国的产量以及出口量均出现不同程度下滑。年初，印尼政府更是发布禁止煤炭出口的禁令，澳大利亚、南非动力煤出口继续收紧，再加上东北亚地区需求继续增加，澳大利亚和南非煤价延续上升趋势。

受到内外能源供应形势的影响，煤炭成为了保证我国能源安全的不二选择。国家能源局局长章建华在日前公开发表的一篇文章中写道，“在供给侧，立足以煤为主的基本国情，发挥煤炭煤电对新能源发展的支撑调节和兜底保障作用。”

根据中国煤炭工业协会判断，2030年以前，我国煤炭消费将进入总量峰值平台期，并转入总量回落的历史变革期。预计“十四五”时期，煤炭在一次能源消费结构中的比重将持续下降，煤炭消费量将在40亿吨至42亿吨之间，煤炭市场总量、需求结构基本稳定。

也就是说，至少在未来十年内，煤炭消费一直还会处于高位，而从长远来看，要实现“双碳”目标，降低煤炭消费总量及消费过程中的碳排放强度是必然趋势，如何能担负好能源保供和绿色转型双重任务是摆在整个行业面前的一大挑战。

“双碳”VS煤炭

5月30日，能源资讯机构标普普氏报道披露，为应对国内用煤缺口，全球最大的煤炭生产商之一——国有印度煤炭公司将自2015年以后首度重启动力煤进口。在欧洲因俄乌冲突寻找俄罗斯以外替代煤源情况下，印度加大海外煤炭采购力度将加剧国际煤炭贸易的紧张程度。

印度的情况并非孤立。俄乌冲突之后，欧洲很快对俄罗斯采取了多轮制裁，4月7日，欧盟决定对俄罗斯实施新一轮制裁，内容包括对俄罗斯煤炭实行禁运。但这并不意味着欧洲就不再需要煤炭资源。反而因为天然气进口的减少，以德国为代表的的部分国家甚至还要恢复一批燃煤发电厂以保证电力的供给。这就要求欧洲从全球范围内采购更多的煤炭。

欧洲的煤炭买家开始从澳大利亚、印尼等煤炭出口国购买煤炭。供需失衡和物流成本的增加，煤价一路攀升冲击历史高点，5月20日，纽卡斯尔动力煤现货价达到436.07美元/吨(约2921元/吨)，令人叹为观止。

煤炭在全球范围内的反弹并不是俄乌冲突的直接结果，只是在此之后被放大了。根据国际能源署（IEA）数据显示，2021年，全球碳排放量和煤炭使用量均反弹，分别同比上升了6%和9%。

在能源安全受到威胁的时候，全球各国不约而同地选择了能源安全，而把“减碳”放在了相对次要的位置上。“中国也不会例外，只有在保障安全的前提之下才有可能去碳转型的问题。现在强调能源安全，更多的是因为之前几年我们在去产能、减碳等方面做的事情，有些过犹不及了。”一位国家级智库研究人员告诉《能源》杂志记者。

在2015年之前，持有“煤炭消费量进入下降周期”观点的人不在少数，其中也包括大量的煤炭行业内人士。对于煤炭消费达峰的恐惧，以及能源转型的压力，让煤炭企业扩大生产投资的欲望被大幅度压制了。

在强有力地执行去产能政策后，煤炭的供需失衡开始逐步修正。但在2020年，随着中国提出“2030年碳达峰、2060年碳中和”的目标，“运动式减碳”席卷而来，给煤炭供给又打上了沉重的一拳。到了2021年，就是我们熟知的能源供给和安全危机。

看起来无论是中国还是全球范围内，“双碳”和煤炭（亦或是其他化石能源）都是在目前情况下不可调和的“矛盾”：也即强调双碳，能源安全会出问题；需要能源安全的时候，煤炭等化石能源兜底，制造更多的碳排放。

从某种意义上来说，这也是一种波动的平衡。“从时间维度来看，煤炭的这一波即便算是某种意义的复兴，也只可能是短期行为。”上述研究人员说。

“不管怎么说，目前煤炭在中国的能源消费中都占据了超过一半的份额。如果能够把煤炭的清洁高效低碳利用做好，让煤炭消费更高效、更绿色、更低碳，实际上是最大的减碳，也更符合我国国情。”左前明说，“从近期的政策来看也是这样的，煤炭供给保障安全是相对偏短期政策，中央更长远的打算是加强煤炭的清洁高效利用。在这一方面去年以来也有相关财政等支持。”

过去我们经历了煤炭市场的周期性变化，未来我们可能要面临着双碳目标带来的能源市场周期性变化。这不再仅仅只是价格、供需的影响，而是市场与政策的双重作用。“煤炭的市场化程度很高，但同时也是受到政府强管制的市场。在双碳目标的执行上，政府更是会始终保持强有力的调控手段。”上述智库研究员说，“行政减碳的力度可能会大于市场减碳，现在因为保供而维持了煤炭生产的山西、内蒙等省份在未来还是会承受较大的减碳压力。”

目前来看，这种波动太过于激烈而且对经济和社会发展都造成了很多负面的影响。无论是我们在去年遭遇的拉闸限电，还是欧美国家面临的能源价格暴涨、供给不稳定，都是政府与社会不愿意在减碳过程中看到的。这冥冥之中似乎又是“能源不可能三角”在发挥着作用。

寻找平衡点

在本轮能源危机之前，欧洲被视为能源转型的优等生，很大程度上是因为它们在“价格、安全、环保”三个不可能三角之间找到了一个平衡点。根据欧洲之前的能源转型计划，天然气将会是能源转型过程中从高碳转向零碳的重要过渡。

但是现在欧洲败给了能源安全供给的问题，这对于中国来说意味着天然气的过渡作用也必须建立在安全稳定的基础之上。但是考虑到目前国内天然气对外依存度突破50%可能只是时间问题，“依赖”天然气实现能源转型过渡并不是一个大概率的可选项。

正如前文所述，“减碳”与“减煤”并不是画等号的。只要能保证煤炭消耗之后的排放没有二氧化碳，那么即便是100%煤炭消费也是可以实现碳中和目标的。

这当然只是一种极端的假设，实际情况是煤炭的清洁高效利用是煤炭给中国能源安全兜底的底线。2022年中央经济工作会议就强调了“要立足以煤为主的基本国情，抓好煤炭清洁高效利用，增加新能源消纳能力，推动煤炭和新能源优化组合。”清洁高效利用的煤炭，地位并不比新能源更低。

中国的能源结构基本面有一个共识：煤炭在未来10年左右都会是最高比例的单一能源。如果能够对于主体能源煤炭实现更“低碳”的运用，那么即便是煤炭消费量的增加也并不一定带来碳排放的同等规模增加。甚至客观地来看，有可能实现减碳的目的。

当然，物质不灭是宇宙恒定的定律。煤炭再增清洁利用也会有碳元素的排放。CCUS技术高昂的成本注定了煤炭消费量必须要逐步下降。

但是谁来代替煤炭呢？

在中国面对“能源不可能三角”难题中，煤炭占据了“低廉”和“安全”两点。想要找到一个完全复制煤炭作用的能源类型在目前来看（甚至更长的时间维度下）都是一个不太可能完成的任务。那也就是说我们必须放弃低廉和安全中的一个。在经历了2021年之后，低廉几乎是100%会被放弃的一个选项。

这不算是一个意外的结果。在2021年发改委1439号文发布之后，全社会对于电价上涨的预期就已经拉满。而且这还是在煤电依旧是主力电源情况下的上涨。假设技术条件不变，那么随着煤炭的退出，电力系统成本的进一步上升，电价有可能会更进一步。

这当然不是我们愿意看到的结果。但是目前来看，可再生能源发电成本的大规模下降也只是在发电环节相对于化石能源有了竞争力，可是从整个电力系统的角度来看，可再生能源的大规模接入还是提高了发电成本。

欧洲用大规模的气电来平衡低碳与价格。即便是不考虑欧洲目前的困境，我们也没有使用大规模气电的条件。其他的诸如抽水蓄能、电化学储能尽管有了商业价值，但对于电力系统成本降低没有太多的帮助。至于氢能，短期内更不在考虑范围内。

以目前的技术条件这可能是一个无法解决的死局。但技术的进步永远是那么不可预测。就像风电光伏在20年前基本只是科幻小说和电影中才会大规模存在。至少我们现在有了更多的选择和可能的技术路线。

摆脱煤炭毫无疑问是一个长期命题。在过去的20年里，我们用高碳、低廉支撑了经济的飞速发展。未来经济依然要发展，但我们却不能够再拥有高碳。找到一个“价格、安全、环保”的平衡点，我们需要等待技术的革命。