我國煤炭市場將保持總體平衡、相對偏緊的狀況
■解居臣 張磊
煤炭在中國一次能源消費結構中一直占據很大比重，特別是隨著近幾年中國經濟的快速發展，對能源消費需求也越來越大，國內煤炭供需格局和市場均發生了較大變化，而占煤炭消費量超過一半的中國電煤市場表現異常活躍。下面，筆者就中國當前電力生產建設、電煤供需格局及煤炭市場有關情況作一些分析。
電力生產及電煤供需失衡
１．電力生產及建設情況。今年以來，在國家宏觀調控政策積極作用影響下,中國的電力生產保持了穩定持續的增長，１～７月份完成發電量１９８９２．９億千瓦時。同比增長１３．２８％。受經濟增長放緩、需求減弱、電煤供應緊張、嚴重自然災害等因素影響，全國統調電廠二季度以來的發電量增速出現回落，特別是６月、７月兩個月的增速回落更為明顯，分別完成發電量２８９５億千瓦時和３２３９億千瓦時，同比分別增長１０．１％和９．４３％。
中電聯統計數據顯示：１～７月全國規模以上電廠累計發電量２００６３．８億千瓦時，比去年同期增長１１．８％，增速比去年同期低了４．６個百分點。
發電生產結構繼續呈現優化改善的格局，由于發電量增速放緩，全國電力設備平均利用小時繼續下降。１～７月累計平均利用小時２８１６小時，比去年同期下降８０小時，其中，火電設備平均利用小時２９９２小時，比去年同期下降１０２小時。
１～７月份，電源建設完成投資１５９９億元，新增裝機４１１２萬千萬，比同期少６１８萬千瓦，其中，火電新增裝機３０９０萬千萬，比去年同期少９００萬千瓦。２００８年７月底，全國裝機容量達到７．５億千瓦。
２．電煤供需情況。首先是煤炭生產、運輸及銷售。１～７月份，全國原煤產量累計完成１５．１５億噸，同比增加１．５５億噸，增長１１．４％，其中，國有重點原煤產量完成７．８１億噸，同比增加０．８９億噸，增長１２．９％。截至到７月末國有重點、國有地方和鄉鎮三大產煤省原煤產量占全國總產量的比重分別為５１．６％、１２．９％、３５．５％。１～７月，全國鐵路煤炭運量累計完成７．９２億噸，同比增加８６００萬噸，增長１２．２％。１～７月，國有重點煤礦累計銷售煤炭７．９７億噸，同比增加９３００萬噸，增幅１３．２％，其中，供電力３．４億噸，同比增加７１００萬噸，增幅２６．４％。
其次是電煤供需。據中電聯統計，２００８年１～７月份，全國發電和供熱生產耗用原煤８．６９億噸，同比增長１０．４４％，其中，直供電網供煤總量為４．０８億噸，耗煤總量達４．１１億噸，同比增加６１６４萬噸，增長１７．０７％，７月底庫存為１９６２萬噸，比去年同期低８４９萬噸，可用天數為１０天，處于較低水平。
今年年初，由于資源、價格、冰災等多重因素共同影響，直供電網煤炭庫存急劇下降，１月２６日，直供電煤庫存降至歷史最低的１６５０萬噸，經國家組織突擊搶運，２月份電煤供應緊張局面得到有效緩解，月底回升到今年最高值２８００萬噸，３月份后，電煤供應量起伏較大，直供電煤庫存呈現逐日下滑趨勢，尤其５月份后因價格、資源等因素的共同作用，部分地區、部分時段不同程度出現了供需失衡情況，庫存下降較快，７月起再次下降至２０００萬噸以下，部分地區因電煤緊張，已出現持續限電且范圍和程度均呈加大趨勢，山西、山東、遼寧、河南、陜西等省都出現較大電力缺口，國家電網公司系統日最大限電負荷超過１４００萬千萬。
３．電煤供需格局的特點。當前電煤供應中出現需求旺盛、資源緊張、運力不足、價格飛漲等情況，已呈現出明顯的賣方市場特點。首先是隨著國家對煤礦安全生產整頓治理工作力度的加大，國有重點煤礦在煤炭供應中的主導地位日顯突出，與國有地方、鄉鎮煤礦相比，其產量、增量均占首位，我國煤炭產量結構和可供煤炭資源結構已在發生變化，煤炭生產規模化和集中度進一步加強，年產１０００萬噸以上的大型煤炭企業達到３５個已占到２００７年總產量的４４％，原五省傳統產煤區原煤生產保持穩定，但增速減緩，而神華、中煤、蒙西等地區煤產量增勢迅猛，成為新的原煤產量增長點，如中央煤企神華、中煤上半年產量達２２７３６萬噸，同比增長１６．５％，高出全國５個百分點。其次是煤炭產量穩定增長，但增幅低于ＧＤＰ和發電量的增幅，也低于煤炭產能的增長。受清理整頓的影響，一些地方和鄉鎮煤礦至今未能全部復產，部分小煤礦進入資源整合施工改造階段，各地加大煤礦安全整治力度，嚴格火工品供應監管等致使一部分產能未得到有效發揮，出現資源性的供給不足，煤炭企業掌控市場的能力加大，其舉措決定著煤炭市場的走勢。最后是由于供需失衡，導致動力煤價格出現持續快速單邊上揚態勢，電煤用戶失去話語權，處于明顯的市場地位不對等狀態，由于重點合同不足，電力企業被動接受了市場煤價的高漲，市場動力煤的供求進一步“失控”，也促進了市場煤交易價格的上揚。
電煤供應問題突出
今年上半年煤炭資源、運力同時緊缺，煤價大幅上漲、電煤供應鏈脆弱，已形成對電力安全穩定供應的隱患。主要表現在以下幾方面：
１．需求增長旺盛，煤炭生產不能適應市場需求。受煤炭需求的高增長拉動及煤炭增速相對較低的影響，煤炭資源總體供不應求。近幾年，我國經濟快速發展，主要耗煤行業生產增長速度較快，電力、鋼鐵、有色、建材的用煤量占煤炭消耗總量的８０％以上，這些行業近兩年產量增幅都在１４％以上，而２００５～２００７年煤炭產量增幅分別為７．８７％、８．１％，８．２％遠低于我國ＧＤＰ和工業生產的增長幅度。
２．電煤質量下降、影響電力企業的生產和經營。近幾年與煤炭供應全面緊張相比，優質煤資源更為短缺供應更為緊張，電煤質量普遍下降。電力企業受市場影響供煤渠道增多，尤其是在供應緊張情況下往往是饑不擇食，煤炭煤質低下，以次充好現象增多。據統計２００７年全國煤炭平均發熱量為１９兆焦約折４５４４大卡，比２００３年下降了約４００大卡。煤質下降一方面引起發電設備的事故頻發，另一方面加大了燃料的消耗量，加劇了供應的緊張程度，同時增加了發電燃料成本。
３．電煤價格無序上漲加劇了電煤供應緊張。２００５年電煤開始了市場化改革，在緊缺的市場環境下價格完全放開，而電價完全由國家控制，同一產業鏈上“市場煤、計劃電”不協調的機制引發了連續數年的煤電矛盾。煤炭企業在市場機制下追求利益最大化，而發電企業既要承擔煤電價格倒掛的經營壓力，又要承擔保發電的社會責任。在供需失衡、煤價連續攀升的情況下，電力企業承受著巨大的壓力。
據統計２００７年電煤車板價格平均上漲２５．０８元／噸，漲幅達８．９６％。今年以來電煤更是連續出現大范圍的急劇上漲情況，１月至５月天然煤綜合到廠價上漲５５．６元／噸增長１８％，而進入６月、７月兩個月動力煤市場價又連創新高，秦皇島港為例６月１９日電煤平倉價８８０元／噸上漲２００多元，到７月中旬平倉價又上漲１７０元，達１０５０元／噸，已超過煤炭出口平倉價格。因電煤價格高漲，７家國有發電企業營業成本同比上升３９．３％，遠高于營業收入１４．２％的增長，出現整體虧損。
針對煤價的無序上漲，國家兩次對動力煤市場價實行了限價，但由于煤炭供應緊張的局面短時間內不能有效緩解，一段時間內發電企業互相爭搶資源，互抬價格，煤炭企業壟斷資源，攀比漲價的市場特征不會根本改變，煤價仍將在高位運行。
４．運力仍是電煤供應緊張的重要因素。近年以來，鐵路系統挖潛改造，運能大幅提高，尤其是大秦線、候月線和朔黃鐵路的建設大大緩解了西煤東運和沿海經濟發達地區用煤的壓力，促進了煤炭市場緊張局面的緩解。２００７年煤炭運量增長了８．９７％，電煤運輸增長１０．３％。今年上半年又出現了持續增長，煤炭運量同比增長１３．０３％，電煤運量更是增長了２５．７％，但由于長期形成的地域運輸瓶頸和受天氣災害等因素影響，運力緊張問題仍影響著部分地區的電煤供應。如京津唐地區，在６月、７月份迎峰度夏期間出現了供應緊張，庫存一直下降到７０萬噸不足５天的耗用量，在鐵道部門的大力搶運下才得以緩解并恢復到１４天的耗用量。今年，我國中南部地區的冰凍雪災期間運輸受阻，電煤供應告急，也是經過突擊搶運才得以緩解。由此可見運能運力的短缺程度。由于今年的來水較好，水電超發，一向受運輸影響較大的華中地區電煤庫存較高，電力供應穩定但每年的冬春季節和枯水年份，華中的電煤供應是全國最為緊張的地區，其最大的制約因素仍然是北煤南運的不足。
５．國家對煤炭資源的控制力減弱。煤炭市場的放開一方面促進了煤炭這一基礎性生產資料的優化配置和產量的持續增長，但另一方面也助長了價格的無序上漲和粗放式開發的逐利行為，在這一過程中國家的調控能力減弱，政府缺乏對資源配置的統一管理，在緊缺的市場環境下放松了對市場的監管，煤炭價格一度失控，同時在國家加大對煤礦安全整治力度的情況下，地方、鄉鎮等小煤礦產量對國家的能源供應格局變化產生較大的不確定性。這些都對電煤供應的環境、條件和結果產生影響。
６．國際煤炭市場的影響。受國際市場煤炭價格持續升高的影響，我國煤炭進出口出現同２００７年完全相反的現象，今年上半年煤炭進口２１５５萬噸同比下降２０．４％；而出口煤炭２５４９萬噸，同比增長１０．２％，一升一降減少了國內的煤炭供應總量。
電煤供應狀況有所好轉
１．今年后幾個月供需情況預測。今年１～８月份電力生產出現了增速放緩的跡象，同時直供電煤庫存出現了增加的趨勢，８月２０日電煤庫存上升到２３９５萬噸可用１２天。下半年在資源價格和運力等因素的共同作用下，后四個月的電力生產和電煤供應雖然仍維持總體偏緊的狀態，但在國家相繼出臺電煤限價和兩次調整電力價格等措施后電煤供應有望出現一個相對平穩的過渡期。筆者認為，電煤市場的改善面臨幾個有利因素：首先是我國經濟增長速度出現放緩跡象。今年１～７月我國經濟增長速度正在放緩，主要體現在固定資產投資同比增長２６．８％，扣除價格因素增速實際回落７．８個百分點。工業增加值同比增長１６．１％，增速回落２．４個百分點，由于國民經濟中消耗能源較多的行業增速回落，對電力生產增速和電煤需求也會產生一定的影響。其次是我國實行的節能降耗措施，正在逐步發揮作用。“十一五”規劃將提高資源利用效率，列為僅次于國內生產總值的第二大發展目標，提出單位能耗比“十五”規劃期末降低２０％左右。強調要強化節約和高效利用的政策導向，堅持節約優先、構筑穩定、經濟、清潔的能源供應體系。鼓勵煤電聯營，以大型高效機組為重點優化發展煤電，有序開發水電，積極發展核電，加強電網建設，擴大西電東送規模。
目前，我國的電源結構，正在發生變化，一是大型高效的超臨界、超超臨界火電機組大批投入運行。二是水電建設加快，三峽電站已有２４臺機組投產，發電能力達到１６９０萬千瓦，龍灘、小灣、瀑布溝、拉西瓦等一批大型水電站相繼開工。三是核電加快發展，田灣兩臺核電機組投產，裝機已達８８５萬千瓦，紅沿河項目開始啟動，一些核電項目選點正在進行。四是風電取得突破性發展，裝機容量已達５７８．５萬千瓦。
節能減排初見成效，２００７年關停小火電１４３８萬千瓦，今年上半年再關停，全國供電煤耗在２００７年降低１０克的基礎上今年１～７月份又下降８克／千瓦時。
以上這些措施的實施正在逐步發揮作用，并相應減少電煤消費總體水平。
電網建設加快，全國５００千伏的輸電線路網架已形成，西北７５０千伏線路已投入運行。第一條特高壓示范工程正在緊張施工，年底即將投入運行。２００７年山西、內蒙古等煤電基地所發電力通過５００千瓦主網輸送到京津塘電網。配置能力達到２１００萬千瓦，“西電東送”主通道電力潮流超過１５４０千瓦。變輸煤為輸電，緩解鐵路運力緊張的設想正在逐步變為現實。
國家加大了調控力度相繼出臺煤價限價，電價調整的措施。據了解，國家兩次對動力煤價進行最高限價，在一定程度上抑制了電煤價格的無序上漲。其作用正在逐步顯現。
在７月１日上調銷售電價２．５分／千瓦時的基礎上，８月２０日又將上網電價上調２分／千瓦時，兩次電價上調緩解了發電企業的經營壓力，增加了電力企業適應煤炭市場變化的能力，這些對電煤供應的穩定也會產生積極的促進作用。
國家８月２０日調整了煤炭進出口稅率，其目的在抑制煤炭出口的增長，增加國內的供給，焦炭出口稅率由２５％上調到４０％；出口煙煤暫定關稅率為１０％，稅率調整后有望將煤炭出口量控制在２００７年的水平上，穩定并增加國內市場的煤炭資源。
綜合以上分析可以看出，目前，全國煤炭生產和電煤供應緊張狀況有所好轉。受部分地區工業增速較快，部分小煤礦處于停產半停產狀態，部分新建電廠的資源、運力不配套等影響，保障電煤供應、電網運行的壓力依然較大。為此，國家有關部門采取了一系列行政和經濟措施，多管齊下保障能源供應，隨著國家一系列宏觀調控措施的進一步落實，隨著深層次矛盾的逐步理順，今年的煤電生產和供給完全能保障國民經濟的平穩進行。
２．“十一五”后兩年電力生產及電煤供需預測。“十一五”是我國經濟和電力工業的平穩快速發展期２００７年投產新機１０００９萬千瓦，裝機容量達７．１３２９億千瓦，其中火電５５４４２萬千瓦，水電１４５２６萬千瓦，核電８８５萬千瓦，風電４０３萬千瓦。２００８年安排電源投資３０００億元，新增裝機在９０００萬千瓦，安排關停小機組１３００萬千瓦，預計２００８年底裝機總容量達７．９億千瓦～８億千瓦。２０１０年裝機規模達９億千瓦。我國目前電力消費彈性系數在１．４左右，預計２００８年以后有所下降，并在一定時期內徘徊在１．２左右。今年從發電生產能力分析，電力供需處于總體平衡，部分區域電網局部偏緊的狀態。但受一次能源和運力的約束，各區域存在一定的差異，如果電煤供應得不到滿足，華北、華中等省仍會采取需求側管理措施引導社會用電。
據預測，２０２０年我國發電量將達到５．６萬億千瓦時以上，發電裝機容量將達到１３．６億千瓦。２００８～２０２０年的１２年間，全國將新增發電裝機容量５億千瓦，年均增加４６６０萬千瓦，相當于２００５～２００８年平均年增加量的一半，而火電裝機依然占到全國裝機容量的７５％左右。
據電力燃料協會有關預測，“十一五”期間電煤耗用量年均增幅１２．０７％。以２００５年全國電煤耗用量１０．６億噸為基數，預計“十一五”末全國電煤需求總量達到１６．２９億噸（表２）。
３．“十一五”期間煤炭生產分析預測。隨著我國經濟進入結構優化和產品升級階段，國民經濟發展速度趨于平衡增長，經濟結構、產業結構和能源生產消費結構調整將進一步加快，國內能源總需求持續增加，煤炭消費需求呈增長趨勢。
我國是世界最大的煤炭生產與消費國。隨著石油、天然氣資源的日漸短缺和潔凈煤技術的進一步發展，煤炭在能源中的重要性和地位還會提升，以煤炭為主的我國能源結構在相當長一段時間內不會改變。
我國煤炭在全國一次性能源生產中的比例長期占７０％以上，消費比例也接近７０％。在探明資源５．５７萬億噸中預測資源量為４．５５萬億噸，煤炭資源保有量為１．０２８萬億噸，在已發現的煤炭資源中已查明的資源量為７２４１億噸，找煤資源為３１０４億噸，可供開采１００年以上。其中新、蒙、晉、陜、寧占７６．４％。
根據國家能源發展戰略，“十一五”期間煤炭行業將打破地域、行業和所有制界限，盡快形成１３個億噸級大型煤炭基地和企業集團，產量占全國煤炭總產量的６０％左右，形成調入區、平衡區和調出區的煤炭資源開發總體格局。調入區包括東北、京津冀、華東和中南４個地區，是我國經濟發達地區，煤炭消費的重心，煤炭資源較少，煤炭調入量大，必須穩定其生產規模，延長穩產年限。調出區包括山西、陜西和蒙西３個地區（三西地區），煤炭資源豐富，賦存條件好，適宜建設大型現代化煤礦，“十一五”期間煤炭產能增量的７０％以上要依靠三西地區。而平衡區包括西南和新、甘、寧、青等地區，煤炭生產主要以滿足本區需要為主，適當補給東部地區。
“十一五”期間煤炭產能將適度增長。截至到２００７年底煤炭在建項目１５６３個，總規模為６．５３億噸～７億噸，規劃新開工煤礦建設規模約３億噸，主要集中晉北、晉東、蒙東（東北）、陜北、神東、兩淮和云貴等大型煤炭基地。預計到２０１０年，全國煤炭生產能力將達到３１億噸，而大型煤炭集團將承擔６０％～７０％的產出責任。分析判斷：“十一五”及２０２０年之前，隨著我國經濟發展態勢及能源結構的調整，我國煤炭市場將保持“總體平衡、相對偏緊的狀況”。
新形勢下保證電煤穩定供應
由于我國電力發展，尤其是燃煤火電站建設發展還有很長的路要走，發電用煤在可預見的將來呈連續上升態勢，據預測，到２０２０年我國火力發電煤炭消耗將達到２０億噸。如何保證如此大量的電煤穩定、有序供應是擺在我們面前和將來重大而艱巨的任務。需要認真貫徹落實國家“十一五”期間能源政策，堅持科學發展觀，圍繞建設資源節約型、環境友好型社會，研究探索電力燃料供應的新途徑、新方法。
１．以“十一五”發展規劃建議為指導，積極促進電煤供應的優化和持續穩定。首先要依據“十一五”電力生產建設發展規劃和結構調整，分析預測電煤需求，根據煤炭資源結構變化趨勢，優化配置新、老機組發電用煤資源結構，穩定供應主渠道。其次應根據煤炭資源及需求地區性、結構性特點，優化電煤鐵路、港航運輸流向，做到長短互補、進出有序、貨暢其流。最后是多環節、大批量的電煤供應，訂貨銜接工作必不可少。
２．積極促進國內、國際兩個煤炭市場的互補，增加電煤有效供應，緩解供需壓力。首先要加強與國家綜合部門、各地方政府以及煤炭企業間的溝通與聯系，努力營造良好的外部環境，促進煤電運的有效銜接和平衡。其次是盡快疏導煤電價格矛盾。在現有體制機制下，煤電價格矛盾是當前我國最突出的價格矛盾，因此建議，在宏觀經濟形勢尤其是物價趨于穩定后，要解決長期積累的煤電價格矛盾，建立煤電價格形成機制，把煤電價格矛盾的解決放在首要位置。在解決煤電價格矛盾時，既要確立煤價和電價合理的市場關系，也要對電價、煤價的形成機制進行改革。在按照社會平均成本核算的前提下，制定煤炭和電力合理的比價關系。要形成規范的煤電聯動機制，對電價實行有效的價格監管和適時調整。在不能實行煤電聯動的情況下，政府應行使價格干預權，對電煤價格過快上漲實施價格干預措施。
３．提高煤炭產業集中度，加強國家對煤炭資源的調控力度。加快大型煤炭基地建設，煤炭行業向技術水平高、安全設施良好、環保措施配套、高產能方向發展，以提高煤炭生產的集中度，發揮國有大型煤炭企業技術、裝備、管理和人才優勢，支持國有大礦兼并改造小煤礦，提高國家對煤炭資源的控制能力，增加煤炭供應的保障度。
４．培育和發展我國煤炭市場體系。為了加快我國煤炭市場體系建設的改革步伐，要進一步理順我國煤炭購運銷諸環節的關系，需要全面、準確地把握我國煤炭產運銷各環節的現狀、問題及可能的解決方案。
根據國際國內煤炭交易活動的分析，結合我國特有的煤炭產供銷現狀，筆者認為，我國煤炭市場發展的基本原則應當是：尊重市場，政府調控；統籌規劃，循序漸進；企業主導，自主交易；政策支持，配套發展。
我國煤炭市場建設的戰略目標應當是在開放、競爭、統一與有效監管的體制環境下，以形成充分的煤炭市場為出發點，通過對市場主體的再造、市場體系的建立及統一與完善、市場價格機制的改革、市場秩序的規范與監管、市場行為的規制與引導等措施，建立以主要煤炭生產企業和電力企業集團直接談判定價、中長期合同為主導，建立分品種、分區域、有層次、相互競爭的、有形市場和虛擬市場并存的現代煤炭市場體系，為市場配置資源和定價、安全經濟供應煤炭提供保障，為構筑未來我國統一能源市場打下基礎。實現這個目標要分兩步走。
第一階段（預計２０１０年之前），即運能短缺和煤炭資源品種不能充分滿足需求階段。突出以下幾點：一是調整煤炭生產和銷售結構，擴大生產，增加供給，改善煤炭供需關系，滿足國民經濟快速增長對煤炭的需求。二是通過有效的市場監管和宏觀調控，防止煤炭市場壟斷勢力的強化，同時確保煤炭價格和煤炭市場不會發生大的波動從而引起一連串的經濟與社會問題。三是在政府宏觀調控指導下，組織好全國調出調入省份的產運需銜接活動和本省區內的產運需銜接會，發揮行業牽頭單位的協調引導作用，突出骨干電力企業集團和煤炭生產企業的主體地位。四是以市場導向為主，政府協助為輔，有序建立區域性和集散地、港口的煤炭交易所，為不同層次的煤炭生產企業和用戶提供交易平臺。五是在有限的運力基礎上，盡量引入競爭機制使煤炭產、運、需按市場化方式銜接。
第二階段（預計２０１０年后，１０年左右），即運能相對能滿足市場要求，煤炭生產、需求和運輸部門向市場化方向改革基本完成階段。這一時期，全國主要骨干煤炭生產企業和各大電力集團企業主導煤炭市場經濟活動和經濟利益的格局基本形成，煤炭資源和運力按供需雙方選擇完全進行市場化優化配置，煤炭供應能保障我國煤炭需求，我國煤炭市場在國際煤炭市場上有相應地位，煤炭柜臺市場和期貨市場投入運營。電煤供應中，直接和中長期合同供應量占６０％～７０％；貿易量２５％～３５％；柜臺市場和期貨市場實物交割量占２％～５％，我國建立綜合煤炭市場體系的目標初步實現。
在全國煤炭市場體系建設中，應發揮政府的監管和調控作用，主導制定實施方案，有關行業組織聯合制定交易規則，同時積極扶持和構建跨行業的協調服務機構和配套服務機制，形成完善的交易體系。
