影响2010年及未来中国煤炭市场的关键因素

武承厚

(中国煤炭运销协会,北京市丰台区,100070)

2009年,中国实行了“保增长、扩内需”等一系列政策措施。伴随着政府投资拉动的刺激作用,电力、钢铁、水泥等主要耗煤行业运行良好,煤炭需求逐渐恢复,煤炭行业景气度不断回暖,外部环境持续改善。国际经济形势、国内宏观经济环境、国家大政方针以及产业政策,将使2010年我国煤炭市场变得错综复杂。研判这些重大影响因素,对把握2010年及未来中国煤炭市场走势具有极为重要的作用。

1 国内生产总值(GDP)对煤炭需求的影响

1.1 煤炭需求的快速增长得益于GDP的快速增长

1.1.1 中国改革开放30年,经济增长形成明显的3个周期

(1)第一轮周期从1981年开始,经济增长是5.2%。1984年达到这轮周期的峰值15.2%,这也是改革开放以来中国经济增长的最大值。1990年经济增长率回落到3.8%,这是改革开放以来中国经济增长率的最小值。

(2)第二轮周期经济增长率从1990年的3.8%上升到1992年14.2%,到1999年回落到谷底的7.6%。

(3)第三轮周期经济增长率从1999年的7.6%开始,到2007年达到新的峰值13%。

图1 1998-2009年中国GDP、煤炭消费量及煤炭产量增幅

从过去30年来看,中国煤炭消费量的波动小于宏观经济的波动,GDP每变化1个百分点,煤炭消费就变化0.5个百分点。从1978年至2008年共生产煤炭388亿t,为改革开放前30年的4.89倍,平均每年增长5.2%,国民经济平均每年增长9.8%,实现了煤炭产量翻一番、保国民经济翻两番的目标。1998-2009年GDP、煤炭消费量及煤炭产量增速见图1。

1.1.2 经济周期的上升期都在3～4年左右,而下降期则比较长

产生这种现象的原因在于我国经济本身所具有巨大的内在扩张冲动——一旦经济环境有所好转,我国经济就会迅速扩张达到经济周期顶点,历时3～4年。然后,在资源瓶颈约束与宏观调控的双重作用下逐步回落。

1.1.3 2003-2007年是第三轮经济的高速增长期

从中国内部看,拉动第三轮经济增长的,首先不是经济景气的原因,而是投资周期的原因。由于工业化、城市化快速发展,带动煤炭消费进入增长高峰期。本轮投资主要是投向重工业,而重工业的平均投资周期是5年,因此始于2003年的投资周期,也应是到2007年结束。“十一五”规划是以GDP增长7.5%为依据,2003-2005年GDP增长率超过10%,煤炭消费增速超两位数。

1.2 从2007年第三季度开始,我国经济进入本轮周期的回落阶段

(1)2007年,GDP增长率达到13.0%的峰值。从2007年第三季度开始,我国经济进入本轮周期的回落阶段,但很快又叠加了美国次贷危机、金融危机、经济衰退等因素,导致中国出口急速下滑,形成了一场外需锐减的强大冲击。

(2)2007年开始,煤炭需求已开始步入下降区间。国际金融危机的到来,加速了煤炭需求的下滑,使2008年第四季度煤炭需求提前触底。

经过2009年的调整,煤炭市场已进入稳定上升期,预计2010年以后的几年里,煤炭需求由快速增长转为平稳增长。

2 国内外煤炭市场相互影响逐步增大

2009年,中国煤炭进口量达1.25亿t,创历史最高位,见图2。

2.1 2010年全年煤炭净进口预计约1亿t左右

2009年中国煤炭净进口10343.4万t。2010年前2个月,煤炭进口仍保持高位,预计2010年全年煤炭净进口约1亿t左右。主要原因有以下几个方面。

(1)中国煤炭主产区分布在西北地区,而主要消费区则是华东及东南沿海地区。2009年内蒙古自治区产煤6.37亿t,山西6.15亿t,新疆8000万t,陕西8700万t,上述4省区煤炭产量约为全国产量的1/2。东南沿海地区用煤由过去山西、河北、河南、山东、安徽供给改为由山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆供给,进一步加剧了我国“北煤南运、西煤东运”的固有矛盾。

图2 1998-2009我国煤炭进出口情况

(2)运费高企使国产煤炭在价格上与进口的煤炭相比已无明显竞争优势,导致沿海地区大量进口煤炭。中国铁路平均运距由过去的580 km延长至1200 km以上,平均综合运价由0.05元/(t·km),上升到0.16元/(t·km),最长运距在2300 km以上,运费高达250元/t以上,致使中国北方港口销往东南沿海地区的煤炭,在价格上与从周边国家进口的煤炭价格相比已无明显竞争优势,加之进口关税调减,导致沿海地区大量进口煤炭。2.2 中国成为煤炭净进口国必将持续一定时期

(1)2020年,中国能源每年将需50亿t标准煤。2009年,中国的GDP为33.5万亿元人民币,如果继续保持7.5%的平均增速,到2020年GDP将超过74.3万亿元人民币。即便2020年中国的GDP碳排放和GDP能耗都在2005年的基础上降低45%,每万元GDP能耗从2005年的1.222 t标准煤降至2020年的0.672 t,届时中国每年仍将需50亿t标准煤。

(2)国内煤炭资源不足,须从国际市场加以补充。2009年中国的一次能源中煤炭占70%,如果到2020年中国的煤炭消耗比例降低到65%,将消耗32.45亿t标准煤,折合45.3亿t原煤,这相当于目前全球消耗的煤炭总量。国内煤炭资源不足,必须从国际市场加以补充。

(3)中国煤炭市场已从封闭市场变为开放市场。从封闭市场变为开放市场这不仅会改变中国煤炭产运销配置现状,还会对亚太地区煤炭供求关系产生重大影响。2009年,中国煤炭进口量已经超过亚太地区煤炭贸易总量的20%,亚太地区煤炭交易价格变动情况充分反映出我国因素的影响。

(4)国际煤价的上涨也必然会传导到国内市场,带动国内煤价的上涨。中国2009年超1亿t的煤炭进口量,虽然占国内消费量很小,却使日本、韩国和中国台湾这些亚洲主要煤炭进口地感到紧张。因为这些国家和地区本地煤炭资源相对缺乏,对进口煤炭的依赖程度很高,他们对量的要求是最主要的。所以他们要通过价格上涨控制中国的进口量来保证他们的进口量。国际煤价的上涨也必然会传导到国内市场,带动国内煤价的上涨,同时也带动国内煤炭出口,对国际煤价形成打压。

随着世界经济走出低谷并逐步回暖,能源资源需求将稳步回升,煤炭价格呈上升趋势,我国煤炭净进口总量将有所减少。国家应引导企业密切关注国际煤炭市场走势,统筹利用国内外资源,科学调整进出口煤炭的购销方式,防止内部无序竞争,保障我国煤炭供需平衡。

目前,国际大宗商品贸易,出现长协向短协变化的趋势,除资源类产品由于生产国的垄断地位而主导价格定价权外,另一原因是对未来国内外经济形势发展趋势预测研判不一,属正常现象。因此,加快期货交易、价格指数等的及早研究,对促进国内外市场的理性回归和规范运作很有必要。

3 煤炭供应结构将趋向多元化

在中国一次能源结构中,2007年煤炭占69.5%,石油占20.1%,天然气占3.3%,水电、风电、核能等新能源加起来才只占7.1%左右。依照国家发改委在2007年4月公布的《能源发展“十一五”规划》,到2010年一次能源中核电、水电、其他可再生能源合计占比要达到9%,2020年为15.0%,2030年为20.5%,2050年为26.4%;到2050,年煤炭占能源消费总量将降低到50%以下。

中国实行清洁、低碳、高效、多元发展的能源结构的同时,煤炭供应结构也将趋向多元化。

3.1 煤炭供需的不平衡将长期存在

(1)中国电源发展规划中,清洁能源发电与燃煤发电比例不平衡。2009年电力总装机8.7亿kW,其中清洁能源占25.4%,煤电占74.60%。2020年总装机容量超过16亿kW,其中清洁能源发电装机容量5.6亿kW,约占35%,煤电占60.9%。2030年总装机容量23亿kW左右,其中清洁能源发电装机容量8.4亿kW,占35.6%,煤电57.5%。

(2)煤炭生产与消费的能力不平衡。截止到2009年底,全国火电装机容量65205万kW,耗用原煤13.99亿t。据此,2020年总装机容量超过16亿kW,其中煤电占60.9%,约9.8亿kW,按电力现耗煤水平,约需耗用原煤22.54亿t。如果其他用煤行业不增不减,全国需用煤炭约45亿t。2010年煤炭生产能力约32亿t,以年煤炭增量1.2亿t计,到2020年煤炭生产能力约44亿t。

(3)煤炭生产与消费分布不平衡。即生产西移,消费东移,受运输瓶颈制约和西部煤炭开发就地转化等约束,即便在总量基本平衡的条件下,局部地区和个别时段煤炭供求的不平衡将长期存在。

3.2 “十一五”期间是我国煤炭工业发展最快的时期

2006-2009年的4年间,全国煤炭采选业固定资产投资总额达到8405亿元,较“十五”期间投资总额净增6000亿元,大幅提高了煤炭产能建设速度。据有关统计显示,截止2009年底,全国已取得采矿权的煤矿项目14423处,总产能超过36亿t/a。2010年全国仅千万吨级的新增大型煤炭项目就涉及14780万t/a产能,煤炭产能平均增长约2亿t/a。2010-2012年全国煤矿产能预测见表1。

表1 2010-2012年全国煤矿产能预测亿t/a

3.3 电力行业投资办煤矿的规模逐年增加

电力行业投资办煤矿的规模逐年增加,必须予以密切关注。五大发电集团及华润集团目前年产1亿t煤,在建和已经取得的项目约2亿t/a产能,2010年将达到3亿t/a产能,2015年将达到7亿t/a,煤炭自给率达50%以上。五大发电集团和华润集团发电装机容量、煤炭产能现状及规划见表2。

表2 五大发电集团、华润集团发电装机容量、煤炭产能现状及规划

2009年,大型发电企业投资煤矿项目的主要有:2009年3月,广东省粤电集团以参股形式投资澳大利亚纳拉布莱煤矿项目获得发改委正式核准;2009年3月27日,大唐发电称将出资不超过34.272亿元,控股51%建设内蒙古自治区锡林郭勒盟五间房煤田的东部矿区;2009年3月16日,大唐集团在北京宣布,将投资160亿元在陕北能源化工基地开发建设煤电化一体化项目;2009年3月15日,华能集团称将投资600多亿元,加快在甘肃的煤炭、电力等能源项目开发建设,推进电力、煤炭、铁路、化工一体化及相关产业的发展;2009年4月,华能集团华中分公司与郏县签订煤电合作项目协议,此项目的装机容量为2×30万kW,总投资额为27亿元;2009年6月,华电集团所属上市公司华电能源,以4.79亿元收购黑河市兴边矿业有限公司70%的股权,黑河市兴边矿业公司煤炭保有储量4689.88万t,可采储量3058.41万t;2009年10月10日,华电国际发布公告称,计划斥资6亿元,收购宁夏一家煤矿45%的股权;2009年11月3日,华电国际斥资4.98亿元收购内蒙古福城矿业的35%股权,斥资1.8亿元收购内蒙古鄂托克前旗长城煤矿的25%股权。

表3为计划2010年投产的千万吨级矿井,其中电力行业有6项,共新增煤炭生产能力9000万t/a。

表3 计划2010年投产的千万吨级矿井

此外,截止2009年底,非煤央企投资煤矿133处(不含参股煤矿),设计能力3.19亿t/a,原煤产量1.72亿t/a。目前已有16个行业大力投资兴办煤矿,总生产规模约3亿t。产业融合、行业交叉不仅会出现不同行业间争资源、争市场、争人才的问题,也打破了原有的产业布局,成为新一轮产能过剩的复杂因素之一。

4 煤炭运输瓶颈制约将得到较大缓解

4.1 铁路建设高歌猛进

截至2009年底,中国铁路营业里程已达8.6万km,跃居世界第二位。2010年,中国铁路营业总里程将超过9万km。到2012年底,中国铁路营业里程将达到11万km以上。根据新的《中长期铁路网规划》,到2020年中国铁路营运里程将达到12万km以上。

据不完全统计,2009年已新开工铁路投资约6300亿元,预计将增加铁路货运能力6.25亿t/a,遍及31个省区市,其中涉及15个产煤省区市。2010年,全国铁路计划安排固定资产投资8235亿元,其中基本建设投资7000亿元。2010年1-2月,中国铁路的固定资产投资额为539.6797亿元,比2009年同期增长28%。其中基本建设投资额为437.2469亿元,比2009年同期增长23.7%。表4为部分涉及产煤省区市的铁路建设项目。

表4 近年涉及产煤省区市的部分铁路建设项目

(1)横贯山西、河南、山东3省的“西煤东送”运煤通道已于2009年底开工。此线将在山西吕梁市与太(太原)中(中卫)银(银川)(规划中的高速铁路)铁路相连,东至山东省沿海港口,形成一条新的煤炭运输动脉,也是我国东西向路网干线之一。

(2)中国“三西”输送煤炭的北、中、南三大通道。中国“三西”煤炭主要通过12条铁路干线组成的北、中、南三大通道,经北方7个主要港口(秦皇岛、唐山、天津、黄骅、青岛、日照、连云港)下水,运到华东、中南等沿海港口。其中,“北通道”由大秦线、丰沙大铁路(丰台西-沙城-大同)、京原铁路、集通铁路、神朔黄线、迁曹线组成;“中通道”为石太(石家庄-太原)铁路、邯长(邯郸-长治)铁路两线;“南通道”由太焦线(太原-焦作)、侯月线(侯马-月山)、陇海铁路、西康铁路(西安-安康)和宁西铁路(南京-西安)等组成。“北通道”以动力煤为主,主要运输晋北、陕北和神东等煤炭生产基地至京津冀、华北、华东地区以及至秦皇岛、唐山、天津、黄骅等港口的煤炭,是“三西”煤炭外运的主要通路。

(3)“北煤南运”第四条大通道开通在即。赤大白铁路(赤峰-大板-白音华)将与锦赤(锦州-赤峰)铁路、锦州港码头连接,形成我国“北煤南运”的第四条大通道,为华东、华中、华南提供稳定的煤炭资源。

4.2 煤炭产运需向共建生产和运输通道转变

(1)为保证煤炭稳定供应,适应供需结构向大型集团(企业)互保转变,实行大煤保大电,积极推进煤电战略合作,应对于增量资产提倡资本联合,对于存量资产提倡建立长期合作(合同),改变当前煤炭企业自主开发电力项目、电力集团自行建设配套煤矿的状况。目前,河北钢铁、煤炭、建筑、能源投资、物流等相关领域七大国有企业集团签订战略合作协议,以求协同发展;山东能源企业与山西省能源企业合资合作开发、建设煤电基地,实现“晋电送鲁”,作为变输煤为输电的试点。

(2)大型煤炭基地建设应突出国有重点煤矿企业的主体作用,突出煤电一体化。

(3)煤炭行业(用煤行业)与路、港、航联营,以投资参股等形式,建设销售运输通道。葫芦岛港石河港区项目是由葫芦岛市政府、大连港集团有限公司、大唐国际辽宁分公司、国电东北电力有限公司四方共同出资筹建。为便于煤炭运输至港区,将配套修建一条全长超过300 km,从内蒙古赤峰市到绥中县的赤绥铁路。目前,港区和铁路项目正在加紧准备中。这个新煤炭港区将成为辽宁省最大的煤炭运输港口,形成东北及内蒙古东部的煤炭资源出海通道。

5 电煤价格形成机制是煤炭市场化改革的重点

目前电煤价格实际存在着“动力煤市场价格与电煤合同价异步并存”的双轨制。煤电之争的表象是价格,实质是“计划”与“市场”的矛盾,是“煤炭市场定价机制”和“电价管制机制”之间的矛盾。

随着社会主义市场经济体制的逐步完善,电煤价格与电力价格一样,终究要由市场供需来决定。完善电煤价格形成机制,需解决以下3方面的问题。

5.1 对能源行业的市场化改革实行全面、统一规划和管理

电力行业市场化改革滞后于煤炭行业,发电企业仅能通过控制电煤库存应对煤价风险,同时我国也缺乏全面公平的能源价格形成机制来平衡市场经济与社会生活的矛盾、资源稀缺与可持续发展的矛盾、公共利益与商业利益的矛盾。只有加快我国能源价格体制改革的步伐,包括煤电之争在内的一系列能源行业内部矛盾才能得到根本解决。

5.2 摸清从生产煤炭直到消费者用电这一链条上所有环节的利益关系

在当前电价尚未市场化和煤、电都强调成本增长的情况下,理清电煤、火电成本是调节煤电产业利益的基础。摸清社会平均利润、电力行业和煤炭行业利润,找出利润平衡点,是调节煤电利益的出发点。在目前电价尚未放开的情况下,应继续完善煤电联动调节机制。

5.3 分析煤炭基准(测算)出矿价格的构成

提出煤炭基准(测算)出矿价格的出发点,是为供需双方协商定价、国家出台价格干预、地方出台价格调节基金、煤电联动和国家建立煤炭战略储备资金等提供参考依据。煤炭基准(测算)出矿价格基本反映了煤炭价值与价格的统一,它说明的是煤炭“值”多少钱。至于卖多少则由市场根据供求关系来决定。

(1)煤炭基准(测算)出矿价格的基本构成。合理的煤炭价格应建立在企业成本核算真实、完整的基础之上。煤炭企业成本必须准确反映它的资源成本、生产成本、环境成本及转产与发展成本。

(2)完整的煤炭成本是构成煤炭基准(测算)出矿价格的基础,加上合理的税费和不低于社会平均利润率或上下游行业利润平衡点的合理投资收益就应该是合理的煤炭基准出矿价格。

6 建立煤炭储备机制将进入实际运行阶段

(1)煤炭供应离不开运输的保证,必须建立煤矿、运输、用户三方的保障协调机制。

(2)煤炭是大宗物资,大量储备必然占用大量资金,在目前电煤和电价尚在国家控制的条件下,国家要设立煤炭储备基金支持煤矿和电厂增加煤炭储备。

(3)煤炭储备应是国家(资源)、地方(现货)和企业(产能)三级动态储备机制。企业应以国有煤炭企业、用户企业为主,这些企业除在应急时期承担必要的社会义务外,还应有享有特殊优惠政策的权利(如煤炭最低保护价和电价补贴等)。

(4)新出台的《物流业调整与振兴规划》已将煤炭物流纳入十大物流通道。为了合理调整和优化煤炭供应的产品结构,应建立集中采购、动态储备和合理配送的现代物流体系,建立全国及区域性的煤炭储配中心。

(5)建立全国煤炭交易中心,除做好能源预测、预警、统计、监测外,还要建立协调各区域性的煤炭储、配中心之间的煤炭交易规则。

(6)科学设定能源供应的预警线。对能源预测、预警统计监测指标目前有两种意见,即社会合理库存是用绝对存煤量,还是煤炭消费可用天数,两者并不矛盾,关键是建立煤炭供应预警线。