内部参考

2020.6.25

《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》发布

在习近平总书记提出的“四个革命、一个合作”能源安全新战略指引下，我国能源转型发展和产供储销体系建设深入推进，供给体系不断完善，煤电油气供应保障能力稳步提升，安全风险总体可控，能够满足经济社会发展正常需要，并经受住了新冠肺炎疫情等突发情形的冲击和考验。与此同时，保障能源安全稳定供应也面临一些新的挑战。为深入贯彻落实习近平总书记系列重要指示批示精神，紧紧围绕《政府工作报告》决策部署，扎实做好“六稳”工作，落实“六保”任务，推动能源高质量发展，不断提高能源安全保障能力，提出如下意见：

一、总体要求

以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻党的十九大和十九届二中、三中、四中全会精神，遵循“四个革命、一个合作”能源安全新战略，按照总体国家安全观的要求，保持战略定力，增强忧患意识，坚持稳中求进工作总基调，坚持底线思维，深入落实《政府工作报告》部署，着眼应对我国能源供应体系面临的各种风险挑战，着力增强供应保障能力，提高能源系统灵活性，强化能源安全风险管控，保障国家能源安全，为经济社会秩序加快恢复和健康发展提供坚实有力支撑。

二、大力提高能源生产供应能力

（一）不断优化煤炭产能结构。严格安全、环保、能耗执法，分类处置30 万t/a 以下煤矿、与环境敏感区重叠煤矿和长期停产停建的“僵尸企业”，加快退出达不到安全环保等要求的落后产能，为优质产能释放腾出环境容量和生产要素。坚持“上大压小、增优汰劣”，持续优化煤炭生产开发布局和产能结构，扩大优质增量供给，促进供需动态平衡。主要产煤地区要科学规划煤炭和煤电、煤化工等下游产业发展，统筹煤炭就地转化与跨区域供应保障，保持产业链供应链协同稳定。深入推进煤矿机械化、自动化、信息化、智能化建设，进一步提升安全绿色高效开发水平。2020 年再退出一批煤炭落后产能，煤矿数量控制在5000 处以内，大型煤炭基地产量占全国煤炭产量的96%以上。

（二）持续构建多元化电力生产格局。稳妥推进煤电建设，发布实施煤电规划建设风险预警，严控煤电新增产能规模，按需合理安排应急备用电源和应急调峰储备电源。在保障消纳的前提下，支持清洁能源发电大力发展，加快推动风电、光伏发电补贴退坡，推动建成一批风电、光伏发电平价上网项目，科学有序推进重点流域水电开发，打造水风光一体化可再生能源综合基地。安全发展先进核电，发挥电力系统基荷作用。开展煤电风光储一体化试点，在煤炭和新能源资源富集的西部地区，充分发挥煤电调峰能力，促进清洁能源多发满发。2020 年，常规水电装机达到3.4 亿kW 左右，风电、光伏发电装机均达到2.4亿kW左右。

（三）积极推动国内油气稳产增产。坚持大力提升国内油气勘探开发力度，支持企业拓宽资金渠道，通过企业债券、增加授信额度以及通过深化改革、扩大合作等方式方法，推动勘探开发投资稳中有增。加强渤海湾、鄂尔多斯、塔里木、四川等重点含油气盆地勘探力度，夯实资源接续基础。推动东部老油气田稳产，加大新区产能建设力度。加快页岩油气、致密气、煤层气等非常规油气资源勘探开发力度，保障持续稳产增产。

三、积极推进能源通道建设

（四）增加铁路煤炭运输。加快浩吉铁路集疏运项目建设进度，充分发挥浩吉铁路通道能力，力争2020 年煤炭运输增加3000 万t 以上。加快补强瓦日线集疏运配套能力，力争增加3000 万t 以上。利用唐呼、包西、宁西、瓦日线能力，力争实现陕西铁路煤炭运输增加4000万t以上。推动疆煤运输增加2000 万t 以上，有效满足疆内及河西走廊地区合理用煤需求。积极推进京津冀鲁地区公转铁增量，继续提高铁路运输比例。

（五）提升港口中转能力。积极推动入港铁路专用线及支线扩能改造，加大铁路运力调配，系统提升港口的铁路集疏运能力和堆存能力，提高南方煤炭接卸集约化专业化水平。鼓励从事煤炭运输的通用散货泊位专业化改造，加大环保设施投入。大力推进码头岸电设施、船舶受电设施建设改造，鼓励对使用岸电的船舶实施优先靠泊优先通行等措施，着力提升岸电使用率，推进港口绿色发展。

（六）统筹推进电网建设。有序安排跨省区送电通道建设，优先保证清洁能源送出，不断增强电网互济和保供能力。进一步优化西电东送通道对资源配置的能力，协调均衡发展区域内各级电网。实施配电网建设改造行动计划，推进粤港澳大湾区、长三角一体化等区域智能电网高标准建设。继续支持农村地区电网建设，2020年完成“三区三州”农网改造升级攻坚任务。加快电力关键设备、技术和网络的国产化替代，发展新型能源互联网基础设施，加强网络安全防护技术研究和应用，开发和管理电力行业海量数据，打牢电力系统和电力网络安全的基础。

（七）推动油气管道建设。立足“全国一张网”，提升石油天然气管输能力和供应保障水平。加快天然气管道互联互通重大工程建设，优化管输效率，加强区域间、企业间、气源间互供互保。推进重点油品管道建设，保障炼厂原油供应和消费地成品油需求，逐步解决油品资源不平衡和运输瓶颈问题。

（八）稳定进口油气资源供应。加强海外油气资源组织，保障进口资源稳定供应。鼓励油气企业与运输企业加强衔接，保障进口油气运力。

四、着力增强能源储备能力

（九）持续增强煤炭储备能力。主要调入地区燃煤电厂常态存煤水平达到15d 以上的目标，鼓励有条件的地区选择一批大型燃煤电厂，通过新建扩建储煤场地、改造现有设施等措施，进一步提高存煤能力。在推动2019 年新增储备能力任务落实的同时，引导再新增3000万t左右的储煤能力，鼓励企业在煤炭消费地、铁路交通枢纽、主要中转港口建立煤炭产品储备，通过“产销联动、共建共享”，按照合理辐射半径，推进储煤基地建设。支持主要产煤地区研究建立调峰储备产能及监管机制，提升煤炭供给弹性。

（十）提升电力系统调节能力。2020 年调峰机组达到最大发电负荷的10%。开展现有火电机组调节性能改造，提高电力系统灵活性和调节能力。积极推动抽水蓄能电站、龙头水电站等具备调峰能力电源的建设，有序安排煤电应急调峰储备电源建设。进一步完善调峰补偿机制，加快推进电力调峰等辅助服务市场化，探索推动用户侧承担辅助服务费用的相关机制，提高调峰积极性。推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。

（十一）加快推进储气设施建设。做好地下储气库、LNG 储罐统筹规划布局，推进储气设施集约、规模建设。各省（区、市）编制发布省级储气设施建设专项规划，鼓励地方政府和有关企业通过异地合作、参股合资等方式，共担共享储气设施投资建设成本和收益。

五、加强能源需求管理

（十二）推动煤炭清洁高效利用。加强散煤综合治理，严控劣质煤使用，进一步提高原料用煤和发电用煤比例。推进燃煤电厂超低排放和节能改造，实施燃煤锅炉节能环保综合改造，创新清洁高效利用技术和装备，加快清洁高效技术研发和推广，推进分质分级利用，进一步提高煤炭清洁高效利用水平。突出做好东北、“两湖一江”、西南等重点地区煤炭供应保障，抓紧补齐区域性煤炭产供储销体系短板，不断完善保供方案和有序用煤预案，切实保障发电取暖等民生用煤稳定供应。

（十三）深化电力需求侧管理。以电力市场化改革为契机，引导和激励电力用户挖掘调峰资源，参与系统调峰，形成占年度最大用电负荷3%左右的需求响应能力。根据供需情况编制有序用电方案，到2020 年本地区可调用电负荷达到最大用电负荷的20%，开展必要演练，提高需求侧参与系统调峰的能力。深入实施电能替代，不断提高电能占终端能源消费比重。大力推广地能热泵、工业电锅炉（窑炉）、农业电排灌、船舶岸电、机场桥载设备、电蓄能调峰等。加强充电基础设施配套电网建设与改造，推进电动汽车充放电行为的有序管理，拓展车联网等信息服务新领域，进一步优化充电基础设施发展环境和产业格局。

（十四）持续提升天然气应急调峰能力。动态调整天然气调峰用户清单，细化完善应急保供预案，在用气高峰期根据资源供应情况分级启动实施，确保“煤改气”等居民生活用气需求，并对学校、医院、养老福利机构、集中供热以及燃气公共汽车、出租车等民生用气需求优先落实和保障资源。

（十五）提高中长期合同签约履约水平。完善煤炭中长期合同制度，规范合同签订行为，明确监管标准，督促产运需各方按期按量履行中长期合同。鼓励上游供气企业与各地全面签订供气合同，通过合同锁定全年及供暖季民生用气资源，对于非民生用气鼓励通过市场化方式由供需双方协商落实资源。加强中长期合同信用信息采集，定期进行公示通报，对经提醒后仍达不到履约要求的进行约谈，并依法依规实施失信惩戒。

（十六）建立健全能源市场体系。加快全国煤炭交易中心建设，因地制宜推动区域煤炭交易中心建设，进一步提升市场配置资源效率。继续推动天然气交易中心发展，加快放开发用电计划，进一步完善电力市场交易政策，拉大电力峰谷价差，逐步形成中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场格局。加大成品油打击走私、偷税漏税等非法行为力度，维护市场秩序。对具有原油进口使用资质但发生严重偷漏税等违法违规行为的地方炼油企业，一经执法部门查实，取消资质，营造公平竞争的市场环境。

（十七）强化节能提高能效。加强工业、建筑、交通、公共机构等重点领域节能，组织实施重点节能工程，开展节能改造。严格实施节能审查，从源头上提高新上项目能效水平。强化重点用能单位节能管理，加快推进重点用能单位能耗在线监测系统建设。加强节能宣传，提升全民节能意识。

六、保障措施

（十八）完善应急保障预案。对常态下的供需变化、应急状态和其他极端情形，制定供应保障预案，明确应急措施和响应机制，形成多层次、分级别的预警与应对策略。完善应急预案制度，针对不同能源品种的供需特点和不同应急情景，编制应急处置方案。开展应急演练，提高快速响应能力。

（十九）强化能源监测预警。密切关注境外疫情对全球能源供应链和产业链的影响，加强供需形势的密切跟踪研判，建立能源监测预警体系，动态监测能源安全风险，适时启动分级动用和应急响应机制。加强能源安全信息及时、准确、规范发布，回应社会关切，形成良好的舆论环境。

（二十）加大政策支持力度。坚持市场化法治化原则，完善激励机制。鼓励开发性、政策性银行支持能源安全保障项目建设，引导社会资本参与项目建设，提供应急保障服务。支持符合条件的企业通过发行企业债券等市场化方式，为能源储备设施建设等进行融资。

（二十一）加强组织实施。各地区要高度重视能源安全保障工作，加强组织领导，建立工作协调机制，明确职责分工，精心组织实施，加强部门间、企业间沟通联系，强化协同联动，及时协调解决突出问题，确保各项任务措施落细落实。

（来源：国家发展改革委）

王国法：为煤矿智能化发展赋能

煤矿智能化是煤炭工业高质量发展的核心技术支撑。加快煤矿智能化发展，建设智能+绿色煤炭工业新体系，实现煤炭资源的智能化安全高效绿色开发与清洁高效利用，是我国煤炭工业高质量发展的战略任务和必由之路。

近年来，我国煤矿智能化建设步伐加快，煤炭企业进行煤矿智能化建设的积极性非常高，机械化、自动化、信息化、智能化程度不断提升，尤其是在薄煤层和较薄煤层智能化综采、大采高和超大采高智能化综采以及特厚煤层综放开采智能化技术与装备方面实现领跑。但我国煤矿智能化发展仍处于初级阶段，存在智能化建设标准与规范缺失、技术装备保障不足、研发平台不健全、高端人才匮乏等问题。

◆健全智能化标准体系

智能化煤矿的总体架构包含智能化管控平台（煤矿智慧大脑）、网络服务平台、大数据中心、GIS空间信息服务等在内的10大主要智能化应用系统，实现覆盖整个矿区的通信和感知网络，构建煤矿大数据库，满足智能化开采的多样承载需求，使煤矿生产能够“看得见、管得了、控得住”。

煤矿智能化建设是一个多学科交叉融合的复杂问题，是涉及多系统、多层次、多专业、多领域、多工种相互匹配融合的复杂巨系统，亟须统一技术体系，实现深度互联互通，其基础是建立统一的标准体系，其建设过程随着煤矿智能化技术不断发展迭代更新，因此必须保证其技术标准体系具有体系性、继承性和前瞻性。

要做到“一张蓝图绘到底”，需要科学规划顶层设计，确定各标准的边界范围及适应性，按照分类分级建设的原则，避免重复规范和过度标准化，确保智能化相关技术在煤矿得到有效应用，同时强化智能化煤矿建设的规划部署，建立智能化矿山协同推进机制，研究制定促进智能化煤矿建设的相关产业政策，并借鉴其他行业现有成熟的智能技术，将其在煤炭生产领域进行转化应用。各行业参与煤矿智能化建设应当以促进煤矿安全、少人、提效为目标，以完善利益联结机制和提高煤矿智能化水平为核心，以制度、技术和商业模式创新为动力，着力推进煤炭生产全流程的智能化建设。

煤矿智能化标准体系总体框架应充分考虑煤矿所在区域、建设规模、煤层地质赋存条件、生产技术条件等的不平衡性，煤矿开拓、采掘、运通、洗选、安全保障、生态保护、生产经营管理等全过程的关联性，以及各指标要素对煤矿智能化主系统影响程度的差异性。

要加大攻关核心技术的力度和高端综采综掘智能化装备、重大灾害应急救援智能装备等重大装备的研发应用，不断提高煤矿智能化水平，为煤矿智能化建设提供高可靠性的先进装备保障。

◆搭乘新基建红利专车

随着第四次工业革命席卷全球，新一代信息技术能够大幅促进能源生产智能化、能源消费合理化、能源监管透明化，成为能源转型的先导力量。新一代信息技术与能源矿业工程的深度融合成为必然趋势。

在矿业领域，通过部署各类传感器实现对生产、转换以及消费数据进行全面感知，利用泛在的互联5G网络传输至大数据处理平台，引入人工智能技术对数据进行分析处理，从而支撑人员、设备以及环境进行科学决策、精准管控和精准执行，推动安全绿色、高效智能的能源开采、转换与消费。

5G通信网络、大数据、人工智能、区块链等为代表的新一代信息技术与能源与矿业行业的深度融合，将发挥越来越重要的支撑赋能作用。

新基建为煤矿智能化、煤矿企业和相关企业发展带来了新机遇。新基建即以5G、人工智能和工业互联网、物联网为代表的新型基础设施建设。与传统基建如铁路、公路、桥梁、水利工程等不同，新基建具有鲜明的科技特征和科技导向，以现代科技特别是信息科技为支撑，包括了通信网络等信息基础设施、智能交通等融合基础设施，以及产业技术等创新基础设施，旨在构建数字经济时代的关键基础设施，推动实现经济社会数字化转型。

新基建推进煤炭企业加快转型发展步伐，吸收数字化时代赋予的科技力量，充分释放工业互联网的连接、融合、共享价值，依靠技术、管理、商业模式创新，提高精细化运营和精细化管理水平，实现科技创新与产业升级相互促进。

在方兴未艾的第四次工业革命浪潮中，搭上新基建的红利专车，抓住智能化发展的机遇，对煤炭行业实现转型升级高质量发展至关重要。从国情出发，我国应该科学提升能源与矿业智力水平，深化能源体制改革，为能源与矿业治理保驾护航。

（来源：中国煤炭报）

动力煤期权有望推进贸易模式再升级

6 月30 日，动力煤期权就要登陆郑商所。作为我国能源化工领域重要的期权品种，动力煤期权因其特殊的风险管理属性，上市后将与动力煤期货共同在促进我国煤炭和电力行业健康发展方面发挥积极作用。本文对动力煤市场进行梳理，分别从上游煤矿和下游电厂的角度，结合当前情况来分析动力煤期权在产业风险管理中的应用。

◆近期行情梳理

2020 年以来，动力煤市场受到新冠疫情的影响，短短半年之内，供需关系发生多次改变。

春节过后，主产地在新冠疫情的影响下，供应无法及时恢复，而下游开始备货、等待开工，出现了供应短缺的局面，供小于求促使动力煤价格急速上涨半个月。

随后，在保供政策的指导下，产地复产加速，供应逐渐恢复，但下游需求迟迟未见起色，加之疫情进一步蔓延，进出口萎缩、原油暴跌，更加拖累国内需求，动力煤价格持续下跌两个月，现货CCI5500价格从576元/t下滑至469元/t，跌幅达107元/t。

进入5月份，水力发电并未发力，再加上江浙一带特高压检修，外来电减少，沿海动力煤需求突然转好，但港口的调入数据受大秦线检修及内蒙古倒查25 年等政策影响出现回落。在市场情绪转好的同时价格低位运行，刺激贸易商捂货惜售心理升温，动力煤价格开始跳涨。5 月9 日-22 日，仅仅13天时间，港口CCI5500 的价格从469 元/t 攀升至543元/t，涨幅达74元/t，每天的平均涨幅超过7元/t，这在历史上也是很少见到的。

临近6月份，供需格局再次改变。大秦线于5月28 日提前检修完毕，运量不再受到限制；全国“两会”也于5 月28 日结束；内蒙古煤管票即将重新领取，产量不再成为限制因素。虽然6 月份发的煤管票由于倒查25 年影响，仍然按照核定产能发放，数量偏紧，但至少前半个月的票是够用的。因此，在6月上半月，国内供应有增量基本可以确定。数据显示，北方港口调入增量在20万t/d以上。

进口煤仍处于严控状态，主力进口企业普遍反映受到影响，5 月份的进口煤数量大幅降低至2200万t，预计6月份难有提升，而7-8月份，根据近两年的经验，在保供的环境下，对进口煤的管制可能略有放松。

需求方面，四川电网锦屏、复龙、宜宾三大特高压换流站年度检修工作于5 月下旬圆满结束，同时水电也有所起色，沿海动力煤日耗逐渐回落。以六大电厂为例，从5月下旬的同比增长16%降至6月上半月的同比增长9%。与此同时，北方港口锚地船舶数也从170多艘的高位下降至120艘。在下降的过程中，预报船舶数量一直维持在30多艘。如果港口需要维持当前的调出数量，那么锚地船会越来越少。可以预见，后期船舶数量会降至难以维持当前调出量的地步，港口累库速度势必加快。

总的来说，供应出现一个确定性的增长，而需求经过一轮补库后，有所回落。此外，沿海电厂日耗在特高压恢复正常之后，逐渐向往年均值水平靠拢。基本面从供应偏紧向略宽松转变，期现价格小幅回落。

6月中上旬，随着供应的增加和需求的回落，整体供应还是偏宽松的，现货价格处于弱稳状态。6月下旬开始，出现一些新的变化。其一，下游需求正式进入迎峰度夏时间段，整体发电量会抬升至相对偏高的位置，中下游库存补充到什么地步值得关注。而目前，北方港口和沿海电厂的库存仍处于相对中等甚至偏低水平。其二，水电进入正式发力阶段，水电等新能源发电的增量能否跟得上总用电量的增加值得关注。其三，临近6月底，内蒙古将面临煤管票用完后被迫停产减产的窘境，6 月底能否申领额外的煤管票值得关注。其四，进口政策会不会因为迎峰度夏的高需求而出现松动、出口订单能否恢复值得关注。

◆上游煤矿的期权保值方案

作为动力煤产业链的生产环节，上游煤炭开采企业原料开采成本相对固定，企业利润的多少主要取决于动力煤销售价格的高低。在稳定经营的生产理念下，企业往往利用动力煤期货工具，通过卖出套期保值的方式锁定生产利润。当动力煤价格下跌时，期货端的盈利能够抵补现货端的损失，而当动力煤价格上涨时，利用期货工具进行卖出套期保值，往往很难获取到超额收益。但是，在动力煤期权上市后，煤炭开采企业针对这一问题将有更多灵活的解决方案。

例如，当前ZC2009价格在540元/t附近，平值看跌期权价格约为16元/t（文中期权价格均是利用当前市场参数估算的理论价格），行权价为580元/t的看涨期权价格约为5元/t，通过买入动力煤平值看跌期权并卖出高行权价看涨期权，构建熊市风险逆转策略，以替代期货空单，该策略成本为11 元/t。当ZC2009价格下跌时，企业通过期权持仓的盈利来抵补现货端的损失，此时基本实现了下跌行情下的风险管理目标；当ZC2009 价格上涨但不超过580 元/t时，企业期权端亏损有限，可以实现从现货市场获取超额收益的目标；当ZC2009价格超过580元/t时，期权持仓组合会产生亏损，在价格上行背景下，锁定动力煤销售价格。

结合当前市场情况看，对于煤炭开采企业而言，下游需求即将进入迎峰度夏时间段，如果下游需求增加并推动动力煤价格上涨，那么上述策略相比利用期货进行套期保值，能够使企业在动力煤价格上涨过程中获取一定的超额收益，同时能够针对动力煤价格下行风险进行有效管理。因此，从上游煤炭开采企业的视角看，将动力煤的开采与动力煤期货及场内期权的风险管理综合运用，将探索出全新的生产经营模式。

◆下游电厂的期权保值方案

动力煤消费集中在电力、冶金、建材、化工和其他领域。其中，电力行业用煤是动力煤消费中最主要的部分。对于下游电厂而言，受制于较大的资金压力及有限的库存存量，在生产经营中需要对原料进行套期保值，否则可能面临动力煤价格上涨的风险。

传统的期货套期保值策略，即在动力煤期货市场建立相应的多单，在动力煤价格上涨的过程中，通过期货市场产生的收益来抵消现货市场增加的采购成本。而动力煤期权的上市，对于下游电厂而言，其采购保值的方式与路径，将迎来优化升级，企业可以根据自身的特点，制订更加具有针对性的采购及风险管理方案。

仍以ZC2009 合约为例，其当前价格在540 元/t附近，平值看涨期权价格约为16 元/t，通过买入动力煤平值看涨期权，在不考虑基差变动的情况下，当ZC2009价格上涨时，可以将采购价格最高锁定在556元/t。而当ZC2009价格下跌时，作为看涨期权的买方，下游电厂没有追加保证金的资金压力。同时，可以放弃行权，以市场价格进行低成本采购。

此外，下游电厂也可在此基础上进一步卖出行权价格为500 元/t 的看跌期权，通过收取权利金来降低策略成本。行权价格为500元/t的看跌期权价格约为4 元/t，整体的策略组合成本约为12 元/t。期权到期时，当ZC2009价格高于540元/t，则下游电厂可以将采购价格锁定在552 元/t；当ZC2009 价格低于500元/t，期权方案的采购价格低于期货工具锁定的采购价格。

结合当前市场情况看，下游电厂在即将开始的迎峰度夏期间，若动力煤价格上涨，则期权方案可在采购补库过程中一定程度上抵补成本的增加。同时，若出现下游需求不及预期，或进口政策出现松动等情况，导致动力煤价格出现回调，则期权方案能够为电厂降低更多的采购成本，使企业有可能享受更低的采购价格。此外，相比于期货，动力煤期权可以一定程度提升电厂的资金使用率，并为电厂提供更为丰富的套期保值策略，将电厂的风险管理由以往的单维价格方向性风险管理向基于价格及时间等的多维度风险管理转换。

◆展望

从传统期货套期保值与场内期权套期保值的比较看，两者的差异主要体现在策略所需资金规模、策略面临的持仓风险以及最终套期保值效果3 个方面。以下游电厂进行动力煤价格上行风险管理为例，若通过买入看涨期权的方式进行套期保值，则无需缴纳保证金，相比期货工具，可以有效提升资金效率。同时，在持仓风险这一维度上，期权方案可通过精细化的设计，将持仓风险在事前控制在可接受的范围内。此外，在行情及波动率水平发生波动的情况下，同期货工具的加减仓操作相比，企业可以利用期权工具对仓位进行更加优化的处理。

除策略所需资金规模及持仓风险的差异外，面对不同级别的行情及波动率水平，针对企业的风险需求，期权多样化策略可以使企业进行精细化风险管理，并为企业争取额外收益，而传统期货套期保值无风险敞口，很难产生额外收益。

需要注意的是，有别于动力煤期货合约，动力煤期权合约数量众多。因此，如何合理选择期权合约进行风险管理，是参与套期保值的产业企业应该考虑的一个重要问题。套期保值合约的选择应该综合考虑与现货价格的相关性、流动性等因素。

通过以上所述，可以看到，动力煤场内期权以更优的资金使用效率及更灵活丰富的策略组合，促使动力煤产业链企业能够利用动力煤期权，根据自身需求制订更精细化的风险管理方案。随着动力煤场内期权的上市，有理由相信，其一定会进一步推进煤炭产业风险管理与贸易模式的再升级，实现服务实体经济的重要使命。

（来源：期货日报）

煤炭资源税优惠政策亟待优化

近年来，党中央、国务院高度重视减税降负工作，出台了一系列减税降负措施，有效减轻了企业负担，促进了企业转型升级。煤炭采掘业作为国民经济的基础性产业，感受到国家减税降负的力度，但税负相对过重问题仍然突出。

目前，煤炭企业税费种类较多，煤炭开采过程中发生的土地征迁、青苗补偿和塌陷治理等成本，无法抵扣其进项税额，同时煤炭企业作为重资产行业负债较高，根据现行的增值税政策，企业支付的贷款服务利息进项税额不能进行抵扣。煤炭企业税负在20%以上，是制造业的2～3倍，煤炭企业税费负担较重。

即将于9 月1 日施行的新《资源税法》，确定的煤炭资源税率为2%～10%，同时取消了煤炭企业选煤折算率。目前，全国各地正在参照新颁布的《资源税法》，拟定煤炭资源税率相关标准。根据测算，即使选煤资源税税率按最低标准2%征收，煤炭资源税负将增加30%以上。

近年来，煤炭企业安全投入较大，工资成本、土地成本、环境治理及税费等成本不断上升，安全生产经营压力较大。尤其是2020年以来，受新冠疫情影响，我国经济下行压力剧增，对煤炭等基础能源需求锐减，煤炭企业利润较2019 年同期降幅较大。2020 年一季度，全国规模以上煤炭企业实现利润421.1亿元，同比下降29.9%。

为确保煤炭企业安全平稳发展，笔者建议研究出台煤炭资源税系列优惠政策，力保国家能源安全和产业链供应链稳定。

保留煤炭充填开采资源税优惠政策。充填开采是随着回采工作面的推进，向采空区或离层带等空间充填矸石、粉煤灰、建筑废料以及专用充填材料的煤炭开采技术。采用充填方式实施的保水开采是为保护地表水体、开采煤层上覆岩层水体和下伏岩层水体，采用充填方式减少水体损害的煤炭开采方法，主要包括采空区充填、上覆岩层离层带注浆充填、下伏岩层注浆充填加固等。利用充填开采能够快速、有效地充填采空区，阻止岩层发生大规模移动，实现水体下、建筑物下采矿，同时保护了地表不遭破坏，维持原有的生态环境。

目前，煤炭企业注浆充填开采增加成本50～70元/t，给企业带来较大的成本压力。新颁布的《资源税法》中未明确采用充填开采资源税优惠政策，建议继续保留对充填开采取得的煤炭产品给予资源税税收优惠，并扩大资源税减征优惠幅度，将减征50%提高到60%以上。

明确煤炭低品位矿范围。低品位矿是按我国部、省级发布的相应矿种现行地质勘查规范相关规定，介于该矿床一般工业指标中边界品位和（最低）工业品位之间的矿产资源。对于煤矿来说，低品位矿是为了开采主煤层或者为了矿山安全等原因必须开采灰分大于40%的伴生炭质泥岩的情形。低品位矿开采成本高、效益低，对于企业来说投入效益差。为了鼓励企业开采低品位矿产品，新《资源税法》在资源税征收方面给予减征和免征的优惠，这既有助于促进资源节约利用，又有利于促进绿色发展。但是税法并未对低品位煤炭的范围进行明确。建议对低质煤、残采煤、煤泥、煤矸石等低品位煤炭的范围进行明确。

对煤炭企业超税负部分给予返还。当前，煤炭企业受新冠疫情与煤价下行影响，效益大幅下滑，企业短期内靠自身经营难以消化。为做好“六稳”工作落实“六保”任务、提供有效制度供给，建议借鉴2014 年国家实施“营改增”试点过渡期财政扶持政策的做法，研究出台新一轮资源税改革的过渡期财政扶持政策，对新资源税法实施后的3～5年内，煤炭企业因资源税改革增加的税负部分，地方政府以奖补形式给予财政返还，专项用于矿山生态环境治理和土地复垦。其中：2020 年9-12 月返还100%，2021年返还90%，2022年返还80%，2023年返还70%，2024年返还50%。

加大资源枯竭开采矿产品资源税优惠幅度。新《资源税法》对衰竭期矿山开采的矿产品减征30%资源税的规定，针对的是开采年限超过15年且剩余采储量在20%以下的矿。目前，煤矿开采分的层次很多，有的开采年限甚至长达50 年以上，随着开采年限的延长，煤矿的开采难度加大，资源品位下降，同时由于环保要求，矿山生态修复的成本大幅增加。建议加大衰竭期矿山减免力度，根据衰枯竭矿井衰竭的程度和开采年限，分别给予资源税减征30%～60%的优惠政策。

（来源：中国能源报）

推动露天煤矿发展要把环保规划前置

近年来，我国露天煤矿发展迅速。数据显示，其煤炭产量占全国煤炭总产量的比重由2000 年的4%左右提高到2018年的16%左右。

可喜的数字背后，尚存对环保生态问题的担忧。今年全国“两会”期间，在参加内蒙古代表团审议时，习近平总书记强调，要持续打好蓝天、碧水、净土保卫战，把祖国北疆这道万里绿色长城构筑得更加牢固。

包括内蒙古露天煤矿在内，目前我国共有露天煤矿400多座。露天煤矿具备规模大、效率高、集约性强等显著优势，但同时也存在对土地的破坏和征占现象，影响部分地区原本脆弱的地表生态。

资源开发与环境保护的博弈关系，在露天煤矿发展上集中凸显。不过，《煤矿安全生产“十三五”规划》明确提出，要积极发展大型高效集约化矿井和大型露天煤矿。这为露天煤矿发展基本指明了方向。

这里所指的“大型”背后的真正含义，是合理的整合与科学的规划，统一开发，提高产业集中度，而非一处一坑，自我延展，孤军奋战。此外，整合与规划后必然要求统一的标准和规范的管理，设计、建设、生产、外包资质等，在小环节处统一，才能在大环节处严丝合缝，建成真正意义上的大型露天煤矿。

在此基础上，一旦大型露天煤矿落成，环保问题必然是纳入开采与生产环节统筹考虑的重要问题。在笔者走访的几家大型露天煤矿中，不少露天煤矿已经体现出超前规划意识。山西平朔安太堡煤矿在建设之初便为生态恢复留出空间，30多年来累计投入20亿元用于生态环境治理，矿区土地复垦率达到95%以上，复垦面积高达4 万亩；抚顺矿业集团西露天煤矿作为中国大陆陆地最低点，环境破坏问题一度比较严重，自2002 年开始全方位实施绿化、美化和亮化工程，如今正计划以“历史遗迹+工业旅游”为核心，发展第三产业集群。

发展建设按计划、有规划，这是处理好露天煤矿发展过程中资源开发与环境保护博弈关系的重要前提；露天煤矿大型化、标准化，这是实现露天煤矿健康科学发展的未来趋势。把环境保护问题纳入前期规划中，让资源开发的经济红利充分释放，才能最大限度实现露天煤矿发展中资源开发与环境保护的非零和博弈。

（来源：中国煤炭报）