中国煤炭价格影响因素分析及预测

朱吉茂

(神华科学技术研究院有限责任公司，北京市昌平区，102211)

★ 煤炭市场 ★

中国煤炭价格影响因素分析及预测

朱吉茂

(神华科学技术研究院有限责任公司，北京市昌平区，102211)

通过统计、对比论证等方式，详细分析了影响煤炭价格的供需、价值、进口和政策四个方面，认为煤炭价格主要受供需关系影响，煤炭价值是基础支撑，进口煤、国家调控政策也是重要影响因素，长期来看，煤炭价格稳定在500～550元/t的可能性较大。

煤炭价格 供需 价值 进口煤 调控政策

煤炭是我国的主体能源和重要原料，煤炭行业的健康发展既关系到400万直接从业人员的生活保障，又关系到与之密切相关的煤电、钢铁、建材和化工等若干下游行业，更关系到国家能源安全。煤炭价格无疑是反映煤炭行业发展状况的重要指标，决定煤炭价格的变量很多，预测煤炭价格应重点考虑供需、价值、进口和政策四个方面。

1 国内煤炭供需关系

市场经济条件下，煤炭作为一种大宗商品，其价格变化主要由供需关系决定。研究国内煤炭供需关系主要研究供给和需求两个方面，其次是库存，库存能够反映供需变化阶段特点，但不是决定供需的核心因素。回顾我国煤炭历史产能、消费量，可以看出2001年是一个供需平衡点；之后加入世贸组织，煤炭需求高速增长，供给不足造成2002年开始出现供需紧张，2004-2007年供需非常紧张，2004年底到2005年底接连发生6次100人以上的煤矿死亡事故就是佐证；全球金融危机影响煤炭需求下，2008-2010年供需矛盾缓解；2011年又是一个平衡点；需求增速继续放缓，而产能惯性快速增长导致2012年、2013年开始出现产能过剩；2014-2015年出现严重过剩。可以看出，21世纪以来大部分时间我国煤炭供应是紧张的，造就了煤炭“黄金十年”。2001年以来国内煤炭产能供需阶段特征见表1。

表1 2001年以来国内煤炭产能供需阶段特征

1.1 煤炭供给

根据国家发改委统计，截至2015年底，全国煤矿总产能为57亿t/a，包括生产煤矿、停产煤矿、在建煤矿、技术改造煤矿，是全部现有煤矿产能的总和，细分产能构成，实际能够出力的产能约46亿t/a。预测未来一段时间煤炭供给情况(净进口也是供给，但比重不大)，需要分析生产煤矿衰老报废、手续齐全在建煤矿投产、手续不全煤矿置换、淘汰过剩落后产能等因素。通过详细测算，2016年开始能够出力的产能开始缓慢下降，预计2020年将下降到42亿t/a，2025年将下降到41亿t/a。

1.2 煤炭需求

1.2.1 煤炭需求面临的形势

(1)天然气和非化石能源替代作用增强。降低煤炭消费比重是全球能源发展大势，BP世界能源展望(2017年版)预测，2035年煤炭占全球能源消费的比重将下降到22%左右，比2015年下降7.2个百分点，空缺将由天然气和非化石能源补充。《能源发展“十三五”规划》提出把发展清洁低碳能源作为调整能源结构的主攻方向，着力降低煤炭消费比重，并制定了约束性指标，规划2020年天然气消费比重力争达到10%、非化石能源提高15%以上、煤炭消费比重降低到58%以下，分别比2015年上升4.1个、3个和下降5.2个百分点。大力发展天然气和非化石能源，对煤炭的挤出效应是不能忽视的。

(2)碳减排制约煤炭消费。我国生态环境容量接近极限，煤炭开采利用存在一定的环境负效应，特别是部分小煤矿私挖滥采和大量使用散烧煤放大了这种负效应。《巴黎协定》发出非常明确信号，世界经济必须走绿色、低碳、气候适应型和可持续发展的道路。从国际看，欧美发达国家去煤化趋势明显；从国内看，长期依靠大量化石能源投入的发展模式日益受到资源禀赋和生态环境约束。中国在国家自主贡献中提出2030年左右二氧化碳排放达到峰值，并争取尽早实现。尽管碳捕集、利用与封存技术已取得重大进展，有利于解除和降低碳约束，但目前成本还比较高，碳约束是制约煤炭消费的重要因素。

1.2.2 一些机构预测的煤炭需求

国内多家机构通过各自的方法或模型计算对煤炭消费进行了预测。中国煤炭工业协会2013年运用煤炭消费弹性系数法预测2020年全国煤炭消费量将达到48亿t左右。中国煤炭工业发展研究中心2013年用能源消费弹性系数法、人均能源消耗法、单位国内生产总值能耗法、主要耗煤部门法四种方法预测2020年全国煤炭需求量为43～46亿t。中国能源研究会2014年初发布了《煤炭峰值预测及应对》报告，预测2020年全国煤炭消费量达到峰值41～47.6亿t。国家发改委能源研究所专家认为，2013年煤炭消费量已达到峰值，2020年应该在40亿t以内。国务院发展研究中心2014年构建了多因素协整模型、误差修正模型和向量误差修正模型，预计我国煤炭需求峰值出现在2020年，峰值水平为45亿t。中国工程院2014年通过计算得出我国允许最大煤炭消费量为49亿t，但如果考虑未来碳排放约束，最大允许量将大幅降低。中国能源经济研究院2015年结合能源规划约束下能源消费结构变化趋势和一次能源需求进行中长期预测，认为2020年全国煤炭需求量将达到41.5～46.5亿t。

上述机构得出的煤炭需求量在40～49亿t之间，差异较大，大多数预测高于2014年国务院发布的《能源发展战略行动计划(2014-2020年)》提出的2020年煤炭消费总量控制在42亿t左右的目标，也高于《煤炭工业发展“十三五”规划》预测的41亿t。

1.2.3 按产业预测煤炭需求

煤炭消费主要集中在电力、钢铁、建材、化工四大行业，可充分利用相关行业机构研究成果，通过对四大主要耗煤行业煤炭需求量预测全国煤炭需求量。

华北电力大学2016年预测，2020年煤电发电量将由2015年的3765 TWh增加到4757 TWh，2025年缓慢下降到4643 TWh；加上城市化率上升随之提高的供热用煤，预测2020年、2025年电力行业用煤量为21.3亿t、21.5亿t。中国钢铁协会预测，2020年粗钢产量将由2015年的8.2亿t下降到7.8亿t，预测煤炭消费量下降到5.4亿t。中国建材协会预测，2020年我国水泥需求量为25亿t，比2015年增加0.5亿t，煤炭消费量将下降到5亿t。中国煤炭加工利用协会预测，2020年煤制油、煤制气、煤制烯烃、煤制乙二醇产量将分别由2014年的150万t、30亿m3、400万t、165万t增加到1045万t、160亿m3、965万t、387万t，预测化工行业煤炭消费量为3.6亿t。中国工业已进入重化工业后期，“十四五”时期钢铁、建材行业用煤量将进一步下降，煤化工行业进入平台期，用煤增量放缓；其他行业在电代煤、气代煤和加大小锅炉淘汰进程中，用煤量都将下降。

综上，预计2020年、2025年全国煤炭需求量分别为41亿t、40亿t。我国煤炭消费峰值已经过去，已进入40亿t左右的平台期。需要指出的是，上述煤炭需求量是建立在非化石能源满负荷出力的基础上，若不达预期，市场空白还需靠煤炭来补充。2020年、2025年我国煤炭需求预测情况见表2。

表2 煤炭需求及预测 亿t

注：电力包括发电及供热用煤

1.3 未来煤炭供需判断

通过研究和预测2017-2025年国内煤炭供给、需求情况，预计2017-2019年煤炭市场仍将长期处于严重过剩阶段，2020年之后进入相对过剩阶段，只是过剩态势有所减轻。国内煤炭产能供需阶段特征见表3。

注：未考虑按276天重新核定能力

2 煤炭价值

马克思劳动价值理论认为，价格是从属于价值并由价值决定的货币价值形式，价格围绕价值上下波动，价格最终要反映价值。煤炭价格低于成本时期，煤矿陷入亏损，自然就会减少投资，供给减少到一定程度就会出现供不应求，价格上升；煤炭价格高于成本时期，投资者有利可图，自然加大投资，供给增加到一定程度就会出现供大于求，价格下跌。煤价过高和过低都不正常，不利于煤炭和上下游产业平稳发展，从中长期看，煤炭价格是向价值回归的过程，成本一般与价值呈正相关关系，成本是构成煤炭价值的重要支撑。

2.1 现有成本构成

煤炭成本是指生产成本费用，是煤炭企业在煤炭生产中所发生的一切费用，包括可控生产成本、不可控制造费用、税金及附加和期间费用；如果煤矿企业把商品煤运输到港口下水销售的话，成本中还包括物流成本。我国煤炭生产和消费煤种以动力煤为主，为便于比较，选取秦皇岛港23.0 MJ/kg动力煤平仓价作为分析对象。

2.1.1 生产成本费用估算

秦皇岛下水煤炭主要来自鄂尔多斯、陕北、晋北等区域，充分考虑资源条件、技术工艺、安全生产、经营管理等影响煤炭成本的因素，搜集了神东公司、神华准能、陕煤化、平朔和同煤等10家企业煤炭生产成本费用，这10家企业2015年煤炭总产量为7.6亿t，占全国煤炭总产量的20.3%，基本可以代表煤炭调出区的主流水平。各企业成本加权平均估算出的生产成本费用为180元/t。

2.1.2 物流成本估算

大秦铁路煤炭运输量近年来一直保持在4亿t/a左右，占全国主要港口煤炭发运量的62%，煤炭铁路运输终点选择秦皇岛港。考虑鄂尔多斯、陕北、晋北的地理位置和煤炭调出量，以及到秦皇岛港的平均距离，起点适合选择准格尔薛家湾。大秦铁路全长653 km，大准铁路正线全长264 km，按吨煤电气化铁路运输费率0.17元/t·km计算，加上煤炭上站短倒装车费30元/t和港杂费24元/t，平均运输费用约210元/t。“三西”地区主要煤炭企业23.0 MJ/kg动力煤生产成本费用加上物流成本，得出秦皇岛港23.0 MJ/kg动力煤平仓成本为390元/t。

2.2 成本变动分析

煤炭成本构成中比重较大的主要集中在材料燃料成本、人工成本、环境成本、税费成本、期间费用和物流成本等几方面。未来一段时间，不考虑物价上涨因素时，材料燃料成本、环境成本是上升趋势，人工成本、期间费用是下降趋势，税费成本、物流成本变化不大；物价上涨时可能推动材料燃料成本、物流成本等上涨，但随着技术进步、工作效率的提高，物价上涨因素存在被技术进步抵消的可能，因此总体来说未来煤炭成本变化不大。

2.3 煤炭价值判断

煤炭生产成本费用抵扣后增值税税率一般在9.5%～10.5%，按10%计算，运输环节税率按10%计算，考虑企业销售利润率为8%，“三西”地区动力煤平仓价为463元/t，是维持企业简单再生产的最低价格，基本反映了“三西”地区主要煤炭企业下水煤价值，价格不会长期大幅度高于或低于成本，高于成本是正常状态，才能吸引企业继续增加投资推动行业向前发展。

3 进口煤替代作用

全球煤炭是一个连通的大市场，通过煤炭贸易使国际、国内煤炭价格相互影响。从历史数据看，我国煤炭进口量较多的国家有澳大利亚、印尼、蒙古、俄罗斯、南非和朝鲜等。从未来看，相对于我国煤炭产业优势较大、竞争力强的主要是澳大利亚和印尼，研究进口煤重点研究澳大利亚和印尼即可。

3.1 澳大利亚煤炭品质好、竞争力强

澳大利亚煤炭资源丰富，开采条件好，煤质优良，开采成本低，在全球竞争力较强。近几年，澳大利亚煤炭产量增长很快，且主要用于出口。澳大利亚现有生产煤矿100余个，2016年原煤产量5.51亿t，出口煤炭3.9亿t。截至2015年底，澳大利亚处于在建、前期阶段的煤矿产能超过5亿t/a，增产潜力大。

由于国内消费比较稳定，澳大利亚新增产能的主要市场在国外，有强烈的出口意愿。中澳签订的自贸协定已完全生效，澳洲进口煤关税降至零，高质量的澳洲煤对我国煤炭的压力将长期存在。

3.2 印尼煤炭性价比高，颇受我国欢迎

截至2014年底，印尼煤炭资源探明储量280亿t，煤种以褐煤、次烟煤为主，煤质具有高水分、低灰分、低硫分、高挥发的特性。印尼现有生产煤矿148座，计划建设32座，正在规划的有6座，还有较大增长空间。2016年，印尼煤炭产量4.34亿t，出口煤炭3.69亿t。

印尼煤矿以露天开采方式为主，生产成本低。煤炭运输以海运和内河的驳船运输为主，煤炭产地距离港口较近，运输成本低廉，在亚洲煤炭市场竞争力强，向中国、印度、韩国、日本出口的煤炭量占其煤炭出口总量的70%以上。印尼煤具有带负荷能力强、粒度均匀和较好可磨性等优势，加之价格低廉，在中国东南沿海地区很有市场。

3.3 进口煤是影响我国煤炭价格的重要因素

2012年4月-2016年1月广州港动力煤价格对比情况见图1，由图1可以看出，绝大多数时间山西优混(23.0 MJ/kg)库提价高于澳洲煤(23.0 MJ/kg)，当山西优混价格快速下降时，澳洲煤价格紧随下降，且下降幅度更大；当山西优混价格上升时，澳洲煤价格也会上升，且幅度低于山西优混，显然澳洲煤采取的是价格跟随策略。除个别时间点外，澳洲煤价格比山西优混低5～50元/t，多数在5～20元/t之间，且2015年初开始价差稳定在5元/t，说明煤价过低的情况下，进口煤无力继续打价格战，为维持销量，不得不以5元/t的价格优势出售，可以看出全球动力煤价格由中国主导。

图1 澳洲煤、山西优混价格对比示意图

澳大利亚、印尼煤炭生产成本低，距离港口近，在廉价海运的支持下，竞争力明显比我国煤炭要强，特别是在东南沿海地区优势更加明显。煤价低的时候，进口煤不得不压低价格；煤价回升到一定高度后，澳大利亚、印尼煤利润空间扩大，必将加大出口量，我国进口煤数量将长期保持在2亿t/a以上，对国内煤炭价格上涨形成压力，因此进口煤对我国煤炭价格的影响，特别是对价格上升幅度的影响不得不考虑。

4 国家调控政策

当煤炭市场严重失灵、煤炭全行业亏损、危害到国家能源安全时，政府不得不运用有形之手调节和干预市场，从价格看，调控成效是显著的。

4.1 减量化生产

为扭转煤炭供求关系严重失衡，2016年2月国务院出台《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》，提出引导企业不超过276个工作日减量化生产。煤矿生产时间由330天降低到276天，相当于打了8.4折，瞬间改变了煤炭产能过剩局面，加上部分资源条件差、成本较高的已停产或减产煤矿恢复生产需要较长时间，必定造成煤炭供不应求，煤价快速上涨。

4.2 淘汰落后产能

《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》要求从2016年开始，用3～5年的时间，再退出产能5亿t左右、减量重组5亿t左右。2016年政府计划淘汰落后产能2.5亿t，在补贴政策鼓励和强大压力下，实际完成淘汰落后产能3亿t以上，淘汰的大部分是停产、半停产煤矿，减少的产量在3000万t以上，虽然总量不大，但对减少库存、改变市场预期影响是明显的。

4.3 释放先进产能

在《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》控产量强力作用下，加上房地产和基础设施投资增加带来的能源需求，煤炭供大于求的状况开始转变，秦皇岛23.0 MJ/kg动力煤价格由2015年底的345元/t回升到2016年9月的500元/t，且还有上升空间。

为缓解煤价过快上涨势头，2016年8月，国家发改委制定《关于稳定煤炭供应、抑制煤价过快上涨工作预案(讨论稿)》，预案分为三、二、一级响应机制，环渤海动力煤价格上涨到460元/t以上且连续两周上涨、上涨到480元/t、上涨到500元/t分别启动三、二、一级响应机制，将日均增产20万t、30万t、50万t。

4.4 调控政策走向

减量化生产、淘汰落后产能、释放先进产能，都属于供给侧改革的主要内容，目的是纠偏市场、促进煤价合理回归，当价格大幅度上涨后又不得不降温。从国家制定的稳煤价工作预案看，三级响应设置为环渤海动力煤价格指数上涨到460元/t，一级响应设置为500元/t，说明相关部门制定政策的出发点是将指数稳定在460元/t以下，推测当时心理价位是不高于500元/t，但2016年底煤价超过了700元/t，并未完全按调控走，从中可以看出我国煤炭市场的复杂性。

从较长时期看，一般情况下，国家不会轻易干预煤炭市场，政策调控作用会减弱，但经实践证明非常有效的276天生产政策应保留，以备不时之需。从国际经验看，长协机制是主流，煤炭生产企业和消费大户签订长期合同并严格执行，用长协合同左右市场价格，能够确保煤电双方均有盈利，我国也在积极推广这一模式。

5 结语

通过上述分析，我国煤炭产能将持续过剩一段时间，产能过剩不利于煤炭价格稳定，但过剩程度将逐步减轻，产能对煤价的下拉力量会减弱；长期来看煤炭价格受价值刚性支撑，决定煤价不会太低，长期亏损会毁掉煤炭行业，不利于国家能源安全；澳大利亚、印尼煤炭竞争力强，国内高煤价会吸引更多进口煤，进而对国内高煤价形成打压；煤价过低、过高都不利于煤炭和下游行业健康发展，极端情况下国家调控政策将出手。

河北、河南、山东、安徽等省份也是我国产煤大省，煤炭成本高于“三西”地区，在全国处于比较高的水平，考虑这些省份煤矿实现微利运行才能保证我国煤炭稳定供应，煤炭价格长期来看稳定在500～550元/t是可能的，处于国家提出重点煤电企业动力煤价格500～570元/t的绿色区域。

[1] 国家发展与改革委员会，国家能源局.煤炭工业发展“十三五”规划[R].北京：国家发展与改革委员会，国家能源局，2016

[2] 李瑞峰，朱吉茂.从成本角度分析煤炭价格走势[N].中国煤炭报，2016-11-23

[3] 刘畅，孙超.未来中长期我国煤炭需求预测[J].中国煤炭，2017(10)

AnalysisandpredictionoffactorsaffectingcoalpriceinChina

Zhu Jimao

(Institute of Science and Technology, Shenhua Group Co., Ltd., Changping, Beijing 102211, China)

Using statistics, comparison and demonstration methods, this paper analyzed four aspects that mainly affect coal price in detail, including supply and demand, coal value, import and policy, and suggested that coal price were mainly affected by supply and demand coal, coal value was the basic factor, coal imports and the national regulatory policies were also important factors, coal price was more likely to keep at 500～550 RMB/ton in the long term.

coal price, supply and demand, value, imported coal, regulation policy

TD-9

A

朱吉茂.中国煤炭价格影响因素分析及预测[J].中国煤炭，2017，43(11):20-24.

Zhu Jimao. Analysis and prediction of factors affecting coal price in China [J].China Coal，2017，43(11):20-24.

朱吉茂(1975-)，男，四川广安人，高级工程师，主要从事煤炭工业发展战略研究、重大技术问题调查研究和政策研究。

(责任编辑 宋潇潇)