总趋势以“稳”字为主

作者：中国能源研究会高级研究员 牛克洪

今年我国煤炭行业的总趋势还会以 “稳”字为主，稳中有动，煤炭行业总体形势将不会有大的改变。

首先，总的关注点应放在国家能源政策、方针以及部署上。我国正处于能源转型关键时期，全力发展清洁能源是当务之急。但我国作为能源消耗大国，即使煤炭在能源中的占比缓慢下行，也仍占比最重。我国能源行业的发展在短时期内，还将继续依赖煤炭。也就是说，就目前情况而言，国民经济的发展离不开煤炭。在这样的大背景下，如何发展清洁能源，如何控制煤炭燃烧过后的有害气体排放，也将是今年政策导向的关注点之一。此外，煤炭行业中关于安全监察政策是一直以来的关注热点，如何规避煤矿事故一直是煤炭行业发展中一大问题，故对于政策上有关安全生产的要求也会成为今年值得关注的重点。

其次，就目前的经济形势来看，在政策的宏观调控下，煤炭价格应不会出现太大波动，以5500大卡煤为例，其市场价格依旧会在600元/吨的市场价格上下浮动，动力煤价格的涨跌幅度预期不会超过50元/吨。

第三，鉴于经济形势发生的一些变化，2019年煤炭进口量将可能减少，但在我国去产能等方面因素的影响下，进口煤炭占煤炭总量的比例或将有所增加。由于进口煤炭运输直接到港口（北方七港）的特性，在很大程度上缓解了港口煤炭的运输压力。2018年我国进口煤炭总量约2.8亿吨，约占煤炭总量的8%，预计今年我国进口煤炭总量在2.5亿~3亿吨，与2018年相比减少的可能性偏高。

第四，预计今年煤炭行业国内生产总量将在满足经济发展的前提下继续减少。虽然总体趋势将处于持续减少的状况，但煤炭在能源总量的占比依然最大。

第五，今年的煤炭消费总量变化主要看电力需求情况。目前，我国煤炭消费总量中约60%为电力需求，故今年煤炭的消费总量的变化将由电力需求主导。考虑到清洁能源蓬勃发展，天然气气量充足的情况下，煤炭消费总量可能略有下降。但由于今年的经济形势，选择煤炭更能满足经济性需求，下降趋势将比预期缓慢。

供需逆向分布格局更加凸显

2019年煤炭行业将延续2018年发展态势，并呈现以下五个方面特点。

一是我国煤炭供需逆向分布格局更加凸显。我国煤炭的供需将从分布式（分散型）向区块化转变，而且这种逆向分布格局会越来越突出。未来山西、陕西、內蒙古将成为我国煤炭货源的主要供应地，晋陕蒙变为了主力煤炭生产区。我国煤炭供需区块化及西部产煤区的重要作用和战略地位越来越凸显。

二是煤炭区域性、时段性供需矛盾仍将存在。随着我国去产能和生态环保政策的继续强力实施，东中部地区不断关井减产，比如山东微山湖周边地区一下子关掉15个煤矿。由此山东、河南、河北、安徽等省煤炭产量将不断降低，煤炭需求缺口将不断增大，外来输煤量将不断增加。同时，冬夏耗煤高峰季节仍可能出现煤炭时段性供应紧张的问题。

三是煤炭市场价格将呈现下行微波动态势。就整体而言，我国煤炭供需状况是偏宽松的，由此会导致市场煤炭交易价格呈现下行微波动态势。其表现为：中长协动力煤价将回到绿色区间(500～535元 ／吨)，月度长协价和现货价格中枢将回到黄色区间(570～600元 ／吨)；焦煤焦炭价格与去年持平或略有上升。

四是煤炭生产消费清洁化约束压力会更大。未来能源清洁化、绿色化、低碳化趋势将进一步增强，这是不可逆转的大趋势，尤其煤炭行业肩负更重的责任，应给予高度关注。要从供给侧结构性改革着眼，从技术创新和管理创新两个方面发力，在生产与消费两端施策，大力推动煤炭升级。

五是煤炭运输方式“公转铁”更加强化。国家为保护环境和降低物流成本，正在推行“公转铁”政策，压减和降低公路运输量，增加铁路运输量。随着大秦线、蒙冀线、朔黄线、瓦日线、蒙华线等一批煤炭铁路专线运输能力提升，煤炭运输瓶颈制约将逐渐缓解，国家“公转铁”政策将会得到更加有效实施。

推动完善煤电价格联动机制

作者：华北电力大学教授、中国能源投资专委会副会长 王鹏

做好2019年能源经济运行工作，必须坚持以供给侧结构性改革为主线不动摇，更多采取改革的办法。煤电领域应正视问题，继续推动和完善煤电价格联动机制。

近年来国家出台和修订的煤电价格联动政策，成绩有三。一是在“市场煤、计划电、推电改”的进程中，建立了一套理论体系较为完善的经济制度，为政府部门维护市场秩序提供了简洁明快、行之有效的政策工具。二是在复杂的经济社会环境中，在上游的煤炭行业实施供给侧结构性改革和下游的工业企业降成本提效益的夹缝间，勇敢地进行了数次政策实践。三是在煤电价格联动政策实施多年的经验教训基础上，在听取多方意见建议后，对政策进行了较大程度丰富和完善。

也应看到机制设计及其执行面临的问题。一是制度设计偏理想。我们都认同，价格灵活反映市场供求，价格机制真正引导资源配置，价格行为规范有序；我们也都认同，电价不应一直作为政府的宏观调控手段。但制度设计之初应预判到，不同的经济景气程度，从社会发展的大局着眼联动机制实施的可行性问题。二是机制修订稍显仓促，经验教训汲取不足。三是政策执行偏被动。特别是在煤电价格联动机制触发条件后、社会各界诉求强烈时，应及时做好解释沟通工作。

煤电价格联动政策实施中出现这样或那样的问题不可怕，其总体上属于市场化变革 “成长中的烦恼”，关键是如何总结完善，建议如下。

一是充分认识煤电价格联动政策存在的长期性。煤电经常出现的价格矛盾是计划经济向市场经济过渡过程中的必然产物。我国的电力市场走向相对成熟的阶段，至少还需要十年以上时间。对没有进入市场部分的电量，采取煤电价格联动机制是较为通行做法。如何设计和执行好此项政策，应通盘谋划、科学设计、认真对待。

二是尽快修订补强煤电价格联动机制，在政策执行的刚性与柔性之间寻找新的平衡。要加入联动机制触发的专家评估环节，调整完善煤电价格联动周期和联动公式，进一步完善基准电价体系。

三是将煤炭和电力作为统一大市场加以监管，巩固煤炭价格联动机制的实施环境。相关部门应发挥作用，打击操纵市场等价格串谋行为。相关部门在“限煤令”“煤炭长协”“煤电联动”“煤电联营”等基础上，抓紧研究新的金融避险工具。

加强减排力度严控煤耗增量

作者：自然资源保护协会气候变化与能源项目分析师 李晶晶

2019年，我国要认真总结此前的经验和有利措施，确保煤炭消费保持在下降的通道上，为2020～2030年经济社会可持续、高质量发展夯实基础。

严控煤电和现代煤化工行业的煤耗增量。现代煤化工项目要充分考虑市场需求，补足短板，谨慎审批新的煤化工项目，暂停审批煤制燃料项目（煤制油、煤制气）。2019年现代煤化工的煤耗增长率预计将放缓到15%以下。

加大高耗能产业去产能力度和扩大去产能覆盖范围减少煤耗存量。从地方层面来推动去产能工作，鼓励跨省之间采用市场交易方式进行产能置换和交易。在提前完成“十三五”钢铁、煤炭去产能目标的基础上，及时调整制定更高的去产能目标任务。扩大去产能覆盖范围，纳入建材、化工、石化和有色金属等主要用能行业。政府应该鼓励行业自发的去产能行动，另外要酌情减少高耗能产品的出口量。

狠抓节能不放松。继续以国际领先水平为标杆，从结构节能、技术节能、管理节能等方面继续深挖潜力。深度挖掘跨部门、跨区域的工业余热作为清洁取暖的替代能源。强化电力需求侧管理措施，推动电力节约、高效、有序、智能利用，力保各行业的单位产品和产值的煤耗下降。

加快煤炭消费的清洁替代。加强电改力度，实施绿色经济调度，提高可再生能源消纳能力。加快跨区输电基础设施建设，鼓励东部受端地区采取长期协议、共同投资、兼并重组等多种方式与西部清洁能源大省加强合作，提升东部地区外送清洁电力的规模和保障能力。加快天然气价格改革和储气调峰能力建设，确保“煤改气”推得开、用得起。

煤控目标在地方的实施要讲求效果。要强化能源“双控”和煤控目标约束，确保重大耗能项目建设符合国家产业规划、节能环保标准和生态红线要求，并对其进行全过程监管。建议以煤炭为重点，完善跨区域、跨行业用能权交易机制，实现行业和地区之间能源资源高效配置，重点的高耗煤省份和地区2019年煤耗应同比下降2～3%，煤耗占比下降1～2个百分点。

重视环境约束、碳减排、能源转型和金融手段的协同治理。在当前要以改善空气质量为先导，促进煤炭消费下降。提高节能、可再生能源和化石燃料清洁利用技术的绿色金融支持，逐步减少对化石能源的投资，加大对煤炭消费的约束和压力。另外，之后两年的大气污染治理工作要从重点治理PM2.5转向PM2.5和臭氧的协同治理，以及挥发性有机化合物与氮氧化合物的协同减排，同时增加汞和空气中氨氮等总量控制指标，全国层面提高工业锅炉脱硫、脱硝、脱汞设施的覆盖率。

作者：中国煤炭工业进出口集团第一业务部原总经理、独立煤炭市场分析师 黄腾