2009年一季度，受国际金融危机继续蔓延、国内经济下行压力较大的影响，煤炭产运需在低位运行，动力煤供需关系总体基本平衡，市场价格基本平稳。2009年后三个季度，动力煤需求比上年不会明显增长，供应能力相对宽裕，在主要产煤省区和部分国有重点煤矿有效实行限产策略的情况下，动力煤市场有望在低位水平上保持总体宽松的供需平衡，并随季节变化而有所波动。其中二季度动力煤需求有可能继续呈下降态势，煤炭生产和运输能力相对富余，动力煤产运需继续在低位运行并朝宽松方向发展。　　我国煤电[url=]产业[/url]关系不顺，主要是受困于资源成本上升与改善国计民生的宏观矛盾格局，对此，应由国家承担社会公益开支，并将流失于中间商的利益回归于煤电两个产业，推进煤电联营。
　　一、动力煤供需形势预测
　　一)拉动煤炭需求的终端动力总体上呈减弱趋势
　　新开工项目增加可对重工业及能源产业链起到一定支撑作用。2008年新开工项目计划总投资按可比价核计下降5%左右，这是重工业及能源产业链急转直下的重要原因之一。国家出台的4万亿元投资大单，将可促使新开工项目计划总投资反弹。但政府主导的投资项目多属于基础设施建设和环保、生态工程项目，对能源及重工业产业链的拉动强度相对较弱。与此同时，市场主体投资信心下降，由中小企业主导、开工初期对高载能产品需求较大的新开工项目减少。综合考虑政策和市场两个方面的情况，预计新开工项目会有所增加但增幅不大，可对重工业及能源产业链起到一定支撑作用。
　　但房地产开发、重工业建设和高载能产品[url=]出口[/url]等终端动力还将继续减弱，这决定了2009。年重工业及能源产业链很难走出低谷。
　　二)消耗动力煤的主要产业仍然低迷，动力煤需求难有明显增长
　　消耗动力煤的主要产业仍将低迷，分述如下：
　　电力行业。此前几年重工业是拉动用电量增长的主要动力，2009年重工业处于低谷，这决定了用电量很难大幅增长。3月份全国发电量出现了逐旬走低的情况，清明节小长假期间，全国日均发电量同比下降4.4%，4月上旬电量同比降幅比3月下旬进一步加大。目前发电量下滑的态势虽较去年底有所好转，但前半年发电量的负增长态势未得到根本扭转，预计后半年恢复同比增长，全年增幅在5%左右。2008年底水电装机容量增长15.7%，增幅明显高于火电的8.2%，2009年仍是水电和可再生能源发电项目的投产高峰期，国家要求全额安排可再生能源项目并网发电，优先安排大型水电、核电、热电联产、资源综合利用机组发电，进入二季度，随着北方取暖结束和南方水电出力增加，电厂供热量及火电机组利用小时会进一步下降。预计火力发电量全年增幅在3%以下，热电厂供热量增幅将比上年明显回落，其中前半年火力发电量、电厂供热量皆呈负增长状态。2009年国家关停小火电机组1300万千瓦，高效燃煤发电机组的年利用小时数将明显高于低效燃煤发电机组，据此预计电煤需求比上年有小幅增长或基本持平。
　　建材行业。国家扩大内需政策对水泥行业的拉动力度相对较大，但房地产开发规模扩张势头明显减弱，建材行业增势不会太强，据建材协会统计，1—2月停产减产水泥企业产能达到1.5亿吨/年，为近年来所罕见。目前水泥产量保持较高增幅，主要是去年同期基数较低所致，3月份水泥产量同比增幅已明显趋缓，二季度增幅可能进一步回落，预计水泥产量全年增幅在5%左右，墙体材料、石灰、平板玻璃等建材产品产量都会有不同程度下降。考虑到工艺结构优化、节能[url=]技术[/url]进步等，预计建材行业煤炭需求量同比将基本持平或略有下降。
　　总体看，2009年动力煤需求与上年基本持平或有小幅下降，其中二季度处于淡季，有可能环比、同比皆呈下降态势。
　　三)煤炭供应能力相对宽裕，供需关系总体宽松
　　煤炭生产。从煤炭生产看，一方面，近几年来，我国每年新投产煤矿生产能力一直在2.5亿吨以上，近期仍将陆续有一批大型、特大型煤矿相继投产。另一方面，山西、贵州等主要产煤省区正在对小煤矿实施资源整合、技术改造，影响到部分矿井产能发挥。近期部分地区相继发生煤矿重特大安全事故，有关省区加大了安全整顿力度，对复产验收更加严格。综合起来看，当前煤矿实际产能相对于需求仍有明显富余。
　　煤炭运输。随着近几年不断实施铁路运煤通道技术改造，运能明显增加。但自去年四季度以来，运输需求明显下滑，运能长期短缺的状况明显缓解。4月初石太客运专线建成投运，进一步释放了部分货运能力。虽然近期包兰线、大秦线等进行改造和集中检修，但不会对北通路的煤炭外运带来大的影响，相反，改造检修完成以后，将有利于增加和发挥既有运能。总体看，铁路煤炭运输能力仍然比较宽松。
　　供需关系。综上分析，2009年后三个季度煤炭需求比上年不会明显增长，供应能力相对宽裕;主要产煤省区和部分国有重点煤矿实行了“以成本定价格，以价定销，以销定产”的限产策略，如果认真落实，可有效控制煤炭产量过度增长。判断在实行限产策略的情况下，动力煤市场有望在低位水平上保持总体宽松的供需平衡，并将随季节变化而有所波动。其中二季度动力煤需求有可能继续呈下降态势，煤炭生产和运输能力相对富余，煤炭产运需继续在低位运行并朝宽松方向发展。但也存在一些不确定因素，如果煤炭总量调控不当，小煤矿大面积复产，有可能出现明显的供过于求;受气温、水电出力和行政[url=]干预[/url]等影响，不排除个别时段或区域出现供应偏紧的现象。
　　二、煤电产业关系分析
　　一)煤电两个产业之间的关系、尤其是两个产业的大型企业之间的关系，还远远没有理顺
　　表现在三个方面：一是每年产运需衔接，与五大发电集团[url=]公司[/url]下属电厂签订电煤合同往往都不顺利。二是煤炭行业向五大发电集团公司供应电煤呈亏损状态。2008年1-11月，原中央财政煤炭企业原选煤单位成本313.4元/吨，电煤平均售价313.5元/吨，电煤平均售价与原选煤单位成本持平，扣除按市场价格销售的电煤，仅以销售给五大发电集团公司的电煤合同价格核计，则煤炭企业向五大发电集团公司销售电煤是亏损的。多数企业亏损额度在100~200元/吨之间，在煤炭价格大幅上涨的形势下，仍有大同、陕煤、龙煤等国有重点煤矿因向五大发电集团公司供应电煤比例较高而亏损或处在亏损边沿。三是电煤供应患有“政府依赖症”。
　　二)煤电产业关系不顺的原因——受困于资源成本上升与改善国计民生的宏观矛盾格局
　　从长远看，随着资源开采成本上升，矿产资源价格必然呈上涨趋势。此前几年，在全世界范围内，石油、矿石、煤炭等矿产资源的开采成本和销售价格皆有大幅上涨，我国煤炭价格大幅上涨还有弥补历史欠账、使成本完全化的加幅因素。据国家安监总局统计数据，2001-2008年，原中央财政煤炭企业原选煤单位成本年均增长15.1%，商品煤综合售价年均增长16.1%，供发电用煤平均售价年均增长11.9%。
　　但考虑到下游行业和人民群众的承受能力，国家所掌控的电力价格运行轨迹是持续、稳步上涨，并未随煤炭价格波动而波动。据国家统计局分行业[url=]价格指数[/url]，在1998-2000年煤炭市场疲软期间，煤炭价格累计下降了10%，但电力价格却上涨了9%;2003-2007年煤炭市场处于相对旺盛阶段，煤炭价格年均上涨10.2%左右，但电力价格年均只上涨2.5%左右。
　　近两年电价上涨迟缓致使我国电力价格水平总体偏低。据分析，我国电力价格与同样煤炭资源丰富的美国相比，2007年我国销售电价、工业电价分别为0.07美元/千瓦时和0.069美元/千瓦时，美国销售电价、工业电价分别为0.085美元/千瓦时和0.064美元/千瓦时，销售电价我国偏低(原因是居民用电价格低)，工业电价基本持平。若将我国的能源稀缺地区上海、广东与能源稀缺的日本相比，2006年上海工业电价是日本的80.0%，广东工业电价是日本的86.5%。但与同样属于发展中国家的印度相比，我国电价略微偏高。考虑到发展中国家与发达国家能源价格的差异性，与国际能源署统计的多个国家的简单平均价相比，2007年我国销售电价约占国际平均价格的50.2%，工业电价约占国际平均价格的64.5%。
　　另外，也有相当一部分电煤通过中间商结算，部分运力需要支付点装费，侵蚀了煤电双方的利益。
　　三)理顺煤电产业关系的政策主张——由国家承担社会公益开支，并将流失于中间商的利益回归于煤电两个产业，推进煤电联营
　　实行税收优惠政策，推进电煤直销，补足电价损失。推行“电煤直销低税率”政策，即：凡是由电厂直接对煤矿结算电煤货款的，可执行较低的[url=]增值税[/url]率;煤炭企业参照供应其他行业的动力煤价格，对电力企业除按商业规则实行大户优惠外，还参照税收优惠幅度给予相应幅度的特别优惠，等于政府间接地向电力企业让一部分利益;同时，通过推行电煤直供直销，将流失于中间环节的利益收回到电力企业。
　　加快建立科学、规范、可操作的电煤价格确定机制。遵循多元并轨、以到站价为基准实行同质同价、双向优惠、合理确定煤炭成本→电煤价格传导机制、合理确定国内电煤价格与国际动力煤长协价格比价机制、保持电煤价格相对稳定等原则确定电煤价格，建立与电煤价格确定机制相配套的指标体系，最终建立起确定电煤价格的数学模型，在政府监控下由煤电双方认可的机构操作电煤价格模型，每年一度提出电煤定价方案。
　　推进煤电联营。支持煤矿建设坑口电站，拆除不成文的行业壁垒。鼓励电力企业投资煤矿，扩大煤电[url=]产权[/url]联营。通过上述措施加快推进煤电联营。通过煤电联营，实现煤电两产业战略融合和利益[url=]均衡[/url]，减少电煤流通的中间环节，化解煤电价格波动[url=]风险[/url]。

(来源：中国电力发展与政策研究)(郝向斌)