【新华财经年报】2019年煤炭行业形势分析及2020年展望

中国金融信息网2020年01月21日14:22分类:新华财经年报

新华财经北京1月21日电(新华社经济分析师梁晓云)煤炭从“总量性去产能”全面转入“结构性去产能、系统性优产能”的新阶段,2019年我国煤价总体平稳,“淡季不淡、旺季不旺”特征明显,尤其进入冬季用煤旺季以来反而掉头向下,出现全年最低点。随着优质产能释放,煤炭供需总体宽松,但“西移”态势明显。世界煤炭产量延续了2016年下半年以来的周期性复苏态势,但2019年产量增速明显放缓。国际大型煤企或破产或主动退出煤炭业,全球“去煤化”进程加快,煤市前景不确定性增加。展望2020年,清洁能源替代进程加快、我国能源需求增速和能源消费强度将进一步下降,削弱煤炭消费增长动力,煤炭产能过剩将成常态,煤价重心或下移。不过随着煤炭生产重心“西移”,供需逆向分布更加明显,不排除会出现阶段性、区域性供需矛盾。

一、国内煤价总体稳定运行,1-11月份略高于绿色区间

(一)2019年煤价总体平稳,年末低位运行于绿色区间

2019年环渤海动力煤价先高后低,整体水平略微高于2018年,运行相对平稳,但多数时间运行于绿色区间以上(550元/吨—570元/吨),1月份至11月中旬,价格在570元/吨至578元/吨之间小幅波动。进入11月下旬后,受区域性、时段性的煤炭供需宽松影响,价格掉头向下,12月11日降至全年最低点550元/吨,此后至2019年底持续低位运行于绿色区间。

相比市场价,中长期合同价基本稳定在绿色区间之内,目前中长期合同制度和基础价+浮动价的定价机制已经成为煤炭行业平稳运行的压舱石和稳定器。近三年以来,中长期合同价格一直稳定在550元/吨至570元/吨之间浮动,2019年1-11月份中长期合同均价556.2元/吨,同比下降2.6元/吨。2019年电煤合同70%以上是中长协,其中三年的长协合同不在少数,加之较高的履约率,有效的保障了下游煤炭供应。

2019年进入冬季用煤旺季以来,下游电厂库存充足,可用天数持续在20天左右。截至2020年1月2日,下游沿海六大电厂日耗73.98万吨,库存为1553.72万吨,可用天数21天,煤价上涨暂无压力。而且从近几年煤炭价格波动规律看,下游用户在用煤高峰来临之前积极备货,一定程度上平抑了煤价旺季上涨预期,煤价“淡季不淡,旺季不旺”特征突出。虽然2019年末几起煤矿安全事故可能导致主产地产能释放有所放缓,加之寒冬到来,华东、华中等地民用电负荷增加,不过从近期煤市运行来看,依旧未能挽回弱势运行局面,全年煤市总体平稳。

(二)煤炭供求总体平衡偏宽松

2016年2月5日,国务院发布《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》(国发〔2016〕7号),提出自2016年起,3年至5年内,煤炭行业将退出产能5亿吨左右、减量重组5亿吨左右。作为提纲挈领性质的文件,煤炭行业去产能拉开帷幕。随后几年国家出台系列文件推进煤炭供给侧结构性改革,从2016年到2018年底,煤炭行业累计化解过剩产能8.1亿吨。2019年我国煤炭已由“总量性去产能”全面转入“结构性去产能、系统性优产能”的新阶段,全年关闭退出落后煤矿450处以上。煤炭行业从2012年至2015年的严重供大于求,步入到近几年供求基本平衡。

随着一些大矿井先进产能陆续释放,2019年1-11月份,全国原煤产量340721万吨,同比增长4.5%。煤炭进口29929.6万吨,同比增长10.2%。而1-10月份全国煤炭消费量仅同比增长0.8%,火电等主要用煤行业自5月份后,增速持续低于煤炭产量增速,煤炭供需总体宽松。

不过,随着供给侧结构性改革推进,煤炭生产地区集中度在进一步提升。业内人士认为,中国煤炭供应地大体可划分为三大区块:第一个产煤区块是山西、陕西、内蒙古、宁夏、新疆;第二个产煤区块是山东、河南、河北、安徽、江苏、东北三省;第三个产煤区块是四川、重庆、云南、贵州、甘肃、湖南、湖北、福建、广西、江西、青海等地。2018年第一产煤区块的煤炭产量占到全国煤炭总产量的73.5%,2019年1-11月份这一比重升至78.6%;而第二、三产煤区块的煤炭产量持续萎缩,煤炭供需地域由过去的分散型向区块集中化转变,西煤东运、北煤南运格局进一步显现。东北、西南、两湖一江地区煤炭产量较低,且产量持续萎缩,使得煤炭稳定供应与应急保障的难度加大,在用煤高峰或难免出现结构性紧张。

(三)进口对内贸煤炭补充作用明显,但对市场影响小于2018年

世界“去煤化”进程加快,国际煤炭需求萎缩,国际煤炭市场价格自2018年7月下旬以来震荡下滑,煤炭进口优势明显,海关数据显示,2019年1-11月,全国共进口煤炭29929.6万吨,同比增长10.2%。在国内煤炭生产格局西移的情形下,进口煤有效地补充了内贸需求,缓解了煤炭运力,一定程度上平抑了国内煤价波动。但从近几个月单月数据看,在经历了连续三个月进口量超3000万吨后,10月份首次跌破3000万吨,11月份继续跌至2078.1万吨,连续三个月煤炭进口量下滑。不过2019年与2018年7月初、10月初、11月中旬,连续采取限制进口措施不同,2019年进口收紧措施时间较晚,对煤炭市场的影响不如2018年四季度,对市场拉动作用有限。

(四)企业转型升级取得进展,利润总额在经历3年高增长后有所回落

在煤炭行业开始去产能之前的2013年至2015年,我国煤炭行业持续低迷,企业利润总额连续三年同比下降44%-65%,2015年全国规模以上煤炭企业利润仅实现441亿元。2016年煤炭行业开启去产能进程,2019年我国关闭退出落后煤矿450处以上。目前,煤炭企业由过去的中小煤矿为主、安全事故频出向大型现代化、智能化迈进,产业结构不断优化。中国煤炭工业协会数据显示,全国煤矿数量由2015年的12000多处减少到目前的5600多处,大型现代化煤矿的产量比重在大幅提升,预计目前已经占到了全国煤炭总产量的80%左右,其中年产量超过2000万吨的企业28家。与此同时,煤炭上下游产业融合发展,煤电、煤焦、煤化、煤钢一体化发展趋势明显,煤炭经济发展活力显著增强;新技术、新模式推动了新能源、现代物流、金融服务、矿区休闲旅游、健康养老等多元产业的协调发展;煤炭行业转型升级不断取得新的进展,部分大型煤炭企业非煤产业比重超过60%。

随着煤炭企业兼并重组、转型升级取得进展,近年来行业效益明显改善。相关数据统计显示,2017年规模以上煤炭企业利润总额同比增长290.5%,2016年则同比增长223.6%。2018年是煤炭去产能的第三年,行业利润同比连续第三年增长。据中国煤炭工业协会发布数据显示,2018年,全国规模以上煤炭企业实现利润2888.2亿元,同比增长5.2%。90家大型企业利润总和(含非煤)1563亿元,同比增长26.7%。2019年前9个月,全国规模以上煤炭企业实现利润为2165亿元 ,占全国煤炭产量70%的大型企业利润为1142亿元。

值得注意的是,煤炭企业利润总额在经历2016-2018年连续三年增长后,煤炭经济周期性增长动力明显减弱,2019年煤炭开采与洗选业利润总额出现同比下降。据国家统计局公布数据显示,2019年1-11月份,煤炭开采和洗选业实现利润总额2662.7亿元,同比下降1.7%。中国煤炭工业协会认为,随着煤矿新增产能继续释放、新能源发展水平的持续提升,煤炭供给将进一步向宽松方向转变,煤炭经济下行压力有加大趋势。

二、“去煤化”加速,全球煤市风险加大

(一)全球煤炭产量、贸易增长放缓

2019年全球煤炭市场延续着从2016年下半年以来的周期性复苏上升增长态势,但向上增长动力减弱。全球主要产煤国产量增速明显放缓,产量下降的国家趋于增多。根据各国发布的统计数据,印度煤炭产量由2018年增长7.1%转为2019年1-10月份的下降2.5%;俄罗斯煤炭产量由2018年增长6.1%转为2019年1-10月份的下降1.0%;美国、波兰、乌克兰等产煤国依然延续降势,且降幅扩大。

从出口国主要出口情况看,大多出口量增速放缓,甚至由升转降。近两年一直保持煤炭出口强劲的俄罗斯、蒙古国,2019年出口也大为减弱。全球只有印尼、澳大利亚、加拿大煤炭出口仍保持高速增长,但出口的市场资源更趋集中。

根据中国煤炭经济研究会的数据,从主要煤炭进口国家和地区来看,2018年日本、德国、土耳其、俄罗斯、西班牙煤炭进口呈负增长,同比分别下降1.5%、13.0%、4.5%、6.3%、18%,2019年1-10月日本、韩国、泰国、乌克兰煤炭进口呈负增长态势。巴基斯坦煤炭进口增速从2018年的94.9%收窄至2019年1-10月份的21.1%。

产量、贸易增速放缓的背后,是全球能源转型加快,煤炭消费动力总体减弱。BP数据显示,2008年以来,除了2010年、2011年煤炭消费增速在4%以上外,其余年份保持低速增长甚至负增长,2017年、2018年虽然有所增长,但增速远不及2010年、2011年水平。

其中,已进入后工业化时代的北美和欧洲等发达经济体,对高耗能重工业经济依赖逐步减少、清洁能源发电增加,进而对煤炭需求开始减弱。美国能源信息局(EIA)数据显示,2018年,美国煤炭需求降至40年来最低,煤炭产量降至1978年以来第二低。2019年4月,美国太阳能、风电等可再生能源发电量首次超过煤电。欧洲煤炭协会数据显示,2019年以来欧盟区煤炭消费量大幅度下降,2019年上半年欧盟28国表观消费量为2.653亿吨,比上年同期的2.997亿吨下降10.9%。总体来看,西方发达国家的煤炭在能源结构中的比重呈降势。

发展中国家的燃煤电厂并网也降至十年来最低,预计未来对煤炭的需求也将放缓。研究机构彭博新能源财经(BNEF)针对104个新兴市场进行的Climatescope年度调查研究发现,在新增规模经历了2015年84吉瓦的峰值之后,2018年的新并网煤电项目跌至39吉瓦,中国约占此项跌幅的三分之二。

这些均显示出,全球“去煤化”进程在加快,且随着燃煤电厂加快退役、新建燃煤机组放缓、天然气产量大量增加、可再生能源成本下降,加之全球经济增长不确定性较多,未来煤炭业前景仍充满变数。

(二)国际大型煤企或破产或主动退出煤炭业

全球煤炭行业增长放缓之下,一些大型煤炭企业经营困难甚至破产。2019年,美国至少有8家煤炭企业宣布破产。事实上自2015年以来,全球煤炭行业走向萧条之时,不少大型煤企宣告破产。在2015年至2016年间,当时业内排名第一的皮博迪能源(Peabody Energy)、排名第二的阿奇煤炭(Arch Coal)和排名第四的阿尔法自然资源公司(Alpha Natural)相继破产倒下。2018年10月,历史最悠久的Westmoreland Coal申请破产保护。2019年,寒武控股(CambrianCoal)、云峰能源(CloudPeakEnergy)、黑宝石(Black jewel)、穆雷能源遭遇经营困难,相继宣布破产。至此,美国前五大煤炭生产企业均已破产。2019年11月8日美国煤炭产量排名第九位的“探照灯能源(Foresight Energy)”公司受大股东“穆雷能源”的拖累股价大跌,已被纽约证券交易所认为股价太低,不再适合上市公开交易,要求其“退市”。近六七年来,美国已有不少于30家煤炭企业申请破产。

与此同时,一些大型煤企也开始主动剥离煤炭、煤电业务,寻求新的业务增长点。力拓2018年出售了旗下最后一个动力煤矿,目前专注于其铜、铁矿石和铝的核心商品。2019年7月份,必和必拓释放剥离动力煤业务的信号,其中包括澳大利亚和哥伦比亚的资产。继必和必拓和力拓之后,澳大利亚矿企South32宣布,出售其在南非的煤矿资产,彻底退出煤炭业务。全球最大的煤炭生产商之一嘉能可(GlencorePLC)表示,投资者在全球气候问题上对公司施压,公司决定限制化石燃料的产量。负责印度煤炭总产量约82%的印度煤炭公司也表示,由于来自可再生能源的竞争加剧,公司将在2020年3月之前关闭37个煤矿,在2022年之后将不再建立更多的煤电厂。日本最大煤电开发商丸红株式会社于2018年9月宣布,不再参与新的煤电项目,并逐步退出煤电市场,转而积极参与可再生能源产业。丸红计划到2030年将煤电产能降至2018财年的一半,可再生能源项目在其资产组合中的比重将从10%提高到20%左右。

(三)全球“去煤化”进程将加快,煤炭业前景艰难

2017年,英国和加拿大在联合国波恩气候变化会议上发起成立了“弃用煤炭发电联盟”(The Powering Past Coal Alliance),目前已有法国、丹麦、意大利、墨西哥等32个国家和美国加州、纽约州、澳大利亚北领地等22个地区政府参加。按照计划安排,参与联盟的这些国家和地区都将在未来5-12年内彻底淘汰燃煤发电。目前,“弃用煤炭联盟”的影响还在扩大,弃煤国家和地区的数量逐渐增多。

2018年6月由德国联邦政府牵头成立煤炭退出委员会,2019年1月26日德国煤炭退出委员会宣布将在2038年前关闭所有煤炭火力发电厂。

此外,英国决定在2025年前关闭所有煤电设施;法国计划到2021年关闭所有燃煤电厂;芬兰打算到2030年全面禁煤;西班牙电力集团计划到2020年完全关闭燃煤电厂;荷兰将从2030年起禁止使用煤炭发电;印度2022年之后将不再建造更多的煤电厂,并预计到2027年可再生能源将占其电力的一半以上;美国能源信息局(EIA)表示,2018年美国退出的燃煤发电能力超过1.3万兆瓦,创EIA数据记录以来年度淘汰煤电量的第二高,到2025年,美国能源企业还计划淘汰1.7万兆瓦燃煤发电能力。

金融机构在“去煤”进程中也起到重要作用,从煤炭和煤电领域撤资趋势明显。日本一直是国际煤电投资的主要力量之一, 2018年5月份以来,第一生命保险、日本生命保险公司、三井住友金融集团等均宣布将退出煤炭行业。日本最大银行、同时也是日本最大火电投资方——瑞穗金融集团也发布声明称,为了对抗气候变化需要采取行动,已经注意到全球范围内对火电产生的碳排放的忧虑。20年来澳大利亚煤炭市场的重要投资者——日本伊藤忠商事(ITOCHU)也承诺将不再参与任何新燃煤发电和煤矿项目的开发,同时将对公司现有煤炭资产进行严格评估并逐渐退出。

另外,荷兰国际集团、法国农业银行、德意志银行、法国巴黎银行等欧洲金融机构早期已相继宣布不再为煤电和煤炭开采项目提供融资。全球最大的信托公司——挪威主权财富基金宣布,将不再投资那些每年开采超过2000万吨煤或从煤炭产生超过10千兆瓦(GW)电力的公司。即使是在煤炭资源开发和出口大国的澳大利亚,其联邦银行(Commonwealth Bank of Australia)也表示,2030年前将逐渐停止对动力煤或煤电项目提供融资,以推动全球减少碳排放的进程。澳大利亚Suncorp保险公司集团和昆士兰保险集团(QBE Insurance Group)提出,分别计划于2025年和2030年前停止投资煤炭项目。

英国能源经济与金融分析研究所(IEEFA)2019年2月发布的报告显示,已有超过100家全球主要金融机构撤离煤炭领域。

总体来看,减少煤电的呼声不断高涨,各国“去煤”政策法规陆续出台,金融机构撤资煤炭和煤电行业,全球煤炭市场不确定性正逐步增加。

三、2020年煤炭供求继续宽松,价格重心或下移

(一)煤炭消费增长空间有限

2019年一二三季度,我国GDP增长速度分别为6.4%、6.2%、6.0%,增速呈逐季回落之势,前三季度GDP累计增长6.2%,较2018年同期下降0.5个百分点。拉动经济增长的“三驾马车”呈内需走弱、投资趋缓、出口走弱之势,对经济增长贡献降低。

受全球经济动能偏弱、贸易摩擦、投资贡献率减弱影响,业内专家预计,我国2019年GDP增速下降0.4个百分点,2020年下降0.6个百分点,2021年下降0.4个百分点。宏观经济增速放缓,加之在国内经济增速换挡和产业优化中,能源需求增速和能源消费强度将进一步下降,将削弱煤炭消费动力。

与此同时,一次能源清洁化转型加快推进,新增电力装机中,可再生能源装机已占据主导,煤电装机比重下滑,发电耗煤率持续下降,相应的削弱煤炭消费。同时即有的煤电机组为水、风、光及核电等清洁的可替代能源“让路”,火力发电设备平均利用小时数不断下降,对电煤需求的不确定性增加;化工、建材、冶金行业受政策调控、环保约束、基建投入收缩及调峰停产等影响,对煤炭的需求前景也不容乐观,煤炭消费总量增长空间越来越小。

多家机构预测,全国煤炭消费峰值在42亿吨至43亿吨。中国煤炭经济研究会书记兼副会长梁敦仕在2019年(第七届)国际动力煤资源与市场高峰论坛上预计,我国的煤炭消费增长的高峰期已经过去,再次出现高速增长的可能性微乎其微,随即而来的很可能是煤炭消费总量基本稳定、小幅波动或下降。随着西部开发、中部崛起、东北振兴、京津冀一体化建设、雄安新区建设、长江经济带发展,长三角区域一体化发展、粤港澳大湾区建设、“一带一路”战略以及黄河流域生态保护和高质量发展等新的国家战略的推进,人均能源消费水平还将继续逐渐提高,今后我国的煤炭消费可能将在比较长时期内处于一个峰值平台区段。

(二)煤炭产能过剩压力加大,优质产能继续向晋陕蒙宁集中

根据国家能源局数据,截至2018年12月底,安全生产许可证等证照齐全的生产煤矿3373处,产能35.3亿吨/年;已核准(审批)、开工建设煤矿1010处(含生产煤矿同步改建、改造项目64处)、产能10.3亿吨/年,其中已建成、进入联合试运转的煤矿203处,产能3.7亿吨/年。此外考虑到有的煤矿批小建大等情况,全国煤炭总产能在48亿吨左右。2019年以来,我国已核准年产120万吨及以上煤矿40余处。同时,晋陕蒙宁新等资源富集省(区)正在按照产能置换原则加快建设一批大型现代化煤矿,这些煤矿预计在2020年和“十四五”期间陆续建成投产。而目前我国煤炭消费总量约在40亿吨左右。综合供求来看,2018年煤炭就存在过剩压力,2019年因产地限产停产较多,产能过剩未转换为严重的产量过剩。但随着产能逐渐释放,业内预计,2020年国内煤炭产量加进口量在40.5亿吨左右,供给过剩预计在1.5亿吨左右,煤炭生产重心“西移”或致全国煤炭呈结构性不足与总量长期过剩的格局。加之2020年起取消煤电价格联动机制,火电企业对压低电煤价格的诉求十分强烈,煤价面临较大调整压力,一些微利煤企可能步入亏损。对煤炭企业而言,建议遵循产业周期特征,在产业周期可能面临向下“拐点”之际,除必要的资源接续外,宜控制投资规模,适度放缓建设步伐。

目前我国年产120万吨及以上煤矿产能占比达到总产能的四分之三,但淘汰落后产能、破除无效低效供给的任务依然较重。截至2019年8月,我国30万吨/年以下煤矿数量仍有约2100处,主管部门要求,力争到2021年底,全国30万吨/年以下煤矿数量减少至800处以内。业内预计,2020年及“十四五”时期,30万吨/年以下的小煤矿将继续关闭,一些产能90万吨以下的煤矿也将进一步枯竭,大型现代化煤矿的产量比重会越来越大,将有千万吨级特大型煤矿71处,产能10.7亿吨/年。主产地及大型企业宜顺势而为,进一步优化产品结构,提升全产业链水平;全面推动数字化、智能化矿山建设,促进煤炭行业高质量发展。

(三)铁路运力进一步宽松,煤价重心或下移

尽管国内煤炭生产重心不断“西移”“北移”,但煤炭运输格局也在持续调整和优化,“公转铁”和货运增量行动的实施,强化了核心产区跨区域、长距离的保供能力,“西煤东运、北煤南调、公铁转运、铁水联运”大运输网络不断完善。数据显示,2018年,全国铁路累计煤炭运输量完成23.81亿吨,同比增长10.3%;2019年1至11月份,全国铁路累计发运煤炭22.4亿吨,同比增长3.1%。

2019年9月,设计规划运力达2亿吨的浩吉铁路开通,将极大改善陕北煤炭南下外运能力,除保障华中地区煤炭稳定供应外,还可辐射影响西南与华东区域。煤炭主产区将以更短的时间和更低的成本运煤至“两湖一江”区域,将对现有的铁水联运、海进江、区域内汽车运输等运输方式产生影响,不过疆煤外运继续大量增长的可能性不大。

中国国家铁路集团有限公司发布的《2018-2020年货运增量行动方案》提出,到2020年,全国铁路煤炭运量要达到28.1亿吨,较2017年增运6.5亿吨,铁路运输煤炭要占全国煤炭产量的75%,较2017年产运比提高15%。铁路在煤炭供需衔接中的作用将与日俱增。同时,也将倒逼煤炭企业提升矿区储装运系统能力,进一步向铁路主导型煤炭供应链转变。

综合产运需各个环节,我国煤炭产能供应已有保障,铁路运输大通道网逐渐完善,政策调控配套也在日趋完善,稳定煤炭市场供求的“软”“硬”条件日渐巩固,有助于保证未来相当长时间煤炭市场稳定运行。尽管2020年产能过剩压力加大,供需关系宽松,煤价重心可能“向下”,但随着煤炭生产集中度提高,大型煤企可通过控制产量稳定市场,不会出现大面积和长时期煤炭市场供需关系大幅波动和市场煤价大涨大落的状况。

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[责任编辑:王樾]