2016年煤炭行业

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今年的煤炭市场又经过了一年大幅的下挫，无论是炼焦煤还是喷吹煤、以及动力煤等品种，都在这波市场行情中创下了新低。11月18日环渤海动力煤价格指数5500大卡动力煤平均价格报收375元/吨，继续刷新发布以来的最低记录。自9月中旬开始，环渤海动力煤价格指数已经连续十周下跌。但时至2015年末，支撑煤炭市场的积极因素正在悄然形成，煤炭价格阶段性略显稳定。

一是低温雨雪天气，煤炭用量增加。进入11月中旬东北、华北等地出现大幅降温，雨雪天气冲击北方大部分地区，个别地区接近了同期历史低值。低温状态下，居民取暖、集中供热等因素，带动动力煤需求量明显提升。山西煤炭运价最近出现了10—20元/吨的上调。这也导致运输到河北、山东等地的运输成本上升，对目前低迷的市场带来丝丝热度。

二是安全因素，使煤炭产量略显下降。12月份各煤矿生产任务也接近尾声，煤矿生产向来都是每年的十二月份为安全生产月，煤炭产量下降是大概率事件。截止2015年10月全国煤炭产量30.45亿吨，同比下降3.6%，一般情况分月度看，11、12月产量环比呈现下降的情况，产量减少也会给市场增加稳定的因素。

三是铁路检修增多，运量提升难度较大。从11月份开始，铁路部门开始对运输线路进行例行检修，时段从1个月到1.5个月不等。各铁路局之间因为运输任务完成的差距较大，有的路局不愿多接车、有的路局不愿多发车，也造成发运不稳定。最近山西发往山东市场、河北发往南方市场的煤炭明显受阻，甚至在河北南部出现了煤炭在车站滞留长达1个多月的极端情况。加上发往北方的煤炭易发生冻车，影响卸车速度。预计12月份煤炭运量提高的难度较大。

四是港口作业也受到低温的影响，装船速度减缓。11月上旬环渤海港口因大风大雾天气进行长时间封航，造成港口船舶积压。也使得环渤海动力煤价下跌动能进一步收缩。客观上也导致了煤炭运量受阻。

从以上因素看，年末煤炭市场稳定的因素增多，煤炭价格有望短期内得到支撑。但易煤网以为，煤炭供过于求的状态并未得到根本性的改观，寒冬天气只是能够一时缓解市场下行的速率，在世界经济衰退和中国经济增速放缓的共同影响下，煤炭市场包括整个能源市场仍处于下降通道，明年春季煤炭价格或再现疲弱。

2011年开始，全球煤炭消费量增速呈逐年下滑趋势，2015年和2016年世界煤炭消费量分别为37.85亿吨油当量和37.32亿吨油当量，同比增速分别为-2.7%和-1.4%，世界煤炭消费量降速放缓。

分国家来看，2016年，全球煤炭消费量为37.32亿吨油当量，同比下降1.4%；其中，中国2016年煤炭消费量18.88亿吨油当量，占世界煤炭总消费量的50.58%；印度超越美国成为全球第二大煤炭消费国，印度和美国煤炭消费量分别为4.12亿吨油当量、3.58亿吨油当量，占世界煤炭总消费量的11.04%和9.60%；俄罗斯、印度尼西亚消费量排名较上年有所上升。消费量排名前十的国家是中国、印度、美国、日本、俄罗斯、南非、韩国、印度尼西亚、德国和波兰。

中国、印度真正影响全球煤炭市场需求。随着全球煤炭消费重心逐渐由欧洲、北美东移至亚洲，2016年亚太地区煤炭消费量已接近全球总量的73.8%。在亚洲，日本、韩国作为传统的煤炭进口国需求相对稳定，越南、马来西亚等东盟国家增长虽然强劲但是基数仍然偏小，中国和印度两大新兴经济体合计消费占比全球61.6%，能够真正影响全球煤炭市场的需求。

中国、韩国、日本、台湾等主要煤炭消费国家和地区消费量（进口国以进口量增速为代表）触底回升，增速由负转正。自2015年开始，台湾省煤炭进口量止跌企稳，2013年开始韩国煤炭进口量由负转正，2017年1-5月进口量增速高达13%，日本自2012年以来进口量基本维持稳增长，2017年上半年，中国煤炭消费量增长约1%至18.3亿吨，煤炭消费量触底回暖。

1.2 全球80%左右的新建燃煤电厂位于亚洲地区

需要注意的是，目前包括日本、印度、韩国等国家正在筹备大规模的燃煤电厂项目，全球80%左右的新建燃煤电厂位于亚洲地区。英国能源和气候情报局的数据显示，全球在建燃煤发电厂中82%左右的电厂位于亚洲四大发展中经济体即中国、印度、越南和印度尼西亚。根据英国能源和气候情报局的数据，截至2016年底，全球在建燃煤电厂718座，其中，384座位于中国，149座位于印度，印尼和越南在建燃煤电厂分别为32座和24座，全球其他国家在建煤电厂129座。

此外，中国计划建造另外795座燃煤电厂，印度准备额外建造297座，印尼有87个新燃煤电厂项目，越南则准备另建56座，其他国家拟议中的煤电厂有504座。这意味着全球未来会出现至少2457座新的煤电厂，其中有1824座在亚洲这四个发展中国家，占比74%左右。

分国家和地区来看：

日本：日本计划未来10年内兴建41座燃煤发电厂，且日本政府对于进口煤炭的税率优于燃烧较洁净的天然气。日本在过去5年的时间中仅建成1950兆瓦(MW)的燃煤电厂，但是，截至2017年4月日本却有4256兆瓦(MW)燃煤电厂项目正处于建设阶段，并有17,243兆瓦(MW)已经处于开工前的规划准备阶段。

韩国：煤炭发电占韩国供电的40%左右，且韩国能源部表示，按计划到2022年韩国将建设20座新的燃煤电厂。

印度：印度燃煤发电供应60%左右的电力，目前，印度人均用电量仅相当于世界平均水平的20%，目前尚有3亿无电人口，印度总理纳伦德拉·莫迪(NarendraModi)于2014年5月就任后，一直努力推动煤电发展，致力于为成千上万还在使用煤油灯的印度人民供电，未来印度将大力发展燃煤发电，煤电占比将从目前的58%提高到2020年的68%。

越南：越南第一大电源为水电，但目前大中型水电站已经基本开发完毕，大力发展燃煤发电是保障能源安全最经济可行的措施。根据越南政府规划，越南煤电占比将由目前的40%提高到2020年的50%和2025年的55%，成为越南第一大电源。

印度尼西：印度尼西亚政府预计未来十年年均电力消费增速为8.7%，作为世界第5大煤炭生产国和第2大煤炭出口国，在全球煤炭市场不景气的形势下，扩大国内煤炭消费、发展燃煤发电成为印度尼西亚满足电力快速需求的必然手段，印尼政府计划3年内增加4300万千瓦的煤电装机。

未来以亚洲地区为首的燃煤电厂的扩建势必增加煤炭消费需求。

二、国际煤炭价格触底攀升

2.1 国际动力煤价格

国际三大港口煤价已恢复到2012年的水平。截至2017年9月7日，ARA指数同比上涨45.7%至89美元/吨；理查德RB动力煤FOB指数同比上涨37.6%至91.38美元/吨；纽卡斯尔NEWC动力煤FOB指数同比上涨38.2%至97.56美元/吨。

中国港口煤价大幅提升。截至2017年9月7日，广州港印尼煤(Q5500)库提价715元/吨，较2016年同比上涨20.2%；广州港澳洲煤(Q5500)库提价715元/吨，较2016年同比上涨220.2%

2016年中国动力煤价格触底反弹，快速攀升。截至2017年9月6日，秦皇岛海运煤炭交易市场发布的环渤海动力煤价格指数（环渤海地区发热量5500大卡动力煤的综合平均价格）报收于580元/吨，较2016年同比上涨17.4%；截至2017年9月4日，由中国煤炭市场网发布的CCTD秦皇岛煤炭价格报收于606元/吨，较2016年同比上涨20.2%。

2.2 国际炼焦煤价格

澳大利亚炼焦煤触底反弹，高位震荡。截至2017年9月8日，澳大利亚峰景煤矿硬焦煤中国到岸价220.5美元/吨，较2016年同比上涨25%；中低挥发分硬焦煤(澳大利亚产)中国到岸价185.25美元/吨，较2016年同比上涨11%。

中国港口炼焦煤：截至2017年9月7日，京唐港山西产主焦煤库提价(含税) 1600元/吨，较2016年同比上涨108%；连云港山西产主焦煤平仓价(含税) 1700元/吨，较2016年同比上涨93%。

中国产地炼焦煤：截至2017年9月1日，临汾肥精煤车板价(含税) 1580元/吨，较2016年同比上涨95%；兖州气精煤车板价1070元/吨，较2016年同比上涨62%；邢台1/3焦精煤车板价1430元/吨，较2016年同比上涨68%。

2017年初中国发改委、中国煤炭工业协会等部门联合印发《关于平抑煤炭市场价格异常波动的备忘录的通知》，通知以重点煤电煤钢企业中长期基准合同价535元/吨为基础，建立价格异常波动预警机制。绿色区间不采取调控措施；蓝色区间密切关注生产和价格变化情况，适时采取必要的引导措施；红色区间，启动平抑煤炭价格异常波动的响应机制。

纽卡斯尔港动力煤与秦皇岛港动力末煤的价格和走势吻合度较高。国内Q5500煤价在政策影响下，大概率在470-600元/吨之间波动，我们判断纽卡斯尔港动力煤（Q5700～6000）价格指数也将大概率在74～93美元/吨之间波动，不排除继续冲高的可能性。

在煤炭产能出清，经济复苏背景下，受产能周期影响煤炭价格或将维持中高位运行。

一是国际国内大环境的制约。制约煤炭行业发展最主要的因素还是整个经济发展疲软，这包括国内经济和世界经济发展状况，如果全球经济长期放缓，那整个能源需求都会受到影响，煤炭将首当其冲。

二是进口煤的大量涌入，是这一轮市场形势发生转折、煤价大幅下跌的最主要因素。进口煤之所以能够大量进入中国市场，依靠的是成本优势。去年以来的价格数据显示，无论国内煤价如何快速下跌，进口煤价格始终低于国内煤价10－30元的水平。据测算，当环渤海指数低于630元时，已经有相当一部分煤矿处于亏损状态，而进口煤却仍有利可图。从近期煤炭市场行情的环渤海动力煤价格指数显示，环渤海地区发热量5500大卡动力煤的综合平均价格降至615元，同比下跌了22%，再度刷新该指数发布以来的新低。自2008年我国开放煤炭进口限制以来，国内煤炭进口迎来“井喷”期。海关数据显示，2008年我国进口煤炭量仅有4040万吨，而到了2012年，我国煤炭进口量已经达到了2.9亿吨。今年一季度，我国进口煤炭8000万吨，同比增加30%。当前市场形势下，部分煤炭企业由于在成本上无法与进口煤竞争而陷入亏损。今后中国煤炭企业将长期面对进口煤的竞争压力。

三是产能过剩，供大于求。煤炭供应能力大幅增加。“十一五”以来，煤炭固定投资快速增加，已经形成了巨大的煤炭产能，山西、内蒙古和河南等主要产煤省区经过近年来的煤炭资源整合和企业兼并重组，形成了一大批大中型煤矿，加上新建煤矿陆续投产，煤炭稳定供应能力大幅提高。2010年全国已取得探矿权的煤炭项目14423处，总产能36亿吨／年。目前全国在建煤矿项目数千个，总规模超过10亿吨／年。预计到2015年，全国煤炭总产量将超过42亿吨。产能过剩已经是一个不争的事实。

四是能源结构调整，煤炭消耗增速将放缓。随着转变经济发展方式力度加大，国家节能减排政策愈来愈严格, 环境保护问题，包括对碳排放带来气候和氮氧化物、硫化物以及粉尘带来的环境污染的要求也将会愈来愈高愈来愈严，钢铁、水泥等高耗能行业的需求将得到控制，能源消耗降低。只有电力成为煤炭需求增长的主要动力，但电力产业中，火电不在优先发展之列，水电、风电、太阳能、核能、生物能发电都排在火电之前。

五是清洁能源加速发展和页岩油气等变革，可能对煤炭产业带来深刻影响。作为未来最重要的新能源之一，页岩气正在改写世界能源格局。2010年，美国页岩气开采量高达1379亿立方米，极大提高了能源的自给率和能源安全，我国页岩气可采量约25万亿立方米，位居世界第一，目前页岩气开发利用日益得到国家和市场关注，从2012年开始已经有国内大型煤炭企业三大油企、神华集团、永泰能源、华电集团涉足这一行业，未来必然会有更多的能源企业涉足，形成勘探、开发、开采热潮。虽然短期对煤炭产业构不成大的威胁，由此造成煤价大跌，但煤炭行业盈利却持续受到挤压。这些可能对未来能源结构特别是煤炭行业发展产生新的严重的影响。

煤炭行业十年黄金期已经结束，今后也不再可能出现类似于十年黄金期的大规模发展的态势了。

二、市场低迷情况下国有煤炭企业的应对措施

国有煤炭企业是支撑我国一次能源需求的主力军。在未来十到二十年，中国的能源结构依然将以煤炭为主，市场将依然会出现波动，由于前面分析过的原因，煤炭价格不会大幅增长，相反还有可能出现低位下行的趋势。这就倒逼煤炭企业必须采取必要措施，提高核心竞争力，提升生存发展能力。

第一、转型升级，科技引领，多元化发展

煤炭企业的转型升级是一项系统工程，其导向、推动、规约、限制因素很多，涉及到政策、资金、土地、环保、生态、人员素质等各个方面，而技术瓶颈是制约煤炭企业转型升级的重要因素。高耗能、高污染企业降低能耗、减少污染的主要手段必须依靠技术的改进和生产工艺水平的提高。科学技术对于煤炭企业转型升级的引领作用不容忽视。我们认为，其着力点应包括以下几方面：

一是确立煤炭企业科技创新主体地位。科技创新体系包括知识创新系统、技术创新系统、知识传播系统和知识应用系统。技术创新系统是由与技术创新全过程相关的机构和组织构成的网络系统,其核心部分是企业。技术创新的主体是企业。经过兼并重组整合，目前集团化的大型企业主导了煤炭产业，建设以煤炭企业为主体、市场为导向、产学研用结合的煤炭产业创新体系的时机已经成熟，条件已经具备。而煤炭企业科技创新的主体地位，是市场竞争的需要，是煤炭企业本身转型升级的需要，各级政府及相关部门应积极支持，合理引导。

二是组建产业技术创新战略联盟。煤炭等传统能源的出路在于生产的机械化、信息化、集约化、规模化和利用的清洁化和发展高端化。要实现这“五化”，科技的支撑必不可少。政府要鼓励和支持煤炭企业，联合高等院校、科研院所，以股份制、理事会等多种形式，建立利益共享、风险共担的产业技术创新联盟，推进创新链上、中、下游的对接与整合。各级政府科研经费优先支持产业联盟组织实施的重大科技项目。煤炭企业也要积极主动，创造条件，寻求联合，实施联盟。

三是推广多联产技术延伸煤炭产业链条。多联产技术是利用物理化学方法达到煤的高效、洁净利用的途径。它以煤炭气化为中心，可以将95％以上的煤转换成一种称之为合成气的可燃气体。将合成气用于联合循环发电，可以获得比常规燃煤发电高的能源利用效率。多联产是国际国内煤炭企业当然也是煤炭产业今后发展“大型煤化工—— 能源综合”产业的一大技术方向。另外，当前煤制气、煤制油、煤制烯烃等新兴产业正处于大规模发展前期，我国最大的煤炭企业神华集团在这几个产业方面都有技术探索，而且正在形成规模生产能力，未来煤炭的多联产方面应该大有作为，应该有条件引领全国煤炭产业现代化的新潮流。

四是打造循环经济模式，推进煤炭工业园区建设。要建设煤炭产业循环园区，建设能把煤炭“吃干榨净”的生产链，比如原煤洗选后精煤外运，洗中煤用于发电或甲醇生产，电厂的余热用于供热，废弃的粉煤灰做为水泥生产原料，水泥厂废渣制成建材，煤矿伴生的其他矿藏综合利用，矿井废水和生活污水净化后用于电厂冷却和花草浇灌。园区各项目要首尾相接、闭路循环、互为利用，实现“挖煤不见煤，发电不冒烟”产业链条最完整的循环经济园区。这一发展方向对大型煤炭企业有普遍的借鉴意义。

五是企业要加大科研投入。兼并重组整合后，煤炭企业应走集团化、规范化、科学化的发展道路，整合的是资源，也是实力。政府和有实力的大型煤炭企业要进一步发挥科技对企业自主创新的导向作用，加大对企业研发活动、发明专利产业化项目的支持力度。重点扶持共性技术项目，加大对技术开发经费的投入，政府科研经费也要向这方面倾斜，起到“四两拨千斤”的作用。另外，在兼并重组整合中可置换出部分闲置资金，这样就可为煤炭工业的转型跨越提供资金保障，这部分资金可以适当方式投入到新技术、新工艺的研发中。

六是重视科技人才的培养与引进。煤炭企业的转型升级离不开人才的支撑。各煤炭企业主体要强化人才是第一资源的意识，创新人才工作机制，激发各类人才创造活力和创业热情。加快培养造就引进聚集煤炭企业领军人才及生产、科研一线人才，重点做好高技能人才和紧缺实用型人才的培养与引进。大力倡导以入股、聘用等方式，进一步完善技术要素、管理要素入股及股权分红制度。神华集团率先在国内创建了低碳研究院，低碳研究院要出成果，出人才。

依靠科技引领使大型煤炭企业及矿区的大气、水、噪音、固体废物等污染物得到有效治理，环境状况显著改观，产业链条得到进一步延伸，实现资源保护性开发和环境综合治理同步进行，已成为国内大型煤炭企业节能降耗、转型升级的当务之急，也是提高煤炭企业核心竞争力，应对当前市场变化的必由之路。

第二、降本增效

国内煤炭价格回落，主要是受进口煤价低的影响。毋庸讳言，进口煤炭之所以能够对国内煤炭形成冲击主要依靠的是低成本。这就说明国内煤炭企业的成本太高，降低成本大有潜力可挖。在当前形势下应科学制定决策，采取多种方式，深挖企业内部潜力，通过实施目标管理、精细管理，努力降低企业生产经营成本，确保企业经济平稳增长。

一是成本控制应以生产技术部门为主。财会人员对企业成本控制做了大量的工作。如制定企业内部成本管理办法、建立成本控制责任制等。这些都使人们认为成本控制是财会部门的事。其实，这是一种误解，也是企业不能有效控制成本的根本原因。固定资产的增加更新改造、设备使用维护保养，设备的效率、利用台时等，诸如此类问题是由生产技术部门决定的。只有摆正生产技术部门在成本控制的主导地位，明确企业各部门成本控制的责任，才能有效地控制成本。

二是成本控制是全员、全过程的成本控制。首先，是企业领导对成本的控制。领导是企业生产经营活动的决策者、组织者，他们对成本控制是否重视，决策是否正确，是否得法，是成本控制的关键，直接影响到企业整体成本控制的效果。因此，企业领导必须重视成本控制，积极组织和领导全体职工做好成本控制工作。其次，是一般职工的成本控制。企业每个职工的劳动成果，每项费用支出，最终都要反映到成本中去。因此，人人都要有成本控制的意识。即使是企业机关的一般工作人员，也涉及到成本控制的问题，如办公费用指标是否超支，业务招待费用能否降低，这些都是成本控制的内容。总之，企业每个部门、每个员工都要有成本控制的意识，这样才能对成本进行较好地控制。

企业全过程的成本控制，是指产品生产过程和销售过程的成本控制。其主要内容包括对成本

本报告周期环渤海地区主流市场动力煤交易价格的运行情况如下：

发热量5500大卡/千克市场动力煤：在秦皇岛港、曹妃甸港、国投京唐港、京唐港、天津港和黄骅港的主流成交价格分别报收780-790元/吨、780-790元/吨、780-790元/吨、785-795元/吨、785-795元/吨和790-800元/吨。其中，在天津港的交易价格区间比前一个报告周期上涨了5元/吨；在其它五港的交易价格区间与前一个报告周期持平。

发热量5000大卡/千克市场动力煤：在秦皇岛港、曹妃甸港、国投京唐港、京唐港、天津港和黄骅港的主流成交价格分别报收680-690元/吨、675-685元/吨、680-690元/吨、685-695元/吨、680-690元/吨和690-700元/吨。其中，在黄骅港的交易价格区间比前一个报告周期下降了5元/吨；在其它五港的交易价格区间与前一个报告周期持平。

从对环渤海六个港口交易价格的采集计算结果看，本报告周期24个港口规格品中，价格持平的港口规格品由前一报告期的16个增加到了21个；价格上涨的港口规格品由前一报告期的7个减少到了1个；价格下降的港口规格品由前一报告期的1个增加到了2个。

本报告周期环渤海动力煤价格指数的运行结果表明：（1）本期，价格持平的港口规格品进一步增加，主流趋势显著增强，而价格上涨的港口规格品个数仅剩1个，自今年3月7日以来首次低于价格下降的港口规格品个数，表明该地区动力煤价格上涨的动力基本消失；（2）本期，环渤海地区5500大卡市场动力煤的综合平均价格在经过连续七周上涨、累计上涨15元/吨之后第一次走平，预示该地区价格上涨过程结束；（3）本期，秦皇岛港发热量5500大卡市场动力煤交易价格的中准水平维持在785元/吨，继续低于“电煤”最高限价水平15元/吨。

分析认为，经济不景气背景下增长乏力的电力和煤炭需求、大秦线检修工作的结束、秦皇岛等主要发运港口煤炭库存的恢复、进口动力煤的大量涌入、国际市场现货动力煤价格的继续走低等一些不利因素，均给近期环渤海地区动力煤供求带来消极影响，遏制了本期该地区市场动力煤价格继续上涨。

秦皇岛海运煤炭市场监测的海上煤炭运价显示，近期沿海地区不同船型在各个航线上的煤炭运价继续下挫，4月26日，秦皇岛港至上海航线4-5万吨船舶的煤炭平均运价为33.6元/吨，比4月23日下降了0.7元/吨；秦皇岛至广州航线5-6万吨船舶的煤炭平均运价为43.1元/吨，比4月23日下降了1.4

1.原煤生产增速略有回落，同比增长4%

2019年，我国煤炭结构性去产能不断深入，原煤生产增速略有回落。2019年，全国原煤产量完成38.5亿吨，同比增长4.0%。2019年，我国关闭退出落后煤矿450处以上，超额完成去产能目标任务；对年产30万吨以下煤矿分类处置，关闭退出落后煤矿。

同时，煤炭优质产能持续释放，年产120万吨及以上煤矿产能达到总产能的四分之三，进一步向资源富集地区集中。2019年，山西、内蒙古、陕西和新疆原煤产量占全国76.8%，占比较上年提高了2.5个百分点。2019年1～8月，新核准产能主要集中于山西、陕西、内蒙古西部地区和新疆（33处中26处来自以上四省/区），仅内蒙古一地新获得核准煤矿达10处，产能6230万吨/年，净增产能6140万吨/年，占净增产能约38%。

（数据来源：国家统计局）

图2-1 2010～2019年全国原煤产量及增速

2.煤炭消费量增长1.0%，所占比重下降1.5个百分点

据国家统计局初步核算，2019年能源消费总量比上年增长3.3%。其中，全国煤炭消费量约28.04亿吨标准煤，消费量增长1.0%，煤炭消费量占能源消费总量的57.7%，比上年下降1.5个百分点。根据中国煤炭运销协会测算，2019年1～8月全国商品煤累计消费量26.3亿吨，同比增长0.4%。

注：2019年消费量根据占比计算得出

（数据来源：国家统计局）

图2-2 2010～2019年全国煤炭消费总量及占能源消费总量的比重

2019年全国煤炭消费小幅增长。从主要耗煤行业看，根据中国煤炭工业协会测算，电力行业煤炭消费量增幅较大，全年耗煤22.9亿吨左右，同比增长9%；钢铁行业全年耗煤6.5亿吨，同比增长4.8%；化工行业耗煤3.0亿吨，同比增长7.1%；建材行业耗煤有所减少，全年耗煤3.8亿吨，同比下降24%。

3.煤炭高效清洁化利用深入推进，煤电超低排放机组超过8亿千瓦

2019年政府工作报告将“推进煤炭清洁化利用”写入其中，这是我国在明确“煤炭消费比重进一步降低，清洁能源成为能源增量主体”的能源结构调整方向后，促进能源产业绿色化发展的另一个重要发力方向。2019年，散煤治理、煤炭、钢铁行业超低排放改造与现代煤化工等煤炭清洁化利用取得新进展，其中，北方清洁取暖累计替代散烧煤约1亿吨，我国已建成世界上规模最大的清洁高效煤电系统，煤电超低排放机组超过8亿千瓦，排放标准世界领先。煤炭清洁化利用工作加快从电力领域向非电领域扩展，部分地方按照“超低改造一批、达标治理一批、淘汰落后一批”要求，对纳入改造范围的钢铁企业有序实施超低排放改造，力争到“十四五”末，钢铁行业污染物排放总量进一步削减。

二煤炭市场

1.煤价上半年迅速走高后渐归理性，下半年稳中有降

煤炭价格处于合理区间，年初以来稳中有降。一是中长期合同价格稳中有降。2019年，环渤海动力煤中长期合同（5500大卡下水煤）价格始终稳定在绿色区间，1~11月份均价556.2元/吨，同比减少2.6元/吨。从CCTD秦皇岛煤炭价格指数看，12月6日，CCTD秦皇岛周度均价5500综合价549元/吨，环比上涨1元/吨，但与年中5月6日均价591元/吨相比处于下行趋势。二是市场价格环比下降。2019年以来5500大卡下水煤市场均价599.7元/吨，同比下降59.8元/吨，比去年全年均价下降53.6元/吨。12月27日，秦皇岛港5500大卡、5000大卡和4500大卡煤炭综合交易价格分别为每吨549元、493元和443元，比11月29日分别回落8元、6元和5元。

（来源：秦皇岛煤炭网）

图2-3 环渤海动力煤（5500大卡）价格情况（单位：元/吨）

（数据来源：国家统计局）

图2-4 秦皇岛港煤炭价格情况（单位：元/吨）

2.煤炭企业仍保持较好盈利，主营业务收入同比增长3.2%

2019年，全国规模以上煤炭企业主营业务收入24789亿元，同比增长3.2%；实现利润总额2830.3亿元，比上年下降2.4%；应收票据和应收账款净额3510.5亿元，同比下降3.0%；资产负债率64.9%，其中大型煤炭企业为70%。中国煤炭工业协会统计的90家大型煤炭企业利润总额（含非煤）1653.9亿元，同比增长4.5%。

2019年以来，煤炭价格虽有所下降，但整体仍处于合理区间，2019年煤炭企业继续保持了较好的盈利，企业经营状况有所改善。然而煤炭价格的下跌预计将会对部分企业盈利水平形成拖累，未来企业盈利能力的提升仍有赖于自身经营及管理能力的增强。

（数据来源：中国煤炭工业协会）

图2-5 2012~2019年全国规模以上煤炭企业主营业务收入

（数据来源：国家统计局）

图2-6 2013～2019年全国规模以上煤炭企业利润额及增速

3.煤炭进口总量延续增长趋势，同比增长6.3%

2019年全年原煤进口3.0亿吨，比上年增长6.3%，增速比上年加快2.4个百分点。分煤种，褐煤10259万吨，动力煤11542万吨，炼焦煤7466万吨，无烟煤719万吨。从煤炭进口主要来源国看，2019年全年中国从印尼进口13760万吨，从澳洲进口7696万吨，从蒙古进口3621万吨，从俄罗斯进口3224万吨，从菲律宾进口934万吨。

沿海地区共进口煤炭2.18亿吨，占总进口量的72.7%。分地区看，华南地区进口1.49亿吨，占全国进口总量的56%；其次为华东及长江地区，进口为0.69亿吨，占全国总量的26%。2019年，全国共出口煤炭602.5万吨，同比增长22.1%。

（数据来源：中国海关总署）

图2-7 2010～2019年煤炭进出口数据（单位：万吨）

三煤炭储运

1.煤炭全社会库存总体处于较高水平

截止2019年12月末，重点煤炭企业存煤5385万吨。比年初减少116万吨，下降2.1%；全国统调电厂存煤1.35亿吨，同比下降239万吨，可用20天。全国主要港口合计存煤5511万吨，较年初增加122万吨，增长2.2%