供给侧改革背景下的我国煤炭需求趋势评价

英美发达国家工业化中后期煤炭需求变化经验

根据美国、英国、德国、日本等发达国家的发展规律显示，一个国家或者地区经济发展进入工业化中后期的一个一般规律就是工业内部由轻工业化转到重工业化阶段，即经济增长的拉动主要依靠汽车、房地产、建材、钢铁、实话等产业的工业化阶段。这些发达国家在进入重工业化阶段之后，工业对经济增长的拉动比重明显增加，经济增长速度也明显加快。

从2012年开始，我国经济增长速度明显减缓，工业比重在整个国民生产总值的增长过程中也下降至与第三产业基本持平，标志着我国重工业化接近尾声，全面进入工业化中期，长三角等发达地区已进入工业化中期向后期的过渡阶段，产业结构升级进程加速，其具体特征表现在以下几个方面：三次产业结构中，工业化比重持续增高；工业产品结构中，重工业和工业制品比重逐渐提高；制造业中，接近世界领先水平和尖端产品比重持续提高。这些特征无不在昭示一个客观事实：我国工业化在持续过渡到中后期阶段。

美国工业化中后期煤炭产业发展：余永洲等（2012）将企业的煤炭总产量作为绝对集中度的统计指标，用该办法测算了我国2001-2010年10年间的CR4 和CR8数值，结果显示我国煤炭产业集中度在这10年来处于逐年递增态势，2007年后基本处于平台期，变化不明显，但相对于同期其他发达国家的该项数据，仍有较大差异。从2005年到2010年美国的CR4和CR8数值可以看出，美国前四家煤炭企业的市场份额基本达到总分和的一半左右，前八家企业占到了市场份额的六成，并且在逐年增加。

美国最主要的能源为石油，在美国能源消费结构中石油占了总消费量的40%，天然气占到24%，煤炭居于第三位占到23%。同时美国也是世界上煤炭储藏量最多的国家之一，总量为4000亿吨左右，约占全世界总储藏量的13%，居世界首位。根据IEA发布的数据，美国煤炭可采储量2600亿吨，储采比超过250年。当前，美国煤炭产业已经形成了寡头垄断性市场结构，在长期市场竞争和政府引导的双重作用下，美国煤炭产业已经进入了成熟阶段，生产规模化和市场集中度很高，大型煤炭企业市场份额很大，而中小型煤炭企业数量和产量都十分有限。自1950年至2006年，半个世纪美国煤炭生产和消费量增加了一倍以上，在此期间人均煤炭使用量一直在递减，目前美国煤炭的年使用量约为10亿吨左右，煤炭对美国电力的贡献在逐步增大，1950年仅有19%用于发电，2000年增至52%，2006年的统计数据显示，90%以上的煤炭用于发电，主要是由于煤炭发电，是煤炭清洁利用最有效地途径之一。

20世纪90年代中期以后，随着经济快速发展、采矿技术的进步和大型机械设备运用率提升，美国煤炭工业竞争增强，企业间横向集中趋势明显，进入20世纪末美国煤炭生产能力大于90万吨矿井的产量就占到了全国煤炭产量的75.5%，2002年后美国煤炭产业前五家大型煤炭公司产量占到全国产量的52%，集中度远大于同期的中国。同时，煤矿个数迅速减少，1997-2004年七年间下降了28.88%，年均下降幅度为4.13%；煤矿作业人员七年间下降了14.13%，年均下降率为2%；但整体整个煤炭工业的发展在这段时间处于稳定发展状态。

美国煤炭的生产规模在逐渐扩大，生产量称递增态势，上世纪末至本世纪初生产能力逐年递升至2004年的10亿吨。近年来，由于页岩气的开采及美国得天独厚的天然气资源，新兴的太阳能、核电等的发展，再加上日益严峻的全球变暖、雾霾问题限制了煤炭产业的大力发展，美国能源消费结构发生了变化，2008年以来，产量在逐年减低，2013年的煤炭产量降至20年的最低，同时新型能源占比已达10%。煤炭在美国经济发展的历史舞台中仍然处于重要的参与角色，短期内并不会消亡，只是目前的形势会让煤炭产业的发展朝向低碳模式、洁净模式的方向转变。

德国工业化中后期煤炭产业发展：德国工业化起始很早，但自给能源并不多，能源消费结构以石油天然气为主，据中国煤炭资源网统计，2008年德国一次能源消费总量约为2.12亿吨油当量，其中煤炭占16.7%，石油占37.2%，天然气占39.9%；至2012年时德国能源消费结构中煤炭占25.3%，石油占32.9，天然气占到22.1%；2014年德国能源结构中石油、煤炭、天然气分别占到了36.4%、24.8%和22.4%。

德国在19世纪中期是煤炭产量大约为1.8百万吨，19世界末时增长为55.0百万吨，20世纪20年代产量下降，1932年时仅为66.0百万吨，之后经历了恢复期，1940年时约为118.0百万吨。根据统计数据显示，德国自1990年开始的二十年期间硬煤产量一直在逐年显著减少，用于发电和集中供暖的褐煤产量也在逐年递减，主要依靠进口替代。本世纪以来，德国标煤总体产量显示出下降的趋势，但变化幅度不稳定，呈现上升下降交替的现象（图2），这主要跟其充分利用国内国外两个市场运行调节机制相关。

由于德国自身能源匮乏，对进口能源的依赖程度很大，严峻的能源形势迫使德国最早施行了高碳向低碳能源机构的转型，在替代能源领域的成绩处于领先地位。德国政府将于2018年终止对煤炭工业的补贴，势必会影响德国国内企业的生产，并充分利用国际市场供给进行调节。德国从1990年开始出口煤炭量仅有进口量的10-30%开始，在过去的几十年仍然在迅速压缩出口量，同时伴随着进口量的逐年提升。1990年进口总量1千5百万吨左右，2008年超过4千5百万吨，到2013年进口总量超过5千万吨。同时德国在新能源方向的进展对缓解进口需求提供支持，2016年前三季度德国煤炭进口量就相比去年同期减少1千5百万吨左右。

德国替代能源的迅速发展是目前德国能源系统最显著地亮点，对世界能源结构的调整有着非常重要的借鉴意义。从总体上看，德国新型能源在《可再生能源法》的扶持下已步入正轨，由可再生能源提供的电力供给在德国电力总供给中的比重稳步上升。2011年，德国可再生电力在总电力供给中的比重首次超过20%，成为仅次于褐煤发电的第二大电力供给来源。2015年，可再生能源发电量占总发电比例已跨过30%，其中风电13.3%、光伏发电5.9%、生物质能发电6.8%、水电3%，相比之下褐煤发电24%、硬煤发电18.2%、核电14.1%、天然气发电8.8%。2015年底德国联邦经济与能源部再次发布《适应能源转型的电力市场》白皮书，提出将构建能够适应未来以可再生能源为主的电力市场2.0，意在通过更强的市场机制、灵活和有效的电力供应、更加安全的保障机制促进国家整体能源供应进一步向清洁能源转型。

英国工业化中后期煤炭产业发展：英国属于全世界完成工业化阶段最早的国家之一，曾经拥有发达的煤炭市场、丰富的煤炭储备、雄厚的资金力量，煤炭曾与蒸汽机一起完成了英国的工业革命时代，兴盛时期曾雇佣超过100万名工人在3000个井下工作。1952年前后的严重空气污染迫使英国政府拉起了为期60年的能源转型序幕。1987年，英国全国煤炭局改为英国煤炭公司，政府对煤炭行业实施补贴，并通过自愿裁员补贴鼓励矿工离开煤炭行业。与此同时，英国煤炭开发逐步转向清洁利用，大力推广CCS技术。2014年，英国煤炭产量降至1200万吨，进口煤在煤炭消费总量中的比重高达75.5%。2015年12月18日，英国煤炭控股有限公司“凯灵利”煤矿正式宣告关闭，标志着始于300年前工业革命时期的英国煤炭工业彻底告别历史舞台。随着英国煤炭产业已经处于迟暮时代，但在英国经济的历史舞台上，煤炭还在发挥着重要的作用。

在英国能源转型的不同历史阶段，替代能源供给与产业政策分别起到了促进的作用，其中比较重要的包括北海石油天然气等替代能源大规模开发利用、产业结构由工业向服务业的转变、撒切尔主义供给侧改革坚定不移的“去国有化”进程、天气原因促进的英国社会能源转型自觉性及规划引导的不断提高。目前英国能源消费结构一次能源消费仍以化石能源为主，其中石油和天然气消费占比均为34.4%，煤炭消费占比为16.6%。能源结构的变化主要是体现在煤炭使用量的变化，1970年英国消耗煤炭约5700万吨油当量，到了2014年降至不到300万吨当量，煤炭使用量下降带来的能源缺口被快速增长的天然气所取代。

英国煤矿开采条件差，深井开采，生产效率较低，在进口煤炭低价倾销的竞争中，受进口煤炭的冲击，国产煤成本高，销售困难，连年亏损陷入困境。英国的煤炭工业政策随市场供需形势一直在不断调整，以适应经济发展。为应对国内外煤价差的情况，英国政府积极采取协调控价的正常达到控制煤炭产量的措施，取得了显著的效果。从2002年起，英国每年用于发电的煤炭进口量都在增加。与欧洲其他国家一样，英国近年来一直也在努力提高清洁能源发电的比重，2013年底颁布的新一轮电力市场改革法案提出投巨资全力扶植低碳电力发展，尤其是核电、可再生能源和碳捕捉与封存技术的提高成为实现中长期低碳社会的保障。据英国能源与气候变化部预测，短期内天然气和风能和太阳能等可再生能源将弥补能源空缺，随着2020年之后英国新一代核电站开始上线，核能也将发挥更大的作用。

英国以“减煤”为主进程的能源转型道路艰难曲折，尽管已取得了巨大的成就，但后续仍面临能源短缺，化石能源对外依存度持续增长；低碳能源转型仍需要大量资金作支撑；能源价格提高给民众与经济加大负担等挑战。

综合以上分析，以及国外多位学者的研究（Nick Coppin，2014； Colin Robinson， 2013； Alistair Bruce，1994； Eric Wade，1985； Parker， 2000； Peter Pearson ed.，1991； Gerald Manners，1981； James Bamberg， 2000； Stephanie M. Hoopes， 1997； William Ashworth， 1986； Mike Parker， 1992），我们可以看到煤炭曾经在欧美发达国家的能源消费历史结构中占据重要的地位。英美德等发达国家在历史上都曾是世界煤炭生产大国，也曾经经历过以煤为主的国家主要能源结构，但随后随着经济发展到工业化中后期阶段，当城市化和工业化达到一定的阶段，第三产业也将取代第二产业成为一个经济增长的主要动力，来自环境的约束以及油气资源利用等因素促进了能源结构转换。经济增速的放缓和经济结构的转变，以及能源结构的优化将继续促使煤炭消费稳步下降。能源技术的进步将成为经济增长的重要支柱，在能源结构由以煤为主向以油气、新能源为主的转换过程中，煤炭工业将艰难转型，由产量的鼎盛到萎缩，并逐渐转向发展洁净煤等煤炭开采、利用的先进技术方向。

节能碳税及其他政策对煤炭需求的约束

近年来经济发展和能源需求的阶段性特征、节能减排的基本国策要求我国进行能源战略相应调整。2014年中美气候变化联合声明中中国承诺计划2030年左右二氧化碳排放达到峰值且将努力早日达峰，并计划到2030年非化石能源占一次能源消费比重提高到20%左右。并且在2015年巴黎协定基础上，我国正积极研究碳排放税、推动碳交易市场的发展，很可能根据国内碳减排情况和自身能力逐步提高国家自主贡献目标。为了应对气候变化及满足联合声明的约束，我国能源结构战略亟待从能源储备和能源生产，即能源供给侧出发满足能源需求问题的角度切换到从供给和需求双侧管理来考虑满足能源需求问题，将二氧化碳排放作为满足能源需求的一个约束。

碳税是针对CO₂排放行为征收的一种税。具体说，它是以减少CO₂排放为目的，对化石燃料（如煤炭、天然气、汽油和柴油等）消耗所产生的碳排放行为、按其含碳量或者碳排放量所征收的一种税收。碳税最先于上世纪90年代初在北欧国家实施，并从1992年起在欧盟一些国家得以推广。从国际实践看，政府促进碳减排的间接减排两类手段中，开征碳税和碳排放权贸易广泛被理论和实践界讨论，Tom-Reiel Heggedal et al.(2011)通过构建一个包含一般和特定的减排研发动态CGE模型，研究减排研发补贴的效果，以及碳税对政策创新的影响。吴立波等（2014）从边际减排成本曲线的动态特征出发，通过理论模型构建和政策仿真模拟，建议中国的低碳政策体系早期宜采用碳排放权总量控制与交易机制，后期则应考虑引人碳税。相关政策的实施既有利于减缓国内能源环境压力，也有利于树立国际形象。开征碳税后虽然对GDP会有一定的负面影响，但这种影响是可以承受的，而且其促进CO₂减排的效果十分明显。从行业结构上看，能源行业和重工业受碳税的影响是减少行业产量、提高行业价格和减少进出口，影响程度高的行业主要为煤炭采洗业、天然气开采业、电力工业、有色金属、钢铁行业等。

在碳排放约束下的能源需求研究方面，Symons等（1994）模拟了英国不同碳税和消费者需求下的二氧化碳排放，同时得到不同的能源消费组合。Gabriel等（2001）在美国能源部的NEMS模型基础上利用Gauss-Seidel方法得出更精确的美国一次能源结构。Tol（2007）用宏观经济建模的方法讨论了IPCC各种情形下美国的碳排放以及相应的能源结构。Chandler(2009)则从可持续能源组合标准的概念出发，研究了美国电力部门消费能源多样化的问题。Liu等(2011)认为，化石能源补贴改革可能是改善能源消费结构的有效途径；然而，在改革实行前，应对它可能存在的经济、社会和环境的负面影响进行全面估计。因此，他们利用 “价格缺口法”评价我国的化石能源补贴，并构建CGE模型并指出废除煤炭或石油的补贴能够提升能源消费结构；另外，削减煤炭的补贴比废除石油的所有补贴从效果上更具可行性。时佳瑞等（2015）构建了测算中国煤炭资源税改革影响的40个部门的动态递归CGE模型，研究了煤炭资源税在2014年进行由从量计征改为从价计征的改革对我国宏观经济、能源消费以及碳排放等三个方面的动态影响。得出煤炭资源税改革有利于降低能耗，推进能源结构调整，促进碳减排。

整体看中外学术研究表明碳排放约束下的煤炭需求存在降低的压力，政策建议指向能源结构调整。而林伯强等（2010）运用CGE模型对我国最优能源消费结构进行分析后得出，至2020年，中国中长期能源需求的两大基本特征不会改变，即增长较快和以煤为主的一次能源结构。积极的可再生能源政策和规划所推动的能源战略调整，能够明显地改善能源结构，降低煤炭的消费比例，降低二氧化碳排放。然而，满足了国家发展和改革委员会2020年新能源规划后，二氧化碳进一步减排的空间并不大。

根据BP的统计，能源消费给2015年全球的二氧化碳排放贡献增长率为0.1%，除2009年经济衰退时期外，这是其1992年以来最低增速。主要得益于能源消费增长放缓和由煤炭向天然气及非化石能源转换的全球能源结构转型。其中我国自1998年以来首次出现碳排放量下降，这固然与宏观经济和工业制造业投资地位运行密切相关，但也不可忽视中国在节能减排政策上的决心和力量。以河北省为例，2016年出台的《关于加快实施保定廊坊禁煤区电代煤和气代煤的指导意见》，通过一系列补贴政策，要求到2017年10月底前禁煤区完成除电煤、集中供热和原料用煤外燃煤“清零”。对城镇和工业区域，大力发展热电联产、高效环保集中供热站、燃气分布式热电冷多联供等清洁集中供热。对集中供热不能覆盖的城中村，要求自行组织实施电能、燃气、地热等清洁能源替代。确保到2020年，禁煤区清洁供热率达到100%。由此，我国在2020年以前限制更低的排放，可能会以牺牲经济增长和城市化进程为代价，在煤炭及其相关产业的效率提升及清洁利用技术升级所带来的减排努力需要得到重视。

新型能源崛起对煤炭需求的约束

2014年中央财经领导小组会议上提出推动能源消费、能源供给、能源技术和能源体制四方面的“能源革命”。“能源革命”的提出意味着中国的能源发展战略将全面发生转变。对于煤炭产业而言，能源革命会导致煤炭的使用比重下降，会促进更多煤炭的清洁高效利用，会带动煤炭产业的转型升级，会促进煤炭产业的规模化发展。当前一方面能源发展进入富余周期，另一方面新能源等技术蓬勃发展，成本大幅度降低，新能源开始挑战传统能源的市场地位，其标志性节点是新能源加储能的成本低于传统能源加环保的成本。

能源结构替代节点受政策推动及行业竞争两方面因素作用。一方面是碳排放政策，中美联合声明中关于碳排放的承诺达标压力将促使能源改革政策加速落地，相比欧洲发达国家等0.2元以上的碳税成本，我国碳税政策实施初期的执行水平可能从每度电0.05元成本开始。另一方面，随着新型能源的技术推动成本不断下降，以光伏为例，其成本处于稳定下降通道之中且有加速迹象（图5）。2016年国内三类光伏项目通过领跑者竞价，甚至跌破0.6元。据行业内部估计，光组件成本有可能在5年内下降至2元每瓦以下，基于成本预测的2020年新建光伏电站造价或不及2015年平均造价的一半，届时光伏发电成本将落到当前火电上网电价以下，使得分布式光伏平价上网成为可能。相对成熟的风电更是已经达到0.4到0.5元的电价区间。

另外，西部特高压输配电项目已经开始逐步建设，而且十三五规划了4000万千瓦的抽蓄电站建设，在一定层面上补充了前期的历史欠账。之前抽蓄电站无法满足储能项目分布式及小型化的需求，随着电动车行业的迅猛发展，这一困境正在逐步得以改善。工业储热技术、储冷技术、飞轮储能技术等逐步大规模应用，一些项目甚至拥有数十年的安全运行经验，只要突破政策的限制，储能行业的大规模发展已成为必然。 

供应侧改革背景下我国煤炭需求趋势评价

近些年来，我国各地雾霾袭扰频仍，应急警报多次拉响，成为政府和公众的“心肺之患”。探寻背后的深层次原因，除了特殊的气象条件外，煤炭一直被认为是雾霾的主要原因，特别是供暖季变成雾霾季，让煤炭一时间成为众矢之的。

然而，在国内的资源实际情况及能源安全背景下，煤炭产业面临着两大方面的压力：一是煤炭产业肩负保障我国能源供应安全的重任，二是因煤炭开发利用而导致的环境问题将制约煤炭产业的可持续发展。必须通过政策引导推动煤炭产业转型升级。政府应重点从集约发展、清洁化利用和自主创新等方面，引导煤炭产业转型升级，构建现代煤炭产业体系。

由于我国工业起步较晚，进入工业化中后期阶段的时间要远远晚于欧美发达国家，因此，美国、德国、英国等发达国家的煤炭企业在工业化中后期的发展特征对于我国煤炭企业现阶段的发展具有宝贵的借鉴意义。而且我国现在经济发展所处阶段比发达国家落后，虽然现在世界上新能源消费持续走高，但是我国的现实国情决定了我国未来不短的一段时期内，煤炭依然是我国最主要的能源原料。因此，如何处理好低碳经济与煤炭消耗之间的关系将是我国能源行业需要注重的问题。根据发达国家煤炭行业的发展历史可以知道，大力提高行业内的产业集中度，增加煤炭行业与其他相关产业的联系，延长生产链是一个既能提高企业经营利润，又能提高资源利用率，减少环境污染的有效发展途径。

基于能源弹性系数法与部门需求预测法，结合能源消费强度及能源结构调整等因素，可以得到2020年我国煤炭需求量约37亿吨，2025年35亿吨，煤炭消费总量开始逐步下降的结论。未来，中国煤炭消费行业中，由于新型节煤发电机组的不断更新，煤化工技术（煤制油、煤制气、煤制烯烃）的技术进步，其他行业中农村燃煤取暖不断被天然气取暖替代，煤炭的消费结构将出现大幅度调整，煤炭的集中、清洁利用将成为主导煤炭未来消费方向的技术主线。

参照欧洲发达国家历史，经济形势、行业趋势、不同上网电价、储能成本与碳排放政策的动态变化等因素将综合决定未来的能源体系。近期，齐晔等（2016）在《中国的后煤炭增长》（China's Post-coal Growth）一文中提出，2014、2015两年中国煤炭消费连续下降的同时中国经济仍保持较高速的增长的现象标志着中国经济增长已经与煤炭消费增长脱钩，结合近两年在40亿吨左右走平的煤炭消费量，中国煤炭消费的峰值或已提前到来。但经济增长的长周期验证是一个大难题，且经济增长与能源增长脱钩的理论也需要更多的实际检验，本文试图从重要决定因素的角度对煤炭消费大趋势做出一定评价。

根据康德拉基耶夫长波周期理论，本轮由美国主导的信息技术创新带领世界经济长周期在2000到2004年间到达康波繁荣的顶点之后进入长波衰退阶段，并嵌套带动大宗商品开启了一轮18到20年的超级周期（Jacks，2011），本轮商品的产能与价格低点将在2018到2020年期间到来。在目前的关键窗口期我国的能源消费如果没能向更优结构再进一步，之后的新周期的启动也许会给煤炭达峰带来变数。不同分析方法得出的具体时间点也许有些出入，但只要以下主要影响要素被满足，我国将在本轮商品衰退周期结束的2020年前推动迎来能源格局变化的煤炭消费大拐点。

经济没有出现超预期反弹：影响能源消费的最主要变量是经济增长，目前我国处于宏观经济转型的增速降档期，超预期外力如政策、国际因素等如果推动经济形势改善可能促使高耗能产业反弹，从而推动我国整体电力需求的增长，在可再生能源上网条件没有完全满足的情况下将需要传统煤电的进一步扩张。

可再生能源份额上升：一方面除较为成熟的风电外，可再生能源如光伏、光热等的成本需要保持下降趋势与速度，尽快实现与传统煤电的平价竞争，另一方面政策上需要严格落实可再生能源并网的优先权以保证其规定的利用小时数。从而改变目前弃风弃光限电不断消损装机量增加贡献的现状，从而突破目前仅5%以内发电份额的尴尬局面。

保持去产能、碳税等政策推进：国务院下发的《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》中产能退出和减量重组的目标阶段性会受到消费需求与进口贸易煤的冲击，需要进一步合理划分界定“落后产能”，并根据区域财政实力匹配化解产业债务目标，减少行政性减煤控煤的扰动。另外也需要从顶层设计上坚持推动全国涵盖石化、化工、建材、钢铁、有色、造纸、电力、航空等行业企业积极参与活跃碳交易市场并不断扩大范围。