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中国以煤炭为主能源消费难以支撑经济持续

2010-11-04 09:10:00 来源:中国水运报 评论(0)
从能源消费结构上看,中国“富煤、贫油、少气”的能源特点决定了以煤炭为主的能源消费结构。煤炭在中国一次能源消费中的比重均在65%以上,2008年为68%,煤炭生产的增长有力地支撑了经济社会的发展。但长期以来以化石能源为主体的高能源消耗,尤其是以煤炭为主体的能源消费模

目前,许多权威机构对中国未来一次能源消费进行了预测,较有代表性的是2050年中国能源和碳排放课题组、国家环保总局和国家信息中心及国际能源署等多家权威机构的预测:2010至2015年,中国仍将以投资为主要拉动经济增长的方式,期间能源消费需求将保持高位;2015年能源一次需求在36亿吨左右,至2020年一次能源需求的总量约为40亿吨。

从能源消费结构上看,中国“富煤、贫油、少气”的能源特点决定了以煤炭为主的能源消费结构。煤炭在中国一次能源消费中的比重均在65%以上,2008年为68%,煤炭生产的增长有力地支撑了经济社会的发展。但长期以来以化石能源为主体的高能源消耗,尤其是以煤炭为主体的能源消费模式已难以支撑中国经济可持续发展。

去年11月25日国务院常务会议决定,“到2020年我国单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%至45%,作为约束性指标纳入国民经济和社会发展中长期规划。”会议还决定,“通过大力发展可再生能源、积极推进核电建设等行动,到2020年我国非化石能源占一次能源消费的比重达到15%左右”。这意味着中国未来能源结构将面临重要调整,对能源预测已不能单从需求出发,而必须考虑排放指标、结构调整等硬性约束条件。

根据《2050年中国能源和碳排放报告》预测,在2020年非化石能源占一次能源消费的比重为15%的情况下,2010年、2020年煤炭占一次能源消耗的比例分别为70%和55%,若按2015年煤炭占一次能源消耗下降至66%计算,则2010年、2015年和2020年煤炭消耗量将分别达到30亿吨、33亿吨和31亿吨。

该报告也同时预测,2010年和2020年总发电量分别为41910亿千瓦时和56760亿千瓦时,其中煤电占总发电量的比例分别为76%和59%。若按2015年煤电占总发电量70%计算,考虑火电技术进步的影响,根据历年发电实际耗煤量情况进行推算,预计2010年、2015年和2020年发电实际耗煤量分别为473克/千瓦时、441克/千瓦时和430克/千瓦时,据此预测2010年、2015年和2020年电煤实际消耗量将分别为15.1亿吨、15.8亿吨和14.3亿吨,即电煤需求与煤炭需求变化相一致,在未来10年内将经历先升高后降低的过程。

这种变化主要是因为能源替代需要有一个过程,核能、风能、光伏发电等新能源电力建设虽集中在“十二五”和“十三五”期间,但真正投产应主要集中在“十三五”期间,而煤电技术进步则是另一重要原因。

进口煤炭运输将成趋势

中国是传统的煤炭净出口国,但自2003年以来煤炭出口持续下降,由2003年出口9400万吨下降至2008年的4500万吨,年均下降13.5%。同时进口量持续增长,由2003年的1100万吨升至2008年的4000万吨,年均增速超过30%,去年中国首次出现煤炭净进口,前10个月净进口7800万吨。

从未来的发展趋势看,进口煤炭运输将成为新的发展趋势。

对于这个论断,业内人士给出的理由是:首先,国内煤炭增产潜力不大。中国煤炭资源大多分布在干旱缺水、远离消费中心的中西部地区,总体开采条件不好。

2002—2008年煤炭生产年均增加近2亿吨,2008年超过29亿吨。据有关机构测算,在不考虑新疆煤炭开发的前提下,中国生态环境容量范围内的开发上限为22亿至23亿吨,最高不超过30亿吨。如果2015年煤炭需求达到33亿吨,煤炭产能在2015年控制在30亿至31亿吨,则煤炭生产年均增加仍需达到6000万吨左右,至2015年仍有2亿至3亿吨的煤炭缺口,这只能依赖进口。

其次,低价用煤将走到终点,煤价市场化将促进煤炭进口。如果产能充裕,煤炭是否会大规模进口则取决于国内煤价情况,而未来国内低价用煤历史的结束将可能使煤炭进口量增加。

影响煤价的因素是多方面的,主要包括煤价市场化、煤炭产业发展政策、电价市场化改革、资源有偿使用政策、铁路建造成本等。2006年9月,我国开始煤炭资源有偿使用制度的改革试点,目前已有多项税费开始征收,去年1月1日开始实施的增值税改革进一步增加了煤企成本,资源税虽还未正式开征,但已提上日程。这些税费无疑将反映到煤价上。

去年全国煤炭订货会的取消标志着煤价市场化进程的加速,煤价将主要由市场供求关系决定。另外,从国家的产业政策看,国家明确了“扶大限小”的指导方向,鼓励发展大型煤企集团,关停整治小煤矿等一系列措施,将导致产业集中度的提升。除去上述因素,从运输的角度看,运价的上涨也将体现在煤炭的最终价格上。上述因素将导致国内煤价不会重新回到历史的低点,低价历史已经结束,国际国内煤价差距缩小将使进口煤炭成为必然选择。

再次,国家煤炭政策导向刺激煤炭需求企业进口煤炭。煤炭是中国最主要的能源,为保障能源供给安全,自2003年起,中国开始对煤炭出口实行限制政策。从2003年逐步降低煤炭产品出口退税,到2006年出口退税政策的取消,再到煤炭加征5%的出口关税,并逐步降低煤炭进口关税,至2007年6月1日,煤炭的进口暂定税率从1%下调为零。除关税调节外,国家自2004年起还严格执行“煤炭出口配额管理办法”,“宽进严出”将是长期的政策取向。

最后,中国煤价将与国际煤价联动。煤炭进口将成为调节国内煤价的重要手段。2000—2008年,中国煤炭消费一直是世界煤炭消费市场增量的最重要部分,除2002年增量占世界增量58.6%以外,其余年份均在70%以上,2008年更是高达84.9%。在煤价市场化的情况下,进口煤炭也成为用户与国内大型煤企博弈的手段,而中国对煤炭的巨大需求使得国内国际市场价格联动成为必然,可以说中国如果大量进口煤炭将有可能直接导致世界煤价的变化。

从未来进口来源地来看,可能主要集中在澳大利亚、俄罗斯和印度,而尤以澳大利亚煤炭对中国水路煤炭进口影响最大。

运能不会成为瓶颈

沿海煤炭运输通道经过多年建设,初步构建了与铁路有效衔接的、由北方沿海的秦皇岛、唐山、黄骅、天津、青岛、日照、连云港七大装船港,华东、华南等沿海地区电力企业的专用卸船码头和公用卸船设施组成的铁海联运煤炭运输系统,是实现“北煤南运”的重要通道,其中秦皇岛、唐山、黄骅、天津四港与大秦线和神朔黄线共同构成“电煤南运”的最重要通道。

而石太线、邯长线与青岛港构成的中通道和侯月线、太焦线南段、新荷兖日线与日照港构成的南通道主要运输以焦煤、无烟煤、肥煤为主的工业用煤,沿海电煤运输仍主要依靠北部通道。

近年来,沿海电煤运输高速增长,北方四港煤炭下水量由2000年的8456万吨发展到2008年的3.8亿吨,年均增长20.7%,占北方七港下水量的92%。未来沿海电煤运输是否保持高速增长态势将直接影响到铁路及港口能力建设,沿海电煤运输经常发生紧张的局面是否会一直延续下去也值得探讨。对于沿海电煤运输未来发展需要从几个方面判断,一是电煤调运供给量的判断,二是火电布局的判断,三是运输能力的判断。

从沿海电煤运输的来源地看,我国山西、陕西、内蒙古西部的煤炭是沿海电煤运输的主要来源,供应对象主要是华东和华南地区。

而近年来,内陆地区煤炭消费量增长非常快,2005—2008年,全国煤炭消费量年均增长达12%,产煤地周边省份煤炭需求增长迅速,甚至超过沿海重点煤炭调入区(江、浙、沪、粤、闽)煤炭消费量11%的年均增速。

去年电煤紧张已经凸显了供应环节的矛盾,不是运不出的问题,而是无煤可运。另外需要注意的是近两年由于供给紧张造成蒙东矿受热捧,但蒙东矿以褐煤为主,发热量低,含灰量高,在沿海电厂也仅可作为配煤掺用,若国内煤价与国际逐步趋同,则蒙东矿必将失去价格优势,初步判断至2020年蒙东矿的调运最多在5000万吨左右,更大规模调运蒙东矿的可能性较小。

从沿海电力需求情况看,受火电高耗能、高污染的影响,沿海除淘汰落后小火电并以大火电替代外,大规模新建火电的可能性较小,而自身电力的发展重点则在核电和海洋风电。考虑到核电的建设周期和海洋风电的发展前景,预计沿海电煤运输需求将在2015年后逐步进入稳定期。

单纯从运能上看,在铁路运能上,铁路煤炭运输保障能力在不断增强,2008年铁路煤炭发送量近17亿吨,2010年大秦线、神朔黄线扩能完成将新增运能近1亿吨,锦州-赤峰-白音华铁路将于2011年建成,通行能力在3500万至5000万吨。从港口能力上看,北方四港现有的码头能力及在建能力已达4。8亿吨,基本与铁路运能相匹配。而在蒙东矿的调运方面,一些铁海联运项目正在建设中,葫芦岛市与大连港集团、大唐国际、国电集团联合建设绥中一期5000万吨级煤炭专用码头、“赤峰-建平(叶柏寿)-喀左-建昌-绥中港”项目已经纳入辽宁省铁路建设规划;华能集团选择与营口港合作建设吞吐量2000万吨的煤码头,蒙东矿辽宁出海通道的建设从运能方面可保障蒙东矿的调运。

去年全国电煤消耗达到14亿吨,但并未出现运输紧张的局面。如果2010年、2015年电煤需求为15。1亿吨和15。8亿吨,即使全部增量均分布在沿海且需调运,新增调运量也仅为1。1亿吨和1。8亿吨,若考虑京杭运河和西江干线煤炭运能的增强,现有铁路运能和港口吞吐能力基本可满足这一时期的发展需要,而大量煤炭进口的可能性增加将进一步缓解沿海电煤运输压力。

内河运能将释放

内河也是煤炭调运的重要通道,其中,京杭运河和西江干线是沿海煤炭运输的重要补充,2008年仅京杭运河完成9800万吨。

上述两条通道与沿海煤炭运输来源地不同,京杭运河主要是连接鲁西南煤炭基地,煤炭调运主要供华东地区,西江干线则主要连接云贵煤炭基地,煤炭调运供珠三角地区,而长期以来通道运能不足是制约内河煤炭调运的最重要原因。

目前,各主要与煤炭相关的内河运输通道都在加紧规划建设,并已经进入实际推进阶段。京杭运河山东段沿线的储煤量占山东省的80%以上,是长三角地区煤炭调入的重要来源地。山东省正着力整治改造东平湖至济宁段主航道和洙水河、薛微等支流航道,并加紧建设和扩建相关船闸、港口,通航规划近期以1000吨级的船队为主,远期以2000吨级船队为主,预计到2020年将有2600万吨运量通过此段航道运输。

根据长三角高等级航道网规划,至2020年京杭运河苏北段航道全线将达到二级标准,并积极推进部分船闸扩能改造工程。航道通过能力的拓展及船闸能力的提升将极大促进沿岸煤炭的外运,预计未来京杭运河煤炭运能将至少提高至1。5亿吨。

广西也正在推进西江亿吨黄金水道建设,采取“一揽子”解决方案扩大西江的运能,预计投资200余亿元重点建设“一干三通道”,建设或改造船闸通过能力,加强码头建设,至2012年形成亿吨级的港口通过能力和船闸通过能力。右江、红水河的全线复航和西江重点航道建设、港口建设将打通云贵至珠三角的煤炭运输通道,缓解长期形成的云贵两省煤炭“以运定产”的生产销售方式。

业内人士认为,中国以煤炭为主体的能源消费结构将出现巨大变化,煤炭需求将在2020年前经历先高后低的过程;煤炭进口将是未来发展趋势,这将影响到未来煤炭水路运输的格局,应保持关注;沿海煤炭运输通道从能力上看基本可满足未来一段时间发展需要,运输能力将不会成为电煤运输紧张的瓶颈;未来煤炭水路运输的发展重点应放在内河煤炭运输通道的建设上。

责任编辑:小艳

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