煤炭瘋漲不斷，市場開始復蘇了嗎？
巴益明（Eamon Barrett）
2021-11-04
備受矚目的《聯合國氣候變化框架公約》第二十六次締約方大會（COP26）將于11月7日在格拉斯哥開幕，大會主席阿洛克·夏爾馬為該為期數周的會議定下了一個首要目標：“讓煤電成為歷史。”
根據國際能源署（International Energy Agency）的數據，煤炭滿足了全球40%的電力需求，同時造成了全球46%的碳排放量。該機構表示，為了避免氣候變化造成最大的危害，各國政府需要共同努力將煤電在全球電力供應中的占比削減至1%以下。
但煤炭不會一下子就退出歷史舞臺。
煤炭的使用量在過去一年出現反彈，終止了2020年的下降趨勢，打斷了發達經濟體長達數十年的使用量下降勢頭。煤炭的期貨價格也大幅走高，在一些市場暴漲400%，創下歷史新高。與此同時，美國煤炭生產商的股價已經從歷史低點反彈，博地能源公司（Peabody Energy）的股價在12個月內飆漲了700%以上。
然而，煤炭需求激增和價格飆升，可能更多的是當前能源危機的表征，而不是煤炭持續復蘇的苗頭。圍繞煤炭的長期投資正在減少，而從經濟角度來看，可再生能源的競爭力則繼續攀升。煤炭類股現在可能處于狂熱狀態，但價格飆漲只是大宗商品垂死掙扎的跡象，而不是市場復蘇的跡象。
煤炭重新當道
根據國際能源署的數據，過去20年，發達經濟體的煤炭使用量有所下降。在美國，國內頁巖氣產量激增加劇了這一趨勢。天然氣比煤炭便宜，燃燒時產生的碳也更少，這意味著從煤炭轉向天然氣，美國電力生產商就能夠節省成本，同時也可以避免違反聯邦政府關于碳排放的規定。
但是，隨著今年夏天全球能源危機的爆發，煤炭重新成為了供電選擇。
今年，受迫于天然氣短缺，美國自2014年以來首次增加了煤電的使用量。在大西洋彼岸，英國結束了持續兩個月的無煤發電，于9月重新啟用退役的燃煤發電廠，使得煤電在英國發電量中的占比從零回升至3%。
美國各大能源的使用量占比趨勢圖。資料來源：美國能源信息署（EIA）
Saxo Markets的高級市場分析師艾迪森·潘說：“我們注意到，隨著天然氣成本飆升，政府預計供暖需求也將達到頂峰，歐洲國家正在紛紛采購煤炭，以保障冬季能源供應。”
英國的電力危機是由北海（North Sea）異常溫和的天氣引發的，當地的海上風力發電通常能夠滿足該國25%的能源需求。隨著風力停止，風能在英國能源結構中的占比降至7%。與此同時，隨著歐盟逐漸擺脫新冠疫情陰霾，用電需求增長，天然氣的價格在歐洲各地呈現飆漲。
但對于迫切需要天然氣的歐洲能源供應商來說，不幸的是，中國也出現了類似的供需失衡。自今年5月以來，由于夏季異常干燥，水力發電減少，中國出現了周期性停電，多個制造業中心的生產線受阻。為了維持電網運行，中國電力生產商加大了天然氣進口力度，推高了天然氣價格。
現在，該國政府急于確保冬季供暖所需的電力，因而改變了多年來逐步消除煤礦產能過剩的政策，命令礦工“不惜一切代價”增加產量。對于已經投產的礦工來說，開采更多煤炭的成本并不是很高，而且由于煤炭價格處于歷史高位，煤礦的利潤率也相當可觀。
但對于那些必須購買燃料的電力生產商來說，煤炭價格高不可攀，實在采購不起。
煤價瘋漲
今年10月初，歐洲西北部的煤炭期貨價格突破每噸275美元，短短四周內飆升63%。與此同時，紐卡斯爾煤炭——反映亞洲大宗商品價格的基準——在截至9月的12個月內飆漲了400%以上，達到每噸269美元。但隨著煤炭價格瘋漲，電力生產商推遲了補購這種高價大宗商品的計劃。
“我認為，從經濟上講，我們已經盡可能地用盡煤炭的價值了?！蹦茉醋稍児綥antau Group經理大衛·菲什曼說道。據國際能源署稱，2020年6月，新太陽能發電裝置的成本低于開設新燃煤電廠的成本，而目前煤炭價格飛漲，使得這種燃料在競爭力上更加不如可再生能源。
在發達經濟體，煤礦企業已經考慮到煤炭需求下降的長期趨勢，因此已經停止投資于產能擴張。根據美國能源信息署（U.S. Energy Information Administration）稱，美國煤炭產量在2008年達到頂峰，去年則跌至1965年以來的最低水平。
與此同時，自2013年以來，美國能源供應商——那些燒煤而不是采煤的能源供應商——對電網的煤電產能貢獻一直都沒有增加。盡管今年美國煤電使用量將迎來自2014年以來的首次增長，但美國能源信息署預計，明年煤電使用量將重回下降通道。
據路透社（Reuters）報道，哪怕是在特朗普政府努力振興美國煤炭業，廢除奧巴馬時代的清潔能源計劃（Clean Power Plan，該計劃指引能源部門減少燃煤電廠的碳排放）的時期，大多數能源生產商也仍然致力于逐步淘汰煤電。為什么呢？與可再生能源和天然氣相比，煤炭成本太高。
菲什曼說：“我認為，煤炭只會變得越來越沒有競爭力?！?/p>
尋找替代能源
然而，在亞洲，煤炭目前仍然占據主導地位。
燃煤發電廠為印度貢獻了約70%的電力，為中國貢獻了60%的電力?？傮w而言，亞洲在全球煤電總量中占大約80%，它也是全球煤炭增長最強勁的市場。根據亞洲氣候變化投資者聯盟（Asia Investor Group on Climate Change）的數據，在截至2030年的10年里，煤炭將為東南亞地區帶來50%的電力增長。
除了煤炭是一種可靠且方便的能源外，印度尼西亞和澳大利亞的政府補貼、國家資助、礦業繁榮等因素也助力亞洲電力生產商將煤炭成本控制在相當可觀的水平。從傳統的燃煤電廠轉向可再生能源電網的種種額外成本——例如關閉煤電廠、培訓新技術人員和投資綠色技術——傳統上也促使發展中國家的政府繼續依賴煤炭。
但亞洲國家對煤炭項目的資助正在走向枯竭。今年9月，中國國家主席習近平承諾中國將停止為海外煤炭項目提供資金，這實際上切斷了國際煤炭項目的最后一個公共籌資來源。此前，日本和韓國也相繼承諾今年不再為煤炭項目提供融資。上周，亞洲開發銀行（Asian Development Bank）宣布，計劃通過收購煤電廠，讓其提前停止運營，來加速煤炭在亞洲的消亡。
然而，消滅煤炭只是成功了一半。國際能源署預測，2020年至2040年間，僅東南亞地區的電力需求就將翻一番。地方政府將不得不尋找一些新的能源來源，來滿足日益增長的用電需求。因此，如果《聯合國氣候變化框架公約》第二十六次締約方大會想讓煤炭成為歷史，敦促發達國家增加對貧窮國家可再生能源項目的資助就將是一大關鍵。（財富中文網）
譯者：萬志文
備受矚目的《聯合國氣候變化框架公約》第二十六次締約方大會（COP26）將于11月7日在格拉斯哥開幕，大會主席阿洛克·夏爾馬為該為期數周的會議定下了一個首要目標：“讓煤電成為歷史?！?/p>
根據國際能源署（International Energy Agency）的數據，煤炭滿足了全球40%的電力需求，同時造成了全球46%的碳排放量。該機構表示，為了避免氣候變化造成最大的危害，各國政府需要共同努力將煤電在全球電力供應中的占比削減至1%以下。
但煤炭不會一下子就退出歷史舞臺。
煤炭的使用量在過去一年出現反彈，終止了2020年的下降趨勢，打斷了發達經濟體長達數十年的使用量下降勢頭。煤炭的期貨價格也大幅走高，在一些市場暴漲400%，創下歷史新高。與此同時，美國煤炭生產商的股價已經從歷史低點反彈，博地能源公司（Peabody Energy）的股價在12個月內飆漲了700%以上。
然而，煤炭需求激增和價格飆升，可能更多的是當前能源危機的表征，而不是煤炭持續復蘇的苗頭。圍繞煤炭的長期投資正在減少，而從經濟角度來看，可再生能源的競爭力則繼續攀升。煤炭類股現在可能處于狂熱狀態，但價格飆漲只是大宗商品垂死掙扎的跡象，而不是市場復蘇的跡象。
煤炭重新當道
根據國際能源署的數據，過去20年，發達經濟體的煤炭使用量有所下降。在美國，國內頁巖氣產量激增加劇了這一趨勢。天然氣比煤炭便宜，燃燒時產生的碳也更少，這意味著從煤炭轉向天然氣，美國電力生產商就能夠節省成本，同時也可以避免違反聯邦政府關于碳排放的規定。
但是，隨著今年夏天全球能源危機的爆發，煤炭重新成為了供電選擇。
今年，受迫于天然氣短缺，美國自2014年以來首次增加了煤電的使用量。在大西洋彼岸，英國結束了持續兩個月的無煤發電，于9月重新啟用退役的燃煤發電廠，使得煤電在英國發電量中的占比從零回升至3%。
Saxo Markets的高級市場分析師艾迪森·潘說：“我們注意到，隨著天然氣成本飆升，政府預計供暖需求也將達到頂峰，歐洲國家正在紛紛采購煤炭，以保障冬季能源供應。”
英國的電力危機是由北海（North Sea）異常溫和的天氣引發的，當地的海上風力發電通常能夠滿足該國25%的能源需求。隨著風力停止，風能在英國能源結構中的占比降至7%。與此同時，隨著歐盟逐漸擺脫新冠疫情陰霾，用電需求增長，天然氣的價格在歐洲各地呈現飆漲。
但對于迫切需要天然氣的歐洲能源供應商來說，不幸的是，中國也出現了類似的供需失衡。自今年5月以來，由于夏季異常干燥，水力發電減少，中國出現了周期性停電，多個制造業中心的生產線受阻。為了維持電網運行，中國電力生產商加大了天然氣進口力度，推高了天然氣價格。
現在，該國政府急于確保冬季供暖所需的電力，因而改變了多年來逐步消除煤礦產能過剩的政策，命令礦工“不惜一切代價”增加產量。對于已經投產的礦工來說，開采更多煤炭的成本并不是很高，而且由于煤炭價格處于歷史高位，煤礦的利潤率也相當可觀。
但對于那些必須購買燃料的電力生產商來說，煤炭價格高不可攀，實在采購不起。
煤價瘋漲
今年10月初，歐洲西北部的煤炭期貨價格突破每噸275美元，短短四周內飆升63%。與此同時，紐卡斯爾煤炭——反映亞洲大宗商品價格的基準——在截至9月的12個月內飆漲了400%以上，達到每噸269美元。但隨著煤炭價格瘋漲，電力生產商推遲了補購這種高價大宗商品的計劃。
“我認為，從經濟上講，我們已經盡可能地用盡煤炭的價值了。”能源咨詢公司Lantau Group經理大衛·菲什曼說道。據國際能源署稱，2020年6月，新太陽能發電裝置的成本低于開設新燃煤電廠的成本，而目前煤炭價格飛漲，使得這種燃料在競爭力上更加不如可再生能源。
在發達經濟體，煤礦企業已經考慮到煤炭需求下降的長期趨勢，因此已經停止投資于產能擴張。根據美國能源信息署（U.S. Energy Information Administration）稱，美國煤炭產量在2008年達到頂峰，去年則跌至1965年以來的最低水平。
與此同時，自2013年以來，美國能源供應商——那些燒煤而不是采煤的能源供應商——對電網的煤電產能貢獻一直都沒有增加。盡管今年美國煤電使用量將迎來自2014年以來的首次增長，但美國能源信息署預計，明年煤電使用量將重回下降通道。
據路透社（Reuters）報道，哪怕是在特朗普政府努力振興美國煤炭業，廢除奧巴馬時代的清潔能源計劃（Clean Power Plan，該計劃指引能源部門減少燃煤電廠的碳排放）的時期，大多數能源生產商也仍然致力于逐步淘汰煤電。為什么呢？與可再生能源和天然氣相比，煤炭成本太高。
菲什曼說：“我認為，煤炭只會變得越來越沒有競爭力?！?/p>
尋找替代能源
然而，在亞洲，煤炭目前仍然占據主導地位。
燃煤發電廠為印度貢獻了約70%的電力，為中國貢獻了60%的電力。總體而言，亞洲在全球煤電總量中占大約80%，它也是全球煤炭增長最強勁的市場。根據亞洲氣候變化投資者聯盟（Asia Investor Group on Climate Change）的數據，在截至2030年的10年里，煤炭將為東南亞地區帶來50%的電力增長。
除了煤炭是一種可靠且方便的能源外，印度尼西亞和澳大利亞的政府補貼、國家資助、礦業繁榮等因素也助力亞洲電力生產商將煤炭成本控制在相當可觀的水平。從傳統的燃煤電廠轉向可再生能源電網的種種額外成本——例如關閉煤電廠、培訓新技術人員和投資綠色技術——傳統上也促使發展中國家的政府繼續依賴煤炭。
但亞洲國家對煤炭項目的資助正在走向枯竭。今年9月，中國國家主席習近平承諾中國將停止為海外煤炭項目提供資金，這實際上切斷了國際煤炭項目的最后一個公共籌資來源。此前，日本和韓國也相繼承諾今年不再為煤炭項目提供融資。上周，亞洲開發銀行（Asian Development Bank）宣布，計劃通過收購煤電廠，讓其提前停止運營，來加速煤炭在亞洲的消亡。
然而，消滅煤炭只是成功了一半。國際能源署預測，2020年至2040年間，僅東南亞地區的電力需求就將翻一番。地方政府將不得不尋找一些新的能源來源，來滿足日益增長的用電需求。因此，如果《聯合國氣候變化框架公約》第二十六次締約方大會想讓煤炭成為歷史，敦促發達國家增加對貧窮國家可再生能源項目的資助就將是一大關鍵。（財富中文網）
譯者：萬志文
Alok Sharma, president of the United Nations’ hotly anticipated COP26 climate change convention in Glasgow, has one overriding objective for the weeks-long event that starts on November 7: to “consign coal power to history.”
According to the International Energy Agency (IEA), coal generates 40% of the world’s electricity needs, as well as 46% of global carbon emissions. To stave off the worst effects of climate change, the IEA says, governments need to slash coal’s share of global power supply to less than 1%.
But coal isn’t going down without a fight.
Coal usage has rebounded in the past year, wiping out declines in 2020 and interrupting a decades-long downward trend of use in advanced economies. Coal futures have erupted too, climbing 400% in some markets to reach record highs. Meanwhile, shares in U.S. coal producers have recovered from all-time lows and, in the case of Peabody Energy, rallied over 700% in 12 months.
However, coal's surging demand and scorching prices are more likely symptoms of the current energy crisis than signs of a sustained comeback. Long-term investment in coal is in decline and, economically, the competitiveness of renewables continues to climb. Coal stocks might be at a fever pitch now, but the spiking prices are signs of a commodity in its death throes rather than a market in revival.
King coal
According to the IEA, coal usage has declined across advanced economies for the past 20 years. In the U.S., that decline was advanced by the surge in domestic shale gas production. Natural gas is cheaper than coal and produces less carbon when burned, which means U.S. power producers have saved money and kept in line with federal regulations on carbon emissions by switching from coal to gas.
But, as a global energy crisis struck this summer, coal came back on the menu.
This year the U.S., squeezed by a shortage of natural gas, increased its use of coal-fired electricity for the first time since 2014. Across the pond, the U.K. ended its two-month run of coal-free power and switched mothballed coal-fired power plants back online in September, pumping coal’s share of the nation’s electricity generation back up from zero to 3%.
“We’re seeing the trend of European countries buying coal to secure energy supply in the winter, as the cost of natural gas spikes and governments expect heating demand to peak, too,” says Edison Pun, senior market analyst at Saxo Markets.
The U.K.’s power crisis was precipitated by exceptionally mild weather in the North Sea, where offshore windmills typically provide 25% of the country’s energy needs. As the wind stopped blowing, wind energy dropped to just 7% of the U.K.’s energy mix. At the same time, gas prices surged across Europe, as the bloc crawled out of the pandemic and increased its demand for electricity.
Unfortunately for European energy providers, desperate for gas, a similar demand-supply imbalance was playing out in China. Rolling power outages—prompted by a drop in hydropower generation over a peculiarly dry summer—have disrupted production lines in China’s manufacturing hubs since May. In order to keep grids running, Chinese power producers have turbocharged natural gas imports, heating up competition in the global markets and driving up prices.
Now Beijing, anxious to secure the power needed to heat homes throughout winter, has reversed course on a years-old policy of winding down overcapacity in coal mines and ordered miners to increase production “at any cost.” Although, for miners with operations already in place, the cost of digging out more coal isn’t prohibitive and, with coal prices at record highs, a mine’s profit margins are healthy, too.
But for power producers who have to buy the fuel, the high cost of coal has left them reluctant to pile in.
Too hot
At the beginning of October, coal futures in northwest Europe topped $275 per tonne, surging 63% in four weeks. Meanwhile, Newcastle coal—a benchmark that reflects the commodity’s price across Asia—ballooned over 400% in the 12 months to September, raging to $269 per tonne. But as coal prices surged, power producers held off on restocking the expensive commodity.
“I think, economically, we’ve squeezed just about all the use out of coal that we can,” says David Fishman, manager at energy consultancy Lantau Group. The cost of new solar power installations swooped below the price of opening new coal plants in June 2020, according to the IEA, and the current blistering price of coal is making the fuel even less competitive when compared with renewables.
In advanced economies, coal miners have already factored in the long-term trend of declining coal demand and have stopped investing in capacity expansion. According to the U.S. Energy Information Administration (EIA), coal production in the U.S. fell to its lowest level since 1965 last year, having peaked in 2008.
Meanwhile, U.S. energy suppliers—the ones that burn coal, not the ones that mine it—have added zero coal-fired capacity to the energy grid since 2013. Although coal-fired electricity usage will increase in the U.S. this year for the first time since 2014, the EIA expects that coal power’s downward trend will resume next year.
Even when the Trump administration fought to revitalize American coal and scrap the Obama-era Clean Power Plan—which instructed the energy sector to reduce carbon emissions from coal-fired power plants—a majority of energy producers remained committed to phasing out coal power, Reuters reports. The reason? Coal costs too much compared with renewables and gas.
Fishman says, “I can only see coal becoming increasingly uncompetitive.”
Building alternatives
In Asia, however, coal remains king—for now.
Coal-fired power plants generate some 70% of electricity in India as well as 60% of electricity in China. Asia, in general, generates roughly 80% of global coal-fired electricity and is also coal’s biggest growth market. According to the Asia Investor Group on Climate Change, coal will provide 50% of power growth across Southeast Asia in the 10 years to 2030.
In addition to coal being a reliable and convenient package of energy, government subsidies, state funding, and mining booms in Indonesia and Australia have kept coal costs palatable for Asian power producers. The added costs of switching from legacy coal-fired power plants to renewable energy grids—such as decommissioning coal plants, training new technicians, and investing in green tech—have traditionally encouraged governments in developing economies to continue their reliance on coal, too.
But Asian state financing for coal is drying up. In September, President Xi Jinping pledged China would stop funding coal projects overseas, effectively eliminating the last source of public funds for international coal projects, after Japan and South Korea committed to defund coal this year, too. And last week, the Asian Development Bank unveiled a scheme to hasten coal’s demise in Asia by buying coal plants and retiring them early.
Yet killing coal is only half the battle. The IEA predicts electricity demand across Southeast Asia alone will double between 2020 and 2040. Local governments will have to find some fresh fuel sources to satisfy the growing need. So if COP26 wants to consign coal to history, pressing wealthy countries to increase funding for renewable projects in poorer nations will be pivotal.
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