上半年煤炭市场，无论是国内还是国际的价格的涨幅是明显的。虽然，相比起过去的价格高点，这一反弹的水平还差的很远。
2016年上半年乃至到现在，国内外的煤炭价格都经历了一轮明显的上涨。国内市场方面，中国煤炭协会的信息显示，主产地市场动力煤价格比年初回升约60元/吨。而作为观察中国煤炭总体价格标杆的秦皇岛港5500大卡市场动力煤，7月份平仓价超过420元/吨，8月份则超过450元，比年初回升90元/吨以上。优质炼焦煤价格今年4月份以来回升约150元-200/吨。而作为煤价先导指数的期货价格，在7月份就达到450元以上，近期有所回调。这些回升的程度，代表了超过20%以上，甚至接近40%的涨幅。
国际市场方面，过去2年煤炭整体价格水平的大幅下滑，使得对高质量煤炭的支付能力增强，优质高热值煤炭变得更受欢迎。相比其他大宗能源商品，煤炭每年的贸易量仅在10亿吨上下，并且区域市场特征明显。北美煤炭市场在天然气的强烈竞争下，日益萎缩，标杆价格维持在45美元/吨以下。欧洲、亚太的煤炭价格上涨均清晰可见。欧洲的煤炭绝对需求尽管在持续下降，但是上半年煤炭仍然上涨到50美元/吨的水平，相比2月份的低点上涨50%；主要供应亚洲市场的澳大利亚高阶动力煤，近期 60-70美元的价格，相比年初上涨超过25%。
相比电力以及气体能源，煤炭作为方便储存、运输的贸易品种，其每年的价格波动大部分都小于一倍，即使在2008年金融危机时期，也只是跌掉一半到2/3的程度（相比电力，一天就可以波动10倍甚至更多）。可以说，2016年上半年煤炭市场，无论是国内还是国际的价格的涨幅是明显的。虽然，相比起过去的价格高点，这一反弹的水平还差的很远。
国内市场煤价上涨——生产干涉政策的角色与影响
从生产侧来看，上半年全国规模以上煤炭企业原煤产量16.3亿吨，同比减少1.75亿吨，下降9.7%。从月度产量变化看，4、5、6月降幅分别为11%、15.5%和16.6%，降幅逐步扩大。与此同时，初步估算，全国煤炭消费量在2015年下降3.7%的基础上，今年上半年消费18.1亿吨，同比减少8800万吨，下降4.6%。上半年全国煤炭进口净进口10336万吨，相比2015年增长6%。5月-6月以来进口大幅增长，进口同比增长1/3。
《关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见》提出276工作日制度，如果所有煤矿按照此规定安排生产，意味着减少了16%以上的产能（工作时间的有效缩短，如果没有伴随着工资水平的大幅下降，可能在一定程度上意味着休息福利的上升，具有长期价值）。可以看出，生产的降幅要大于消费的降幅，特别是进入5月份以来，这显示了这一规定在5月份之后开始发挥明显的作用。但是可惜的是，政府可以勒令本国的煤矿减少生产，但是对国外的厂商却没有这种作用范围与作用力。进口的大幅反弹显示了这一点。
要理解国内煤炭库存下降、价格上涨的综合性原因，量永远是比价要重要的因素，因为没有量支持的价格是不可持续的，而过去实现的价格上涨，伴随着各种库存水平的下降，显示了这种上涨具有一定的可持续性。
国际市场煤价上涨——供应、需求还是美元？
欧洲亚太的煤价上涨如何理解，需要很好的理论与方法论，其相关的因素起码包括：
比预期更加疲弱的美元，使得以其他货币计价变得便宜。2016年上半年，一再拖延的美元加息预期，抑制了美元汇率的有效上涨，构成了大宗商品价格上涨的一个因素。
石油价格翻番，对其他能源产品产生了带动作用。过去的能源价格变动显示，不同能源品种之间具有或多或少的联动性，特别是在不存在明显结构变动（比如页岩油气异军突起）的情况。
持续的市场不景气，有效产能与新增投资已经大幅下降，而需求在某些地区维持增长。美国、欧洲的煤炭行业在持续萎缩，就业人数下降，主要煤炭企业在陆续破产关停；印度、东南亚的需求仍在增长，而产能增长低于预期；而我国更是推出了凌厉的关停与暂缓建设计划，尽管其决策依据与价值标准是不清晰的。
这些因素在解释煤价上涨程度的贡献有多大，是否存在主导性的因素，以及这些因素将来会如何变化与互动，无疑是个复杂到目前都无法给出清晰答案的程度。但是，中国因素，50%的生产，50%以上的消费，20%的贸易额，是世界煤炭市场无论如何无法忽视的因素。
因此，上半年中国进口增加6%，600万吨左右的量级，已经带动澳大利亚、印尼等出口商出口的明显增长。国内的煤炭政策的制定，必须基于明确的价值观，更加清晰明确的考虑这些国际因素。
未来会怎样——一个煤炭“新高”的情景
国际煤炭市场将日益成为亚太煤炭市场。我国将继续在国际市场占据非常大的权重与话语权。南美、南非、东南亚的煤炭日益需要到亚太市场寻找出路，受益于国际海运的低价格，目前仍然可行。
那么，我国的煤炭消费，是否如一些预测所言的，“已经达峰”了，从而价格也长期维持“熊市”，这只有事后很多年才能知道，它可能是真的，也可能不是。对过去的变化形成了充分的理解，会对理解未来有帮助，但是对解决预测的准确性的难度仍旧没有降低。因为，那些相关因素未来如何变化，仍旧是个难题。
不过，从非预测角度，未来煤炭需求重新增长，甚至超过2013年的高度，这种可能性是存在的。以下笔者就展示一个这样的情景——
经济形势有所改善，高耗能产业出现反弹。经济理论往往告诉我们：能源价格是由经济增长决定的，但是反过来不一定，存在不对称影响。这没有降低猜测价格的难度，因为经济增长本身更是一个难题。经济增长的周期性特征很明显，这一结论还是不够足够精确。但是，经济改善了，整体的能源需求必然会出现比较明显的正增长。经济增长与能源增长脱钩（decoupling）的说法往往经不起现实检验，也存在“反事实”问题的逻辑错误。
可再生能源增长陷入死锁，持续维持在5%以内的发电份额。没有实质性的体制机制变化，特别是缺乏显性的竞争机制，使得弃风弃光限电严重消损其在增加发电量上的贡献。2016年上半年，弃风率已经超过20%，其装机的增长已经几乎被下降的利用率所抵消。这是笔者尤其不希望看到的。但是如笔者之前多次提到的，在弃风限电原因缺乏共识性诊断、一些旧有的模糊的、误导性的归因（比如“缺乏协调”说）仍旧具有很大市场，煤电具有事实上的优先地位的情况下，这一点是有可能的。需要严格落实可再生能源并网的优先权安全，保证其政策规定的小时数。
整体电力需求的增长，需要传统煤电的进一步扩展。电力需求摆脱目前低于3%的低迷，进入一个更高的区间。而可再生能源由于弃风限电严重，其增长无法满足所有的额外需求。
在更高需求的推动下，各地的限煤控煤措施开始松动。尽管燃煤排放标准可能更加严格，但是直接减煤控煤的力度可能会随着需求的无法满足而变得不那么坚定，特别是一些不存在明显成本有效性的“命令-控制型”关停并转措施。减少污染，跟减少煤炭消费，无法划等号。
这种可能性可能不会发生，笔者也并不希望它发生，但是也是不能完全排除的。从煤炭行业而言，发挥行业的政策影响力，提升自身的抗风险能力与韧性，坚决反对对自身决策自主权的侵犯，是面临不确定市场的必然选择。市场力作用下的形势恶化，煤炭行业只能承受并无可厚非，但是不需要超越市场力的力量决定自身的命运。
无论怎样，政府政策选择的基础，不能基于对未来的高度简化的判断与预测，无论是维持“熊市”还是转为“牛市”的判断。面临一个高度不确定的世界，需要推出更有弹性的政策（resilient policy）。这是全社会福利与公共政策的视角。
煤价的这种上涨，可能还将维持一段时间，这是部分煤炭企业的福音（价格上涨的部分，弥补了产量下降的损失），但是从其他利益主体视角，意味着人为抬高了全社会的用能成本，下游用户与消费者的支出增加。这一现象是否合理、如何评价，需要秉持“程序正义”与市场力作用的原则，消除市场中的各种扭曲因素，特别是政府对生产端的微观具体控制。
