過去的2012年，對于電力和煤炭行業來說，都極不平凡。雖然兩重天的境遇沒有變化，但喜憂的主體卻發生了對調：煤炭行業結束了黃金十年的歷史，價格較上年有所下挫；電力企業終于走出了虧損的泥潭，實現了贏利。然而，進入2013年，煤電兩行業的命運又將如何，本期特對此進行專題分析。
黨的十八大和2012年中央經濟工作會議的召開，將對2013年社會經濟格局產生深遠影響，隨著一系列改革配套措施的出臺，國家宏觀經濟面將復蘇向好，作為與國民經濟關聯度極高的電力、煤炭行業，2013年發展趨勢將是怎樣的變化？供需形勢如何？需求增速又是怎樣？近期，我們對2012年電力市場、煤炭市場進行了回顧，對2013年電力市場、煤炭市場進行了分析預測。
一、2012年電力市場、煤炭市場總體情況
2012年，在國際經濟低迷和國內經濟下滑的共同作用下，我國電力市場、煤炭市場均出現了需求萎縮的情況，電煤矛盾趨于緩和。總體來看，電力市場需求增長趨緩，電力供需平衡寬松；煤炭市場出現反轉，量足價跌，買方市場特征明顯。
�。ㄒ唬╇娏κ袌觯涸鲩L趨緩，總體平衡寬松
1.電量增長先抑后揚，總體回落明顯。主要呈現出四個特征：一是電量增速明顯回落。根據國家能源局統計，2012年全社會用電量累計達49591億千瓦時，同比增長5.5%，增速較上年回落6.5個百分點，自2010年以來首次出現低于GDP增速。用電占比達到73.7%的第二產業用電量同比增長3.9%，對全社會用電增長的貢獻率僅為51%；而第三產業和居民用電增速分別達到11.5%和10.7%，對全社會用電增長的貢獻率合計達到49%。二是電力供需平衡寬松。由于用電需求增長趨緩，全國大部分地區未出現長時間高溫高濕天氣，同時水電出力快速增加，電煤供應狀況明顯好于上年，全國電力供需總體平穩，其中華北、華東、華中電力供需平衡，西北、東北電力供應有富余，僅南方電網上半年受干旱影響電力供需形勢偏緊，最大電力缺口達到653萬千瓦。三是電量增長先抑后揚。2012年進入二季度，全社會用電增幅急速回落，火電機組利用小時加速下滑，一、二、三季度受經濟結構調整、經濟增速趨緩的影響，全社會用電增速分別為6.8%、4.3%和3.9%，呈逐季回落態勢，相比2010年、2011年而言，用電量增速基本在低谷徘徊。以10月份為分界線，隨著國內經濟溫和復蘇，全社會用電量增速開始回升，重工業生產運行提速，火電發電量增加較快，10、11、12月份，當月用電增速回升到6.1%、7.6%和8.9%，四季度用電增速顯著上升，拉動了全年全社會用電量同比增速企穩小幅回升。四是火電發電量低速增長，水電發電量快速增長。根據電監會統計，2012年全國發電量4.96萬億千瓦時，同比增長5.5%，增速較上年下降6.51個百分點�；痣姲l電量自11月份開始才結束了4月份以來的持續負增長態勢，全年達到3.91萬億千瓦時，同比僅增長0.3%；水電發電量8641億千瓦時，同比增長29.3%。
2.利用小時數“水火”分化，整體下滑。受電力需求總體不足的影響，2012年全國發電設備累計平均利用小時出現下滑，其中水電利用小時同比大幅增長，火電利用小時同比大幅下降。根據國家能源局統計，全年6000千瓦及以上電廠發電設備累計平均利用小時4572小時，同比降低158小時，其中水電3555小時同比提高536小時，火電4965小時同比降低340小時，核電7838小時同比提高79小時，風電1893小時同比提高18小時。
3.基建新增裝機規模減少，火電新增容量明顯下降。根據國家能源局統計，2012年全國新增裝機容量8700萬千瓦，同比減少3.2%，其中火電新增5100萬千瓦同比減少13.4%，水電新增1900萬千瓦同比增加55.1%，風電新增1537萬千瓦同比減少3.9%，核電新增66萬千瓦同比減少39.4%。截至2012年底，全口徑發電裝機容量11.44億千瓦，其中火電8.19億千瓦，水電2.49億千瓦，風電6237萬千瓦，核電1257萬千瓦。
4.電企效益出現轉機。電改十年來，電力企業積極轉方式、調結構，優化存量資產，降低財務成本，戰略轉型積蓄的發展能量和經營成果不斷釋放，加之受2011年底電價調增翹尾和2012年煤價大幅下降的“雙重利好”影響，電力企業特別是火電企業自2008年以來的長期虧損局面得到有效遏制，經營狀況明顯改善，發電行業總體經營形勢轉折向好。初步估算，2012年五大發電集團利潤總額達到460億元，創發電集團成立以來歷史最好水平。
�。ǘ┟禾渴袌觯撼霈F反轉，買方市場特征明顯
2012年，受世界經濟持續低迷、國內經濟增速放緩，以及煤炭自身產能釋放和外煤不斷涌入的影響，煤炭行業黃金十年遭遇了拐點。5月份以來，全國煤炭市場發生了急劇變化，煤炭需求、產銷量、鐵路和港口轉運量的增速大幅下滑，凈進口持續快速增長，動力煤連跌三月、環渤海港口庫存爆棚，這種狀況一直持續到年底才逐漸企穩�；仡�2012年我國煤炭市場運行情況，主要有以下幾個特點：
一是原煤產量繼續保持較快增長勢頭。據中國煤炭工業協會統計，2012年全國原煤產量完成36.6億噸，比上年增長4%左右，增速同比回落4.7個百分點。2012年，內蒙古、山西、陜西依然位居全國原煤產量前三甲，分別完成原煤產量10.8億噸、8.3億噸和4.63億噸，同比分別增長10%、5.2%和14.3%。
二是煤炭進口大幅增長。受美、歐、日等發達經濟體增速低、金磚國家等新興經濟體經濟增長速度明顯放緩等因素影響，歐洲煤炭需求萎縮，而美國大力開發頁巖氣替代燃煤電廠發電，導致國際煤炭市場低迷，價格下滑。2012年我國煤炭進口量大增，據中國海關總署公布的最新數據，2012年我國累計進口煤炭2.9億噸，比2011年增加1.076億噸，同比增長59%，全年凈進口達到2.8億噸。
三是發電用煤需求疲軟，煤炭市場出現供給過剩現象。由于經濟增長放緩，全社會用電需求增長乏力。如前所述，2012年全社會用電量同比增長5.5%，增速較上年回落6.5個百分點；火電發電量同比僅增長0.3%�；鹆Πl電用煤需求疲軟，加上冶金、建材用煤需求也大幅放緩，煤炭市場一度出現供給過�，F象。截至11月末，全社會存煤繼續維持高位，達2.9億噸左右。其中煤炭企業存煤約9000萬噸，市場消化庫存的壓力依然很大。
四是煤炭價格整體回調，區域差異化特征明顯。煤炭產量上升，需求疲軟，加上進口煤的沖擊，導致2012年我國煤炭市場價格呈現整體回調態勢。據中國煤炭工業協會快報顯示，環渤海5500大卡/千克動力煤的綜合平均價格從2012年初的797元/噸降至12月19日的638元/噸，降幅接近20%。發電企業電煤采購成本也有所降低，以華電集團為例，2012年1～11月，華電集團入廠標準煤單價為767.05元/噸，較2011年同期下降了44.62元/噸，降幅為5.5%。從區域看，各區域由于所處的市場環境不同，煤價走勢也各不相同。絕大多數區域與全國總體形勢保持一致，煤價均有不同程度的下跌，但也有少數區域煤價不降反升。以華電集團為例，截至2012年11月底，累計入廠標準煤單價同比下降的區域有17家，而同比上漲的區域有6家，上漲幅度較大的區域是青海、新疆、云南、貴州等，分別上漲了38～53元/噸不等。
二、2013年電力市場、煤炭市場預測
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2013年，隨著國家政策效應逐漸顯現，宏觀經濟運行將企穩回升、總體向好。綜合媒體、專業機構和部分分析人士預測，我們認為，2013年電力市場將總體寬松、平穩向好，主要指標預測如下：
1.用電量或將穩中微升。由于經濟增長與用電量增長呈正相關關系，面對國內經濟平穩增長的宏觀形勢，電力作為關系國計民生的基礎產業和國民經濟發展的先行產業，將處于“保增長”與“調結構”相結合的發展態勢，全社會電力需求將保持適度平穩增長。預計2013年重工業生產運行將提速，制造業、高耗能行業用電量增速將小幅回升，全社會用電量將繼續延續去年10月份以來的回升態勢，較2012年穩中微升。中電聯認為2013年電力需求穩中微升，煤電矛盾處于緩解期�！蹲C券導刊》預測，2013年用電需求仍然比較平穩，增速在6%～8%之間。綜上分析，在GDP增速為7.5%～8%的假設條件下，用電需求彈性為0.9，2013年用電需求增長將為6.7%～7.2%，全年全社會用電量將達到5.3萬～5.4萬億千瓦時。
2.裝機容量將低速增長。由于國內經濟由高速增長期進入平穩增長期，基建新增裝機規模將延續下降態勢，電力工程投資將進一步放緩，新增電源裝機以清潔高效火電項目和清潔能源項目為主。火電方面，煤價的理性回歸將帶來煤電的進一步融合，但火電投資仍將延續下滑態勢，下滑幅度或將減小。廣發證券電力行業首席分析師認為，由于火電是與經濟走勢最接近的一種形式，預測2013年火電項目投資仍將持續下滑。中商情報網預測，由于火電項目的建設期為2～3年，投資的變化將在2013～2014年反映在裝機投產上，因此2013～2014年火電新增產能將收縮。水電方面，隨著運營風電收益率的下降，電企對風電投資的動力也在下降，預測2013年電源投資中有所增長的將是水電投資。核電方面，隨著核電項目的重啟，2013年我國核電設備行業有望迎來新一輪增長。其他新能源方面，雖然國家支持新能源發展的產業政策將引發新一輪新能源發電投資熱潮，循環經濟、節能環保和綠色低碳產業的發展空間將進一步拓展，但由于近年來風電、光伏、天然氣等新能源發展速度過快，市場已趨于飽和甚至過剩，2013年新能源發展將以化解產能過剩矛盾為重點，整體發展以做好做優為主，基建規模和項目投資將趨于理性平緩。目前全國電源項目在建規模約1.7億千瓦，其中火電在建規模約5600萬千瓦，2008～2012年全國裝機容量年均增長8700萬千瓦，結合中電聯的統計分析，考慮退役及關停小火電，預測2013年將新增裝機容量7000萬～8000萬千瓦，比2012年底的11.4億千瓦增長6.1%～7.0%。
3.利用小時數可能同比持平。由于6.7%～7.2%的發電量增長與6.1%～7.0%的裝機容量增長基本持平，預測全國發電設備累計平均利用小時數可能維持2012年的水平，約在4500～4700小時之間�；痣娪捎谶呺H貢獻增加，經濟效益有所體現，發電積極性將提高；水電受益于2012年來水偏豐發電量大幅增長，但水電企業基本靠天吃飯，“豐一年，枯一年”，年度不平衡性嚴重，2013年可能會出現下降。中商情報網預測，由于2013年發電新增產能明顯收縮，尤其是火電新投產機組明顯減少，因此火電發電小時數將上升。綜合以上因素分析，我們預測2013年水電企業平均利用小時數將下降，火電企業平均利用小時數將有恢復性增長。
4.電價或將維持現有水平。受宏觀經濟形勢和季節性市場供需影響，預計2013年煤價在第一季度小幅上漲后將趨于穩定，總體保持低位振蕩運行，電價上漲的可能性極小。雖然煤價下行致社會輿論存在下調電價的預期，但這是煤炭市場適應經濟發展的理性回調，加之電煤價格雙軌制取消，火電企業自2008年以來的巨額歷史虧損沒有得到彌補，電價下調的可能性也不大，實際結算電價或將維持在現有水平。雖然總體電價水平難有提高，但不排除某些區域的電價調整。
5.電力市場化改革進程將加快。2013年我國經濟體制改革將全面提速，進入實質性操作階段，其中“深化資源性產品價格和環保體制改革”是其中的一項重要內容，這將對上網電價、煤價、氣價、節能環保補貼等電力市場要素產生較大影響。近期國務院出臺的《關于深化電煤市場化改革的指導意見》，進一步明確了電煤市場化改革的方向和主要任務，邁出了以市場配置電煤資源的重要一步。隨著能源領域改革進程的加快，預計2013年會有更多向電力市場化改革的舉措和行動，在宏觀調控監管、煤電聯動、電煤產運需銜接、脫硫脫硝電價、新能源發電、智能電網等方面出臺細化方案和配套機制，進一步促進電力市場平穩有序發展。
6.經營業績或將繼續改善。由于火電作為電源結構的主體在較長時期內不會改變，火電企業的創效能力在很大程度上決定著發電行業的經營業績。2013年，電力產能收縮已是業內共識，發電小時數回升可期，而電力企業的負債率、財務成本均在下行通道中，因此火電贏利能力繼續回升的預期很大。中信證券電力行業首席分析師認為，煤電聯動機制進一步完善對電企而言略偏利好，鑒于煤價或將維持弱勢以及資金成本回落等因素，2013年火電贏利仍有望實現30%以上的增長。《證券導刊》認為，如果煤電聯動政策執行到位，火電行業將從周期性行業變為弱周期行業，而且是順周期行業，贏利能力將更為穩定。
對于電煤價格并軌對火電企業經營業績的長遠影響，有專家認為，雖然目前電煤價格并軌不會對電企造成較大壓力，但由于煤炭的有限資源屬性，煤炭價格長期來看是呈上升走勢的，已經并軌的電煤價格將對占發電量80%的火電企業產生較大影響，特別是對重點合同煤較多的東北、山東等區域沖擊較大。如果改革配套措施如電價形成機制、煤電聯動、鐵路運力等完善落實到位，火電企業發電積極性將進一步提高，經營業績將繼續改觀，有助于形成煤電一體協同發展格局，推動電力市場健康有序發展，反之則可能催生新的煤電矛盾，使火電企業重新陷入虧損的困境，打亂正常的電力市場秩序。由于電價的調整空間遠小于煤價，“計劃電”的屬性很難有本質改變，因此電煤價格并軌對電力市場的長遠影響總體弊大于利。
綜上分析，我們認為，2013年電力市場將企穩向好，全國用電量或將穩中微升，發電新增產能繼續收縮，火電機組利用小時數回升可期，電力企業的經濟效益可能繼續提升，發電側市場競爭將進一步加劇，電力基建投資的減緩有利于深化結構調整、做好做優存量資產，電煤市場化改革的加快有利于形成煤電一體長效協同發展格局，促進經濟平穩健康有序發展。
（二）煤炭市場預測
當前煤炭市場，受宏觀經濟企穩回升和冬季用煤高峰的拉動，煤炭需求有所好轉，煤炭價格小幅回升。2013年，隨著我國經濟逐步趨穩回升，煤炭市場整體形勢將會平穩有序發展，不會出現大起大落的現象。我們對2013年煤炭市場形勢的判斷是：煤炭總體供應相對寬松，需求會有所增加，呈低速增長，煤炭價格在經歷冬季用煤高峰拉動小幅上漲后，4、5月份可能回調，全年整體將延續2012年的下跌態勢，但下降幅度不會太大，大概在5%～10%之間。得出如上預測結論，主要基于以下因素考慮：
1.我國經濟積極因素趨于增多但回升力量不強，煤炭需求繼續保持增長但幅度不會太大。2012年末的經濟數據變化顯示，我國經濟溫和回升態勢基本確立，為2013年經濟運行奠定了良好開局。預計2013年我國經濟運行中的有利條件和積極因素趨于增多，整體環境進一步轉好。經濟企穩回升將帶動用電需求的提高，會帶來煤炭需求增長。但是，行業普遍回升態勢尚未形成、波動性較大，經濟回升基礎不穩、勢頭較弱，加上國家將繼續加大經濟結構調整、能源結構調整力度，加強節能減排，減少煤炭消耗，因此預計2013年煤炭需求不會出現大幅增加，可能將延續低速增長的態勢。根據有關機構預測，2013年全國煤炭產量將增長5%左右，煤炭消費量將增長4%，增幅比上年均有小幅提高。
2.煤炭產能超前問題較為嚴重，供大于求或將成為常態。從煤炭供應情況看，“十一五”以來，我國煤炭采選業固定資產投資累計達2.2萬億元，經過多年大規模的煤炭投資、資源整合和技術改造，煤礦產能大幅度提高。據統計，截至2011年末，我國煤炭產能已經達到39億噸左右，在建規模11億噸，全國現有煤礦和在建煤礦總產能超前問題比較嚴重，根據測算，2013年煤炭產能可能達46.3億噸,將大幅超過需求41.2億噸。煤炭供大于求的現象仍將在較長一段時間內存在，隨著煤炭供應能力持續提高，今后產能過�？赡軙蔀槌B。
3.火電投資下降，新增裝機數量減少，電煤需求減弱。目前，我國火電處在微利經營狀態，投資可能會越來越少。國網能源研究院近日公布數據，2012年1～11月，全國電源投資3021億元，其中火電投資794億元，下降13.2%。新增6000千瓦級以上裝機容量5730萬千瓦，其中火電新增3558萬千瓦，同比下降22.1%，而同期的火電發電量為34297億千瓦時，同比僅增長0.1%，可以說2012年火電有新增裝機但幾乎沒有新增電量，預計2013年這種情況也不會有太大改觀�；痣娡顿Y下降，新增裝機數量減少，勢必減少煤炭的需求。
4.煤炭進口仍將保持高位，抑制煤價反彈回升。近幾年我國進口煤炭成增長態勢，2012年我國進口煤炭數量創下了歷史新高。展望2013年，人民幣進一步升值，對外收購的資源型企業進一步增多，再加上國際整體經濟不景氣，煤炭需求不旺，以及美國大力開發頁巖氣，煤炭消耗減少，促使國際煤炭價格低于國內，這些因素都有利于煤炭進口。因此我們預測2013年我國進口煤炭的數量還要高于2012年，但進口增長幅度可能略低于2012年。煤炭進口增加，沿海市場國內煤炭供應將相應減少，將在一定程度上抑制國內煤價的反彈回升。
5.電煤價格并軌對合同煤價格影響不大。2012年底，部分煤炭訂貨會已經開始實踐電煤價格并軌，山西省內大型煤企簽訂的長期合同煤價仍低于現行市場價格。以山西陽泉煤業集團為例，訂貨會簽訂的合同數量是3860萬噸，從公布的數據看，陽煤根據發熱量不同，把電煤分為三個價格，即550元/噸、520元/噸、480元/噸，總體維持了2012年價格水平，比市場價低70元/噸。神華集團2013年的中長期合同方案已經出臺，其具體內容為中長期合同煤較當期環渤海動力煤價格降10元/噸，中長期合同量與現貨量的比例是7：3。部分煤企效仿神華集團，也提出了較當期環渤海動力煤價格下線下浮10～15元/噸的中長期合同方案。據中商情報網預測，在電煤價格完全并軌的情況下，2013年合同煤價將較2012年上漲5%，而2013年的市場煤價將與2012年第四季度持平，2013年全年平均市場煤價將比2012年下跌9%。綜合合同煤價和市場煤價，2013年全年煤炭均價將較2012年下跌5.4%左右。（作者單位：中國華電集團公司政法部）
(關鍵字：電力 煤炭 市場 電源裝機)
