过去的2012年，对于电力和煤炭行业来说，都极不平凡。虽然两重天的境遇没有变化，但喜忧的主体却发生了对调：煤炭行业结束了黄金十年的历史，价格较上年有所下挫；电力企业终于走出了亏损的泥潭，实现了赢利。然而，进入2013年，煤电两行业的命运又将如何，本期特对此进行专题分析。
党的十八大和2012年中央经济工作会议的召开，将对2013年社会经济格局产生深远影响，随着一系列改革配套措施的出台，国家宏观经济面将复苏向好，作为与国民经济关联度极高的电力、煤炭行业，2013年发展趋势将是怎样的变化？供需形势如何？需求增速又是怎样？近期，我们对2012年电力市场、煤炭市场进行了回顾，对2013年电力市场、煤炭市场进行了分析预测。
一、2012年电力市场、煤炭市场总体情况
2012年，在国际经济低迷和国内经济下滑的共同作用下，我国电力市场、煤炭市场均出现了需求萎缩的情况，电煤矛盾趋于缓和。总体来看，电力市场需求增长趋缓，电力供需平衡宽松；煤炭市场出现反转，量足价跌，买方市场特征明显。
（一）电力市场：增长趋缓，总体平衡宽松
1.电量增长先抑后扬，总体回落明显。主要呈现出四个特征：一是电量增速明显回落。根据国家能源局统计，2012年全社会用电量累计达49591亿千瓦时，同比增长5.5%，增速较上年回落6.5个百分点，自2010年以来首次出现低于GDP增速。用电占比达到73.7%的第二产业用电量同比增长3.9%，对全社会用电增长的贡献率仅为51%；而第三产业和居民用电增速分别达到11.5%和10.7%，对全社会用电增长的贡献率合计达到49%。二是电力供需平衡宽松。由于用电需求增长趋缓，全国大部分地区未出现长时间高温高湿天气，同时水电出力快速增加，电煤供应状况明显好于上年，全国电力供需总体平稳，其中华北、华东、华中电力供需平衡，西北、东北电力供应有富余，仅南方电网上半年受干旱影响电力供需形势偏紧，最大电力缺口达到653万千瓦。三是电量增长先抑后扬。2012年进入二季度，全社会用电增幅急速回落，火电机组利用小时加速下滑，一、二、三季度受经济结构调整、经济增速趋缓的影响，全社会用电增速分别为6.8%、4.3%和3.9%，呈逐季回落态势，相比2010年、2011年而言，用电量增速基本在低谷徘徊。以10月份为分界线，随着国内经济温和复苏，全社会用电量增速开始回升，重工业生产运行提速，火电发电量增加较快，10、11、12月份，当月用电增速回升到6.1%、7.6%和8.9%，四季度用电增速显著上升，拉动了全年全社会用电量同比增速企稳小幅回升。四是火电发电量低速增长，水电发电量快速增长。根据电监会统计，2012年全国发电量4.96万亿千瓦时，同比增长5.5%，增速较上年下降6.51个百分点。火电发电量自11月份开始才结束了4月份以来的持续负增长态势，全年达到3.91万亿千瓦时，同比仅增长0.3%；水电发电量8641亿千瓦时，同比增长29.3%。
2.利用小时数“水火”分化，整体下滑。受电力需求总体不足的影响，2012年全国发电设备累计平均利用小时出现下滑，其中水电利用小时同比大幅增长，火电利用小时同比大幅下降。根据国家能源局统计，全年6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时4572小时，同比降低158小时，其中水电3555小时同比提高536小时，火电4965小时同比降低340小时，核电7838小时同比提高79小时，风电1893小时同比提高18小时。
3.基建新增装机规模减少，火电新增容量明显下降。根据国家能源局统计，2012年全国新增装机容量8700万千瓦，同比减少3.2%，其中火电新增5100万千瓦同比减少13.4%，水电新增1900万千瓦同比增加55.1%，风电新增1537万千瓦同比减少3.9%，核电新增66万千瓦同比减少39.4%。截至2012年底，全口径发电装机容量11.44亿千瓦，其中火电8.19亿千瓦，水电2.49亿千瓦，风电6237万千瓦，核电1257万千瓦。
4.电企效益出现转机。电改十年来，电力企业积极转方式、调结构，优化存量资产，降低财务成本，战略转型积蓄的发展能量和经营成果不断释放，加之受2011年底电价调增翘尾和2012年煤价大幅下降的“双重利好”影响，电力企业特别是火电企业自2008年以来的长期亏损局面得到有效遏制，经营状况明显改善，发电行业总体经营形势转折向好。初步估算，2012年五大发电集团利润总额达到460亿元，创发电集团成立以来历史最好水平。
（二）煤炭市场：出现反转，买方市场特征明显
2012年，受世界经济持续低迷、国内经济增速放缓，以及煤炭自身产能释放和外煤不断涌入的影响，煤炭行业黄金十年遭遇了拐点。5月份以来，全国煤炭市场发生了急剧变化，煤炭需求、产销量、铁路和港口转运量的增速大幅下滑，净进口持续快速增长，动力煤连跌三月、环渤海港口库存爆棚，这种状况一直持续到年底才逐渐企稳。回顾2012年我国煤炭市场运行情况，主要有以下几个特点：
一是原煤产量继续保持较快增长势头。据中国煤炭工业协会统计，2012年全国原煤产量完成36.6亿吨，比上年增长4%左右，增速同比回落4.7个百分点。2012年，内蒙古、山西、陕西依然位居全国原煤产量前三甲，分别完成原煤产量10.8亿吨、8.3亿吨和4.63亿吨，同比分别增长10%、5.2%和14.3%。
二是煤炭进口大幅增长。受美、欧、日等发达经济体增速低、金砖国家等新兴经济体经济增长速度明显放缓等因素影响，欧洲煤炭需求萎缩，而美国大力开发页岩气替代燃煤电厂发电，导致国际煤炭市场低迷，价格下滑。2012年我国煤炭进口量大增，据中国海关总署公布的最新数据，2012年我国累计进口煤炭2.9亿吨，比2011年增加1.076亿吨，同比增长59%，全年净进口达到2.8亿吨。
三是发电用煤需求疲软，煤炭市场出现供给过剩现象。由于经济增长放缓，全社会用电需求增长乏力。如前所述，2012年全社会用电量同比增长5.5%，增速较上年回落6.5个百分点；火电发电量同比仅增长0.3%。火力发电用煤需求疲软，加上冶金、建材用煤需求也大幅放缓，煤炭市场一度出现供给过剩现象。截至11月末，全社会存煤继续维持高位，达2.9亿吨左右。其中煤炭企业存煤约9000万吨，市场消化库存的压力依然很大。
四是煤炭价格整体回调，区域差异化特征明显。煤炭产量上升，需求疲软，加上进口煤的冲击，导致2012年我国煤炭市场价格呈现整体回调态势。据中国煤炭工业协会快报显示，环渤海5500大卡/千克动力煤的综合平均价格从2012年初的797元/吨降至12月19日的638元/吨，降幅接近20%。发电企业电煤采购成本也有所降低，以华电集团为例，2012年1～11月，华电集团入厂标准煤单价为767.05元/吨，较2011年同期下降了44.62元/吨，降幅为5.5%。从区域看，各区域由于所处的市场环境不同，煤价走势也各不相同。绝大多数区域与全国总体形势保持一致，煤价均有不同程度的下跌，但也有少数区域煤价不降反升。以华电集团为例，截至2012年11月底，累计入厂标准煤单价同比下降的区域有17家，而同比上涨的区域有6家，上涨幅度较大的区域是青海、新疆、云南、贵州等，分别上涨了38～53元/吨不等。
二、2013年电力市场、煤炭市场预测
（一）电力市场预测
2013年，随着国家政策效应逐渐显现，宏观经济运行将企稳回升、总体向好。综合媒体、专业机构和部分分析人士预测，我们认为，2013年电力市场将总体宽松、平稳向好，主要指标预测如下：
1.用电量或将稳中微升。由于经济增长与用电量增长呈正相关关系，面对国内经济平稳增长的宏观形势，电力作为关系国计民生的基础产业和国民经济发展的先行产业，将处于“保增长”与“调结构”相结合的发展态势，全社会电力需求将保持适度平稳增长。预计2013年重工业生产运行将提速，制造业、高耗能行业用电量增速将小幅回升，全社会用电量将继续延续去年10月份以来的回升态势，较2012年稳中微升。中电联认为2013年电力需求稳中微升，煤电矛盾处于缓解期。《证券导刊》预测，2013年用电需求仍然比较平稳，增速在6%～8%之间。综上分析，在GDP增速为7.5%～8%的假设条件下，用电需求弹性为0.9，2013年用电需求增长将为6.7%～7.2%，全年全社会用电量将达到5.3万～5.4万亿千瓦时。
2.装机容量将低速增长。由于国内经济由高速增长期进入平稳增长期，基建新增装机规模将延续下降态势，电力工程投资将进一步放缓，新增电源装机以清洁高效火电项目和清洁能源项目为主。火电方面，煤价的理性回归将带来煤电的进一步融合，但火电投资仍将延续下滑态势，下滑幅度或将减小。广发证券电力行业首席分析师认为，由于火电是与经济走势最接近的一种形式，预测2013年火电项目投资仍将持续下滑。中商情报网预测，由于火电项目的建设期为2～3年，投资的变化将在2013～2014年反映在装机投产上，因此2013～2014年火电新增产能将收缩。水电方面，随着运营风电收益率的下降，电企对风电投资的动力也在下降，预测2013年电源投资中有所增长的将是水电投资。核电方面，随着核电项目的重启，2013年我国核电设备行业有望迎来新一轮增长。其他新能源方面，虽然国家支持新能源发展的产业政策将引发新一轮新能源发电投资热潮，循环经济、节能环保和绿色低碳产业的发展空间将进一步拓展，但由于近年来风电、光伏、天然气等新能源发展速度过快，市场已趋于饱和甚至过剩，2013年新能源发展将以化解产能过剩矛盾为重点，整体发展以做好做优为主，基建规模和项目投资将趋于理性平缓。目前全国电源项目在建规模约1.7亿千瓦，其中火电在建规模约5600万千瓦，2008～2012年全国装机容量年均增长8700万千瓦，结合中电联的统计分析，考虑退役及关停小火电，预测2013年将新增装机容量7000万～8000万千瓦，比2012年底的11.4亿千瓦增长6.1%～7.0%。
3.利用小时数可能同比持平。由于6.7%～7.2%的发电量增长与6.1%～7.0%的装机容量增长基本持平，预测全国发电设备累计平均利用小时数可能维持2012年的水平，约在4500～4700小时之间。火电由于边际贡献增加，经济效益有所体现，发电积极性将提高；水电受益于2012年来水偏丰发电量大幅增长，但水电企业基本靠天吃饭，“丰一年，枯一年”，年度不平衡性严重，2013年可能会出现下降。中商情报网预测，由于2013年发电新增产能明显收缩，尤其是火电新投产机组明显减少，因此火电发电小时数将上升。综合以上因素分析，我们预测2013年水电企业平均利用小时数将下降，火电企业平均利用小时数将有恢复性增长。
4.电价或将维持现有水平。受宏观经济形势和季节性市场供需影响，预计2013年煤价在第一季度小幅上涨后将趋于稳定，总体保持低位振荡运行，电价上涨的可能性极小。虽然煤价下行致社会舆论存在下调电价的预期，但这是煤炭市场适应经济发展的理性回调，加之电煤价格双轨制取消，火电企业自2008年以来的巨额历史亏损没有得到弥补，电价下调的可能性也不大，实际结算电价或将维持在现有水平。虽然总体电价水平难有提高，但不排除某些区域的电价调整。
5.电力市场化改革进程将加快。2013年我国经济体制改革将全面提速，进入实质性操作阶段，其中“深化资源性产品价格和环保体制改革”是其中的一项重要内容，这将对上网电价、煤价、气价、节能环保补贴等电力市场要素产生较大影响。近期国务院出台的《关于深化电煤市场化改革的指导意见》，进一步明确了电煤市场化改革的方向和主要任务，迈出了以市场配置电煤资源的重要一步。随着能源领域改革进程的加快，预计2013年会有更多向电力市场化改革的举措和行动，在宏观调控监管、煤电联动、电煤产运需衔接、脱硫脱硝电价、新能源发电、智能电网等方面出台细化方案和配套机制，进一步促进电力市场平稳有序发展。
6.经营业绩或将继续改善。由于火电作为电源结构的主体在较长时期内不会改变，火电企业的创效能力在很大程度上决定着发电行业的经营业绩。2013年，电力产能收缩已是业内共识，发电小时数回升可期，而电力企业的负债率、财务成本均在下行通道中，因此火电赢利能力继续回升的预期很大。中信证券电力行业首席分析师认为，煤电联动机制进一步完善对电企而言略偏利好，鉴于煤价或将维持弱势以及资金成本回落等因素，2013年火电赢利仍有望实现30%以上的增长。《证券导刊》认为，如果煤电联动政策执行到位，火电行业将从周期性行业变为弱周期行业，而且是顺周期行业，赢利能力将更为稳定。
对于电煤价格并轨对火电企业经营业绩的长远影响，有专家认为，虽然目前电煤价格并轨不会对电企造成较大压力，但由于煤炭的有限资源属性，煤炭价格长期来看是呈上升走势的，已经并轨的电煤价格将对占发电量80%的火电企业产生较大影响，特别是对重点合同煤较多的东北、山东等区域冲击较大。如果改革配套措施如电价形成机制、煤电联动、铁路运力等完善落实到位，火电企业发电积极性将进一步提高，经营业绩将继续改观，有助于形成煤电一体协同发展格局，推动电力市场健康有序发展，反之则可能催生新的煤电矛盾，使火电企业重新陷入亏损的困境，打乱正常的电力市场秩序。由于电价的调整空间远小于煤价，“计划电”的属性很难有本质改变，因此电煤价格并轨对电力市场的长远影响总体弊大于利。
综上分析，我们认为，2013年电力市场将企稳向好，全国用电量或将稳中微升，发电新增产能继续收缩，火电机组利用小时数回升可期，电力企业的经济效益可能继续提升，发电侧市场竞争将进一步加剧，电力基建投资的减缓有利于深化结构调整、做好做优存量资产，电煤市场化改革的加快有利于形成煤电一体长效协同发展格局，促进经济平稳健康有序发展。
（二）煤炭市场预测
当前煤炭市场，受宏观经济企稳回升和冬季用煤高峰的拉动，煤炭需求有所好转，煤炭价格小幅回升。2013年，随着我国经济逐步趋稳回升，煤炭市场整体形势将会平稳有序发展，不会出现大起大落的现象。我们对2013年煤炭市场形势的判断是：煤炭总体供应相对宽松，需求会有所增加，呈低速增长，煤炭价格在经历冬季用煤高峰拉动小幅上涨后，4、5月份可能回调，全年整体将延续2012年的下跌态势，但下降幅度不会太大，大概在5%～10%之间。得出如上预测结论，主要基于以下因素考虑：
1.我国经济积极因素趋于增多但回升力量不强，煤炭需求继续保持增长但幅度不会太大。2012年末的经济数据变化显示，我国经济温和回升态势基本确立，为2013年经济运行奠定了良好开局。预计2013年我国经济运行中的有利条件和积极因素趋于增多，整体环境进一步转好。经济企稳回升将带动用电需求的提高，会带来煤炭需求增长。但是，行业普遍回升态势尚未形成、波动性较大，经济回升基础不稳、势头较弱，加上国家将继续加大经济结构调整、能源结构调整力度，加强节能减排，减少煤炭消耗，因此预计2013年煤炭需求不会出现大幅增加，可能将延续低速增长的态势。根据有关机构预测，2013年全国煤炭产量将增长5%左右，煤炭消费量将增长4%，增幅比上年均有小幅提高。
2.煤炭产能超前问题较为严重，供大于求或将成为常态。从煤炭供应情况看，“十一五”以来，我国煤炭采选业固定资产投资累计达2.2万亿元，经过多年大规模的煤炭投资、资源整合和技术改造，煤矿产能大幅度提高。据统计，截至2011年末，我国煤炭产能已经达到39亿吨左右，在建规模11亿吨，全国现有煤矿和在建煤矿总产能超前问题比较严重，根据测算，2013年煤炭产能可能达46.3亿吨,将大幅超过需求41.2亿吨。煤炭供大于求的现象仍将在较长一段时间内存在，随着煤炭供应能力持续提高，今后产能过剩可能会成为常态。
3.火电投资下降，新增装机数量减少，电煤需求减弱。目前，我国火电处在微利经营状态，投资可能会越来越少。国网能源研究院近日公布数据，2012年1～11月，全国电源投资3021亿元，其中火电投资794亿元，下降13.2%。新增6000千瓦级以上装机容量5730万千瓦，其中火电新增3558万千瓦，同比下降22.1%，而同期的火电发电量为34297亿千瓦时，同比仅增长0.1%，可以说2012年火电有新增装机但几乎没有新增电量，预计2013年这种情况也不会有太大改观。火电投资下降，新增装机数量减少，势必减少煤炭的需求。
4.煤炭进口仍将保持高位，抑制煤价反弹回升。近几年我国进口煤炭成增长态势，2012年我国进口煤炭数量创下了历史新高。展望2013年，人民币进一步升值，对外收购的资源型企业进一步增多，再加上国际整体经济不景气，煤炭需求不旺，以及美国大力开发页岩气，煤炭消耗减少，促使国际煤炭价格低于国内，这些因素都有利于煤炭进口。因此我们预测2013年我国进口煤炭的数量还要高于2012年，但进口增长幅度可能略低于2012年。煤炭进口增加，沿海市场国内煤炭供应将相应减少，将在一定程度上抑制国内煤价的反弹回升。
5.电煤价格并轨对合同煤价格影响不大。2012年底，部分煤炭订货会已经开始实践电煤价格并轨，山西省内大型煤企签订的长期合同煤价仍低于现行市场价格。以山西阳泉煤业集团为例，订货会签订的合同数量是3860万吨，从公布的数据看，阳煤根据发热量不同，把电煤分为三个价格，即550元/吨、520元/吨、480元/吨，总体维持了2012年价格水平，比市场价低70元/吨。神华集团2013年的中长期合同方案已经出台，其具体内容为中长期合同煤较当期环渤海动力煤价格降10元/吨，中长期合同量与现货量的比例是7：3。部分煤企效仿神华集团，也提出了较当期环渤海动力煤价格下线下浮10～15元/吨的中长期合同方案。据中商情报网预测，在电煤价格完全并轨的情况下，2013年合同煤价将较2012年上涨5%，而2013年的市场煤价将与2012年第四季度持平，2013年全年平均市场煤价将比2012年下跌9%。综合合同煤价和市场煤价，2013年全年煤炭均价将较2012年下跌5.4%左右。（作者单位：中国华电集团公司政法部）
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