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高峰回落 低谷反弹——中国电力航程之路

跌宕起伏的2012年过去了，受国家经济结构调整转型影响，宏观经济增长速度有所放缓，在此大环境下，全国电力消费增长平缓，全年呈现出前三季度低速增长、第四季度趋稳回升的总体态势；5-9月份全国电力供需总体平衡，部分地区电力供应能力相对宽松，用电量增速同比下滑。第四季度随着经济的趋稳回升，第二产业及其工业用电量成为带动全社会用电量增速回升的主要动力。由于电力消费增速回落及水电大发，全年火电设备利用小时比2011年明显下降。由于电煤价格同比大幅下滑，火电企业燃料成本压力减轻，加上来水较好、水电大发，发电集团整体经营状况好于2011年。

一、             全国发电量同比低速增加 水电出力大增

2012年，全国全口径发电量49774亿千瓦时，比上年增长5.22%。分类型看，水电发电量8641亿千瓦时，同比增长29.3%，占全国发电量的17.4%，比上年提高3.2个百分点；火电发电量39108亿千瓦时，同比增长0.3%，占全国发电量的78.6%，比上年降低3.9个百分点；核电、并网风电发电量为982亿千瓦时和1004亿千瓦时，同比分别增长12.6%和35.5%，占全国发电量的比重分别比上年提高0.1和0.5个百分点。

数据来源：中电联

从全年的发电运行情况来看，水电呈现前高后低的运行轨迹，火电与此相反，呈现前低后高的运行轨迹，这个和全国的经济增长态势保持基本一致，由于宏观经济增速放缓和水电出力大增，2012年中国火电发电量从二季度4月份开始就处于同比负增长之中，之后一路下滑，至三季度末的9月份达到全年增长的谷底，同比增长-8.2% ；水电方面，从二季度的4月份开始同比增速逐步升高，至四季度的10月达到全年的增长顶峰，同比增长52.89%，之后水电发电开始逐步回落，不过仍处于正增长中。

数据来源：国家统计局

二、             全国电力消费同比增速回落明显 四季度回升明显

根据中电联2012年全国电力工业年快报统计，2012年全国全社会用电量49591亿千瓦时，同比增长5.5%，增速比2011年回落6.5个百分点。与GDP增速逐季回落但回落幅度逐季收窄相一致，四个季度全社会用电量同比分别增长6.8%、4.3%、3.6%和7.3%，且11、12月份增速连续创2012年以来的月度最高增速，表明前期“稳增长”的政策措施效果逐步显现，经济正逐渐趋稳回升。

　2012年，第一产业用电量1013亿千瓦时，与上年基本持平；第二产业36669亿千瓦时，同比增长3.9%，四个季度同比分别增长4.5%、2.9%、1.6%和6.7%，第四季度对全社会用电量增长的贡献率超过70%，成为带动全社会用电量增速连续回升的主要动力；第三产业5690亿千瓦时，同比增长11.5%；城乡居民生活6219亿千瓦时，同比增长10.7%。

　　三、工业和制造业用电量四季度明显回升拉动电力消费回升

　　2012年，工业用电量36061亿千瓦时，同比增长3.9%，增速同比回落8.2个百分点，工业用电量所占全社会用电量比重为72.7%，比上年降低1.1个百分点。四个季度工业用电量同比分别增长4.5%、2.9%、1.5%和6.7%，第四季度回升快，与工业生产趋稳回升态势相吻合。全年轻、重工业用电量分别为6083亿千瓦时和29978亿千瓦时，分别比上年增长4.3%和3.8%。其中，重工业各季度增速分别为4.8%、2.5%、0.7%和7.2%，第四季度增速回升明显。

　　2012年，制造业用电量同比增长3.2%，四个季度同比分别增长2.1%、2.9% 、1.7%和6.1%，第四季度回升明显。制造业重点行业中，化工、建材、黑色金属冶炼及压延和有色金属冶炼及压延四大重点行业合计用电量同比增长2.7%，增速比同期全社会用电量平均增长水平低2.8个百分点，比2011年大幅回落10.8个百分点。四大重点行业全年合计用电量各季度增速分别为1.1%、2.0%、0.0%和7.6%，第四季度增速已明显回升、对全社会用电量增长的贡献率达到33.3%，明显高于前三季度的7.1%，是带动全社会用电量增速回升的重要原因。

　　四、西部区域各季度用电量增速高于中东部地区

　　2012年，西部区域用电量同比增长8.3%，增速持续领先于其他区域，但区域内的重庆、广西、宁夏、四川增速均低于全国平均增长水平；中部区域用电量同比增长5.3%，略低于全国平均增长水平，其中安徽增速为11.5%，而江西、湖北和河南增速均低于4%；东部区域用电量同比增长4.6%，其中海南增速为12.3%，而上海、浙江、河北和天津增速均低于4%；东北区域用电量同比增长2.2%，增速偏低于其他区域，其中吉林和辽宁分别增长1.1%和2.1%。

　　五、水电设备利用小时数同比大幅增加 火电同比大幅下滑 供电煤耗继续下降

　　2012年，全年6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数为4572小时，较2011年降低158小时。其中，水电设备平均利用小时3555小时，同比增加536小时；火电设备平均利用小时4965小时，同比降低340小时；核电7838小时，同比增加79小时；风电1893小时，同比增加18小时。

　　2012年，全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗326克/千瓦时，同比降低3克/千瓦时；全国电网输电线路损失率6.62%，同比增加0.10个百分点。

　　六、电源完成投资额比上年轻微减少，电网完成投资与上年基本持平

　　2012年，全国电力工程建设完成投资7466亿元，同比下降1.9%。其中，电源工程建设完成投资3772亿元，同比下降3.9%；电网工程建设完成投资3693亿元，比上年增加0.2%。电源投资中，水电完成投资1277亿元，同比增长31.5%；火电1014亿元，比上年减少10.5%，延续了“十一五”以来逐年递减的态势，火电投资所占电源投资比重降至26.9%；核电778亿元，同比增长1.8%；风电615亿元，比上年大幅减少31.8%，结束了“十一五”以来快速增长的态势。

　　2012年，全国基建新增发电设备容量8020万千瓦，回落至9000万千瓦以下。其中，水电新增1551万千瓦，火电新增5065万千瓦，并网风电新增1285万千瓦，并网太阳能发电新增119万千瓦。截至2012年底，全国发电装机容量达到114491万千瓦，同比增长7.8%；其中，水电24890万千瓦（含抽水蓄能2031万千瓦），占全部装机容量的21.7%；火电81917万千瓦（含煤电75811万千瓦、气电3827万千瓦），占全部装机容量的71.5%；核电1257万千瓦，并网风电6083万千瓦，并网太阳能发电328万千瓦。

2012年，全国基建新增220千伏及以上输电线路长度和变电设备容量分别为3.2万公里和1.8亿千伏安，分别同比减少0.4万公里和0.3亿千伏安。截至2012年底，全国电网220千伏及以上输电线路回路长度、公用变设备容量分别为50.7万公里、22.8亿千伏安，分别同比增长6.7%和8.3%。

　　七、全年电煤供应呈现两头平稳中间宽松  发电企业经营情况有所改善

　　2012年中国电煤市场呈现两头平稳中间宽松的发展轨迹。回顾刚刚逝去的2012年中国电煤市场走出来了一个大致L型的轨迹，年初受春节期间煤炭生产和运输等因素影响，国内电煤市场处于供给偏紧市场成交供需两旺的态势，进入5月份后，煤炭市场尤其是电煤市场一落千丈，市场煤价一路走低，港口煤炭库存大量积压，市场几乎处于滞销的状态，市场进入8月份尤其是9月份后，中国电煤市场出现谷底反弹，产地、港口以及下游消费回升，煤价开始小幅回升，市场成交开始恢复增长，港口库存出现下滑。

2012年，重点电厂电煤库存总体维持较高水平。截至12月底，全国重点电厂的电煤库存为8113万吨，可用19天，仍处于较高水平，但10月份以来电煤库存总体处于持续减少的态势。由于煤炭市场消费需求总体回落，今年以来煤炭价格总体处于下行态势，尤其是6月至7月上旬沿海下水市场煤价下降较多，近月来市场煤炭价格已基本平稳。

2012年，火电企业的燃料成本压力比2011年有所减轻，加上今年以来水电生产形势相对较好，以及企业贷款利率的下降，企业融资成本有所减少，发电企业经营情况总体有所改善。

随着中国火电装机容量的不断增长，我国电煤市场规模不断扩大，目前，国内电煤发展的势头很旺，在电力行业需求的带动作用下，我国电煤行业市场规模逐年增长，2011年行业市场规模达到11462亿元，较2010年增长31.43%。

随着我国用电量的逐步增加，火力发电厂对电煤的需求量逐年增长，这使得我国电煤行业市场规模逐年提高，预计未来这种趋势仍将持续，到2016年我国电煤行业市场规模将达到2.36万亿元。

八、未来清洁电力将快速发展

  中国电力工业经过10多年的快速发展，目前总装机容量已经突破11亿千瓦，未来中国电力装机随着经济的发展总量将继续增加，不过增长速度将有所放缓，业内人士预计“十二五”期间我国电力装机容量将保持8-9%的增长速度，年增装机9500万千瓦左右，到2015年底全国电力装机将达14.5-15亿千瓦。

未来，受环境压力影响，中国电力新增装机清洁能源比例将会大大增强，根据十二五期间国家有关能源发展规划，到2015年中国电力装机容量中非化石能源所占比重将突破30%，火电装机所占比重将一改之前70%以上的稳固地位，清洁能源和新能源将获得大发展。

 中煤远大企业战略管理咨询中心  赵玉伟

 2013年1月23日