遠光軟件（來源：中國網　作者：不詳）

　　近日，中誠信國際發布研究報告，對我國火電行業現狀繼續研究。

　　報告指出，2012年前三季度受節能減排、經濟結構調整及外圍環境等影響，我國經濟增速放緩，用電量增速有所下滑，2012年四季度以來，我國經濟形勢有所回暖，用電量增速環比企穩回升電力行業的發展與宏觀經濟走勢息息相關。近十年來中國經濟以出口及投資為引擎快速發展，工業增加值尤其是重工業保持較快增長，從而造就了旺盛的電力需求。但2011年以來歐債危機頻發、美國經濟復蘇緩慢，外圍經濟環境欠佳，加之我國固定資產投資增速放緩，2012年全國全社會用電量4.96萬億千瓦時，同比增長5.5%，增速比2011年回落6.5個百分點。分季度看，2012年四個季度我國全社會用電量同比分別增長6.8%、4.3%、3.6%和7.3%，且11、12月份增速連續創2012年以來的月度最高增速。

　　分產業看，2012年我國第一產業用電量1，013億千瓦時，與上年基本持平；第二產業36，669億千瓦時，同比增長3.9%，四個季度同比分別增長4.5%、2.9%、1.6%和6.7%，第四季度對全社會用電量增長的貢獻率超過70%，成為帶動全社會用電量增速連續回升的主要動力；第三產業5，690億千瓦時，同比增長11.5%；城鄉居民生活6，219億千瓦時，同比增長10.7%。我國電力消費結構中，第二產業用電需求一直是全社會用電量的主要部分，近年來其用電量占比一直保持在73%以上。“十二五”期間，政府著力加快轉變經濟增長方式，調整經濟結構，使經濟增長向依靠消費、投資和出口協調拉動轉變。2011年9月國務院發布《“十二五”節能減排綜合性工作方案》，明確了節能的主要目標是“到2015年，全國萬元國內生產總值能耗下降到0.869噸標準煤（按2005年價格計算），比2010年的1.034噸標準煤下降16%；‘十二五’期間，實現節約能源6.7億噸標準煤”。我國政府對于高耗能產業節能降耗的政策力度日趨加大，未來第二產業用電量占比將逐步下降，單位工業增加值能耗也將呈現逐步下降趨勢。

　　未來隨著我國經濟增長方式的轉變和經濟結構的調整，第三產業對經濟增長的貢獻將不斷增加，但其單位產值用電量遠遠小于第二產業，這將使我國電力消費彈性系數逐步降低。根據中電聯發布的《電力工業“十二五”規劃滾動研究綜述報告》，“十二五”期間中國電力彈性系數目標達到1左右。中誠信國際預計我國電力消費彈性系數將呈現穩中有降的過程。

　　總體看，2012年以來經濟總量增速放緩、高耗能行業處于下行周期及電力消費彈性系數的降低等多重因素將使得我國用電量增速同比有所放緩，未來用電量增速的回升有待經濟形勢的進一步好轉。

　　2012年以來我國用電需求增速放緩，加之來水偏豐，火電設備利用小時數有所回落，水電設備利用小時數有所上升我國發電機組利用小時數的周期性變化與宏觀經濟及電源投資建設的周期性變化密不可分。

　　2011年，經濟的增長拉動社會用電需求增長，當年全國6，000千瓦及以上電廠發電設備累計平均利用小時數4，731小時，同比增加81小時。2012年，我國經濟增速和用電需求增速放緩，全年6，000千瓦及以上電廠發電設備平均利用小時數為4，572小時，較2011年降低158小時。其中，受大部分水電流域來水偏豐影響，水電設備平均利用小時3，555小時，同比增加536小時；火電設備平均利用小時4，965小時，同比降低340小時；核電7，838小時，同比增加79小時；風電1，893小時，同比增加18小時。

　　近年隨著我國調整電源結構的力度不斷加大，火電投資熱情有所下降，而水電保持了較高投資增速。目前我國正處在能源結構調整的時期，如果新能源出力不足，而火電項目投資下降，“十二五”末期將可能形成一定的電力缺口。但長期來看，隨著電源和產業結構調整的完善，我國電力供求關系將會再次達到平衡，屆時，清潔能源占比更大的電源結構將拉低整體發電設備利用小時數。

　　2012年以來，在煤炭價格回落及電價上調的帶動下，火電企業盈利水平有所回升，近期煤電聯動政策的出臺將進一步增強火電企業抗風險能力近年來受電力需求強勁電煤需求旺盛、煤炭運力不足等因素影響，我國動力煤供應整體偏緊。從煤炭價格整體走勢來看，2009年煤炭價格整體低位運行，2009年下半年開始，隨著宏觀經濟的企穩回升，煤炭價格整體呈現波動上行的趨勢。2011年，全國煤炭價格總體高位運行，其中動力煤價格隨市場波動上升，使得火電企業經營更加困難。2011年4季度以來，受國際煤價下跌，電力行業持續虧損等因素影響，動力煤價格上漲面臨一定壓力，政府對價格的臨時干預措施對煤價產生了一定的抑制作用。另一方面，受宏觀經濟和固定資產投資增速下滑影響，煤炭價格整體保持回落趨勢，尤其是2012年5月份以來，下游需求不振對煤炭價格的影響凸顯，煤炭庫存持續上升，煤炭價格快速下跌，至2012年12月31日，秦皇島動力煤（5，500大卡）價格為620元/噸，每噸較2011年同期下降了170元，降幅達到21%。

　　為補償火電企業因電煤價格上漲增加的部分成本，緩解電力企業經營困難，保障正常合理的電力供應，發改委于2011年兩次上調電價。2011年5月，發改委下發《國家發展改革委關于適當調整電價有關問題的通知》（發改價格[2011]1101號），決定適當提高火電電價水平，上調全國15個省（區、市）上網電價，15個省平均上調上網電價約2分/千瓦時。2011年12月1日發改委再次發布通知上調電價，全國燃煤電廠上網電價平均每千瓦時提高約2.6分錢，將隨銷售電價征收的可再生能源電價附加標準由每千瓦時0.4分錢提高至0.8分錢；在部分地區對安裝并正常運行脫硝裝置的燃煤電廠試行脫硝電價政策，在上網電價外每千瓦時加價0.8分錢，以彌補脫硝成本增支，上述措施共影響全國上網電價每千瓦時平均提高約3分錢。

　　2012年12月，國家發改委分別下發了《關于解除發電用煤臨時價格干預措施的通知》和《關于深化電煤市場化改革的指導意見》，主要內容包括：自2013年起取消電煤重點合同，取消電煤價格雙軌制，煤炭企業和電力企業自主銜接簽訂合同，自主協商確定價格；繼續實施并不斷完善煤電價格聯動機制，當電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應調整上網電價，同時將電力企業消納煤價波動的比例由30%調整為10%；另外發改委對建立電煤產運需銜接新機制、加強煤炭市場建設、推進電煤運輸和電力市場化改革等方面均提出了指導性意見。中誠信國際認為，經過2012年5月以來的大幅下跌，目前電煤市場價格已經與大部分電力企業原簽訂的重點合同煤價格差幅不大，短期內電煤價格并軌政策出臺對電力企業盈利影響不大。長期看，煤電聯動政策的出臺將有力地促進電煤市場化發展，使市場供需成為電煤價格的主要決定因素，“煤、運、電”產業鏈價格機制將得到進一步理順，火電企業整體抗風險能力將得到有效增強。

　　2012年以來煤炭價格高位回落使得火電企業煤炭成本壓力減輕，加之電價上調政策效果顯現，大部分火電企業盈利水平有所回升。