编者按：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。

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