发电行业：2012经营转折向好
2013/1/30 8:21:22 新闻来源：中国能源报
2012年，对于以五大发电集团为代表的发电企业而言，是继续转方式、调结构、强管理、推创新、抓机遇、求实效的一年，是电力体制改革十周年，发展效能、经营成果集中释放的一年，也是环境改善、走出谷底、转折向好、社会地位明显提升的一年。在2012年全国经济增长下滑、企业效益出现下降的形势下，发电行业在经历长达四年之久的“苦难岁月”后，终于迎来“重大转机”。
电煤供应量足价跌
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进口煤不断涌入的影响，煤炭行业黄金十年遭遇了拐点。2012年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。由于煤电矛盾缓和，作为下游行业的火电企业电煤采购量足价跌，燃料成本普遍下降，出现转折向好的趋势。
一方面，原煤产量继续保持较快增长势头，煤炭进口大幅增长，但全社会用煤需求疲软，煤炭市场出现供给过剩现象。据中国煤炭工业协会统计，2012年前11个月，全国原煤产量完成35.1亿吨，同比增长3.5%，预计全年原煤产量将超过37亿吨，较2011年的35.2亿吨增长5%左右。内蒙古、山西、陕西依然位居全国原煤产量前三甲，分别同比增长6.8%、5.2%和14.6%。2012年我国煤炭进口量大增，累计进口煤炭2.9亿吨，同比增加10760万吨，同比增长59%，全年净进口达到2.8亿吨。
同时，由于经济增长放缓、水电超发，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。
另一方面，煤炭价格虽然各地涨跌不一，但整体回调，反映到火电企业燃料成本普遍下降。
由于我国各区域所处的地理位置、资源条件、市场环境不同，煤价走势各不相同，除了少数区域煤价不降反升外，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，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普遍下降，下半年尤为明显。以华电集团为例，2012年1-11月入厂标煤单价为767.05元/吨，较2011年同期下降了44.62元/吨，降幅为5.5%；累计入厂标煤单价同比下降的区域有17家，而同比上涨的区域有6家（青海、新疆、云南、贵州等分别上涨了38-53元/吨不等）。
发电企业增产增收
2012年电力市场需求增长趋缓，电力供需平衡宽松，火电利用小时大幅下降，但水电大发、煤价下跌、电价提高翘尾影响，发电企业总体出现增产增收的局面。
一是，电力供需平衡宽松，电量增长先抑后扬，总体回落明显。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，其中用电量占比达到73.7%的第二产业仅增长3.9%。进入2012年二季度，全社会用电量增幅急速回落，一、二、三季度分别为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。进入10月份，随着国内经济温和复苏，全社会用电量同比增速开始回升，10、11、12月份分别回升到6.1%、7.6%、8.9%，拉动了全年全社会用电量同比增速企稳小幅回升。
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。
二是，水火电“两重天”：水电发电量大幅度增长，火电发电量增长甚微。根据国家能源局统计，截至2012年底，全口径发电装机容量11.44亿千瓦，新增装机容量8700万千瓦，同比减少3.2%。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，火电利用小时同比下降明显。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。2012年全国发电量4.98万亿千瓦时，同比增长5.22%，其中：火电发电量从11月开始才结束4月份以来的持续负增长，全年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％。由于水电大发，成为发电板块的盈利大户。
三是，电力市场另一重要因素上网电价继续实行政府定价，上年电价提高、翘尾影响成今年增收主因之一。2011年国家发改委两次提高上网电价，特别是11月末提高2.6分/千瓦时，2012年翘尾增收超过930亿元，有效抵补了由于发电量增速下降带来的减收。例如，华电集团1-11月累计平均上网电价同比提高24.42元/兆瓦时，其中：火电平均电价同比提高25.67元/兆瓦时。电价提高的主要原因：一是2011年国家两次提高电价；二是售电量结构变化影响平均电价上升。
资金情况明显好转
2012年货币市场资金供应紧中有松、两次下调存款准备金率和存贷款基准利率，再加业绩改善、国家注资、加大资本运作等因素的综合影响，发电企业整体现金流改善，资产负债率下降，财务费用快速上升势头得以遏制。
2012年，我国货币政策不断加大了微调预调力度，不断采用存款准备金率、存贷款基准利率等手段，合理安排公开市场操作力度，保证货币信贷平稳增长。2月18日、5月12日，央行两次下调存款准备金率；6月7日、7月5日，又两次下调存贷款基准利率，调整利率浮动区间。初步统计，2012年全年社会融资规模为15.76万亿元，比上年多2.93万亿元，其中：人民币贷款8.20万亿元，同比多增7320亿元。
由于发电集团公司整体经营业绩优于往年，外部形势对于融资工作的负面影响低于预期，再加发电企业加大发行新股、债券、转让资产、吸收战投等资本运作力度，以及国家进行注资、补贴，整体资金情况明显好于往年，表现为高成本带息负债（高于同期银行贷款基准利率）余额逐步减少，综合融资成本保持下行趋势，资产负债率继续下降，财务费用快速上升势头得以遏制。融资困难主要体现在少数火电亏损企业和边远地区新建项目。
转型发展成效显著
2012年各发电集团继续转方式、调结构、强管理、推创新，改革发展效能集中释放，2012年经营业绩转折向好，创成立以来历史最好水平。
2008年以来，针对煤电矛盾、单一发电业务的市场风险和新能源发展机遇，五大发电集团都纷纷制定了“转方式、调结构、推创新、强管理”的经营发展方针，着力调整“产业结构、电源结构、区域布局”，积极实现战略转型、产业协同发展，努力建设世界一流能源集团。截止到2012年底，煤炭、金融、工程、物流、科技、新能源产业快速发展，而且煤电一体、路港配套、产融对接、科技创新、管理提升，战略转型积蓄的发展能量和经营成果不断释放，对全集团的利润贡献度不断提高。2012年华电集团煤炭、金融、工程技术产业合计实现利润70亿元，分别增长27%、71%、26%。
加之受2011年电价调增翘尾和2012年煤价下降“双重利好”影响以及水电超发，发电企业特别是火电企业自2008年以来长期亏损局面得到有效遏制，经营状况明显改善，超额完成了国资委年度考核指标，发电行业总体经营形势转折向好。据报道，2012年中电投火电企业从上年亏损36．42亿元到盈利35．65亿元，增利72．07亿元。据初步估算，2012年五大发电集团利润总额达到460亿元，创成立以来历史最好水平。
总之，2012年各发电集团公司转型发展成效显著，电源结构、产业结构、资产布局逐步优化，多种产业协同发展，转折向好的趋势已经确立，经营业绩、社会地位明显提升，企业竞争能力和综合实力增强。
当然，展望未来，发电集团仍面临不少挑战与困难，如企业总体盈利能力不强，资产负债率仍然偏高；清洁能源发展受制因素多，风电弃风、水电造价猛增、核电受阻，效益未达预期；经营环境喜忧参半，煤价回落，电量下滑，电煤价格并轨，电力、煤炭市场还有较大的不确定性；火电板块历史欠帐多，仍有30%左右的亏损面，环保支出大幅增加；煤炭板块经营压力增大，效益下降；天然气发电面临气价上涨风险；非电产业、境外产业发展优劣分化，而且专业协同难、市场风险大。
2013年，各发电集团将继续坚持价值思维与科学发展观，把握“转折向好”的机遇，千方百计巩固、放大转型发展成效，走出一条结构调整、体制创新、战略转型、效益提升的可持续发展之路，全力提速创“世界一流能源集团”进程。
（作者系中国华电集团公司政策与法律部主任）
电煤供应量足价跌
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进口煤不断涌入的影响，煤炭行业黄金十年遭遇了拐点。2012年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。由于煤电矛盾缓和，作为下游行业的火电企业电煤采购量足价跌，燃料成本普遍下降，出现转折向好的趋势。
一方面，原煤产量继续保持较快增长势头，煤炭进口大幅增长，但全社会用煤需求疲软，煤炭市场出现供给过剩现象。据中国煤炭工业协会统计，2012年前11个月，全国原煤产量完成35.1亿吨，同比增长3.5%，预计全年原煤产量将超过37亿吨，较2011年的35.2亿吨增长5%左右。内蒙古、山西、陕西依然位居全国原煤产量前三甲，分别同比增长6.8%、5.2%和14.6%。2012年我国煤炭进口量大增，累计进口煤炭2.9亿吨，同比增加10760万吨，同比增长59%，全年净进口达到2.8亿吨。
同时，由于经济增长放缓、水电超发，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。
另一方面，煤炭价格虽然各地涨跌不一，但整体回调，反映到火电企业燃料成本普遍下降。
由于我国各区域所处的地理位置、资源条件、市场环境不同，煤价走势各不相同，除了少数区域煤价不降反升外，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，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普遍下降，下半年尤为明显。以华电集团为例，2012年1-11月入厂标煤单价为767.05元/吨，较2011年同期下降了44.62元/吨，降幅为5.5%；累计入厂标煤单价同比下降的区域有17家，而同比上涨的区域有6家（青海、新疆、云南、贵州等分别上涨了38-53元/吨不等）。
发电企业增产增收
2012年电力市场需求增长趋缓，电力供需平衡宽松，火电利用小时大幅下降，但水电大发、煤价下跌、电价提高翘尾影响，发电企业总体出现增产增收的局面。
一是，电力供需平衡宽松，电量增长先抑后扬，总体回落明显。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，其中用电量占比达到73.7%的第二产业仅增长3.9%。进入2012年二季度，全社会用电量增幅急速回落，一、二、三季度分别为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。进入10月份，随着国内经济温和复苏，全社会用电量同比增速开始回升，10、11、12月份分别回升到6.1%、7.6%、8.9%，拉动了全年全社会用电量同比增速企稳小幅回升。
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。
二是，水火电“两重天”：水电发电量大幅度增长，火电发电量增长甚微。根据国家能源局统计，截至2012年底，全口径发电装机容量11.44亿千瓦，新增装机容量8700万千瓦，同比减少3.2%。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，火电利用小时同比下降明显。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。2012年全国发电量4.98万亿千瓦时，同比增长5.22%，其中：火电发电量从11月开始才结束4月份以来的持续负增长，全年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％。由于水电大发，成为发电板块的盈利大户。
三是，电力市场另一重要因素上网电价继续实行政府定价，上年电价提高、翘尾影响成今年增收主因之一。2011年国家发改委两次提高上网电价，特别是11月末提高2.6分/千瓦时，2012年翘尾增收超过930亿元，有效抵补了由于发电量增速下降带来的减收。例如，华电集团1-11月累计平均上网电价同比提高24.42元/兆瓦时，其中：火电平均电价同比提高25.67元/兆瓦时。电价提高的主要原因：一是2011年国家两次提高电价；二是售电量结构变化影响平均电价上升。
资金情况明显好转
2012年货币市场资金供应紧中有松、两次下调存款准备金率和存贷款基准利率，再加业绩改善、国家注资、加大资本运作等因素的综合影响，发电企业整体现金流改善，资产负债率下降，财务费用快速上升势头得以遏制。
2012年，我国货币政策不断加大了微调预调力度，不断采用存款准备金率、存贷款基准利率等手段，合理安排公开市场操作力度，保证货币信贷平稳增长。2月18日、5月12日，央行两次下调存款准备金率；6月7日、7月5日，又两次下调存贷款基准利率，调整利率浮动区间。初步统计，2012年全年社会融资规模为15.76万亿元，比上年多2.93万亿元，其中：人民币贷款8.20万亿元，同比多增7320亿元。
由于发电集团公司整体经营业绩优于往年，外部形势对于融资工作的负面影响低于预期，再加发电企业加大发行新股、债券、转让资产、吸收战投等资本运作力度，以及国家进行注资、补贴，整体资金情况明显好于往年，表现为高成本带息负债（高于同期银行贷款基准利率）余额逐步减少，综合融资成本保持下行趋势，资产负债率继续下降，财务费用快速上升势头得以遏制。融资困难主要体现在少数火电亏损企业和边远地区新建项目。
转型发展成效显著
2012年各发电集团继续转方式、调结构、强管理、推创新，改革发展效能集中释放，2012年经营业绩转折向好，创成立以来历史最好水平。
2008年以来，针对煤电矛盾、单一发电业务的市场风险和新能源发展机遇，五大发电集团都纷纷制定了“转方式、调结构、推创新、强管理”的经营发展方针，着力调整“产业结构、电源结构、区域布局”，积极实现战略转型、产业协同发展，努力建设世界一流能源集团。截止到2012年底，煤炭、金融、工程、物流、科技、新能源产业快速发展，而且煤电一体、路港配套、产融对接、科技创新、管理提升，战略转型积蓄的发展能量和经营成果不断释放，对全集团的利润贡献度不断提高。2012年华电集团煤炭、金融、工程技术产业合计实现利润70亿元，分别增长27%、71%、26%。
加之受2011年电价调增翘尾和2012年煤价下降“双重利好”影响以及水电超发，发电企业特别是火电企业自2008年以来长期亏损局面得到有效遏制，经营状况明显改善，超额完成了国资委年度考核指标，发电行业总体经营形势转折向好。据报道，2012年中电投火电企业从上年亏损36．42亿元到盈利35．65亿元，增利72．07亿元。据初步估算，2012年五大发电集团利润总额达到460亿元，创成立以来历史最好水平。
总之，2012年各发电集团公司转型发展成效显著，电源结构、产业结构、资产布局逐步优化，多种产业协同发展，转折向好的趋势已经确立，经营业绩、社会地位明显提升，企业竞争能力和综合实力增强。
当然，展望未来，发电集团仍面临不少挑战与困难，如企业总体盈利能力不强，资产负债率仍然偏高；清洁能源发展受制因素多，风电弃风、水电造价猛增、核电受阻，效益未达预期；经营环境喜忧参半，煤价回落，电量下滑，电煤价格并轨，电力、煤炭市场还有较大的不确定性；火电板块历史欠帐多，仍有30%左右的亏损面，环保支出大幅增加；煤炭板块经营压力增大，效益下降；天然气发电面临气价上涨风险；非电产业、境外产业发展优劣分化，而且专业协同难、市场风险大。
2013年，各发电集团将继续坚持价值思维与科学发展观，把握“转折向好”的机遇，千方百计巩固、放大转型发展成效，走出一条结构调整、体制创新、战略转型、效益提升的可持续发展之路，全力提速创“世界一流能源集团”进程。
（作者系中国华电集团公司政策与法律部主任）
