xxxx电力行业分析上

导言：本期目录本产品每半月一期，向客户提供最新的行业形势分析和趋势预测。并发出风险预警和机会提示，给行业投资客户提供最及时的决策参考。多元经济研究中心行业形势及发展趋势行业形势【小火电关停继续提速】日前，根据国家能源局发布的数据显示，1—5月份，全国全社会用电量为16575亿千瓦时，同比增长23.31%。今年上半年，全国用电量继续保持去年下半年以来的快速增长势头，增速甚至超过两成。面对上半年电力的高速增长数据，人们的心情已经幵始发生微妙变化。去年，用电量增长无疑是绝对的好消息，因为它增强着人们对经济回暖的信心。但是今年上半年，电力增长数字则未免让人喜忧参半。它一方面继续折射出我国经济的快速回升，同时也让人幵始担心，随着经济的快速回升，高耗能产业是否也在卷土重来。这种担忧并非杞人忧天。分析具体的电力数据我们会发现， 1—5月，第二产业用电量的增速明显快于其他产业， 用电量为12442亿千瓦时，同比增长26.26%。而其他产业分别为：第一产业用电量为358亿千瓦时，同比增长7.12%；第三产业用电量1735亿千瓦时，同比增长17.24%;城乡居民生活用电量2039亿千瓦时，同比增长15.01%。而进一步分析第二产业的用电量增长还发现，重工业的增速明显高于轻工业

各区域用电量增长情况也不免加深人们的担忧14各区域用电量增长情况也不免加深人们的担忧14个省份用电量同比增长超过全国平均水平，而排在前三位的青海、宁夏、内蒙古恰恰是过去高耗能产业发展较快的省区。分析上半年电力形势，还有一些数据可谓喜忧参半。一是火电增长较快， 1—5月增速同比达到25.0%。而水电由于西南旱情严重，同比则出现下降。但是，作为新能源主角的风电增速惊人，同比增长 101.5%。同时，体现节能减排水平的全国供电煤耗继续下降，达到333克/千瓦时，比去年同期下降6克/千瓦时。但是，另一项指标线路损失率却有所上升，达到5.53%，比上年同期增长0.35个百分点。上半年全国电力行业的另外一个关键词是“关停小火电”。今年是完成“十一五”节能减排任务的最后一年，电力作为节能减排的主力军，今年继续加大关停力度，将继续关停1000万千瓦。因此，今年上半年，关停小火电成为电力行业一项重点工作。据了解，从5月5日全国节能减排电视电话会议后，国家能源局就会同各地方政府，在短短16天时间内将超过1000万千瓦关停计划分解落实到140多家电厂的近400台机组，同时明确了关停时间。其中，在已完成“十一五”关停目标的16个省份中，江苏、山东、浙江、辽宁、广东、河南、河北、吉林、四川、福建、黑龙江、陕西等12个省主动增加了关停计划。各地关停小火电的热情非常高涨，为完成节能减排目标作出了贡献。【五大电企“利用”政策身家暴增】能源局关停小火电屡次涉及五大电企，但“上大压小”反而助其扩张近日，国家能源局发布今年将超过1000万千瓦小火电的关停计划，分解落实到140多家电厂的近400台机组。据了解，涉及到的140多家电厂有五大电力集团的，也有一些地方电厂和民营电厂的。然而，尽管政府关停小火电涉及到五大电力集团旗下电厂，但在淘汰落后产能的过程中，五大电企却利用“上大压小”的政策，迅速实现了在全国范围的扩张。“涉及到的140多家电厂，有五大电力集团的下属电厂，也有一些地方电厂和民营电厂，不过五大电力集团通过‘上大压小'，装机容量反而实现了翻番，并在全国范围内扩张了更多的市场份额。”河北一家电厂负责人表示。从国电集团了解到的数据，2007年，该公司承诺“十一五”期间关停小火电机组81台，关停容量505.5万千瓦。但实际上，到2009年底，该公司累计关停小火电机组573万千瓦，提前一年超额完成关停任务。截至 2009年底,国电集团拥有可控总装机容量8203万千瓦，其中火电装机容量7025.05万千瓦,占85.64%，而在2006年底，国电集团可控装机容量仅为4445万千瓦。“这意味着，国电集团虽然在2007年到2009年间牺牲了505.5万千瓦的小火电机组，但却迅速扩张了3758万千瓦的装机容量，市场份额巨大。”上述电厂人士说，目前该公司30万千瓦及以上火电机组占火电装机的比例达 84.1％，高出全国平均水平20个百分点。这意味着该企业通过关停小火电和上大压小，在实现市场份额翻番的同时，还淘汰了落后。而据了解，除了国电集团，华能、大唐、华电和中电投四大电力集团在关停小火电、淘汰落后的过程中，也都迅猛地实现了企业的规模扩张。利用上大压小政策而据了解，五大电力集团在关停小火电的同时完成了飞速扩张，正是利用了政府“上大压小”政策。早在2007年关停小火电之初，国家制定了一系列相互配套的政策措施。首先就是“上大压小”，按照这一政策，只要地方和发电企业关闭小火电机组，国家就可以批准按一定比例新上大容量、高参数的节能发电机组。根据国家能源局统计的数据显示，2006年至今，我国已累计关停小火电6417万千瓦。全国30万千瓦及以上的火电机组占火电总装机的比重从“十一五”初期的43.37％提高到67.11％。但与此同时，全国电力装机也从2002年底的3.57亿千瓦增加到2008年底的7.92亿千瓦，年均投产装机超过7000万千瓦。而国家能源局此次再关停1000万千瓦小火电，仍然是实施了“上大压小”的策略。据国家能源局相关负责人介绍，国家还会继续实施“上大压小”策略，并考虑关停一部分老旧30万千瓦火电机组，重点上马60万千瓦及以上超临界、超超临界机组，坚决淘汰落后产能。“巨大的新增装机，主要是在五大电力集团，上大压小也是新装机组的主要方式。”五大电力系统一人士表示。难解电企负债危机尽管五大电力集团在短短3年内迅猛地扩张了企业规模，发电量也逐年飙涨，但企业利润却反常地呈现下跌趋势。“近年来，电力企业经济效益明显下降，资产负债率逐年上升，严重影响着电力行业的可持续发展能力。2009年，五大发电集团和两家电网公司的销售利润率仅为1.2%，远低于央企平均销售利润率6.3%的水平。在中央企业资产负债率最高的前10家工业企业中，电力行业就占了5家。五大发电集团资产负债率均超过80%。”在中国能源战略与“十二五”能源发展论坛上，国家电网公司总经理刘振亚指出，这些问题产生的根本原因是：发电成本在急剧上升，投入大、成本高，关键是发展方式不可持续。据统计，今年前5个月累计用电达16575亿千瓦时，较2008/2009同期分别增长18.8%/23.3%。虽然用电量的增长带动了发电量的增长，但却依然没有能带动电力企业的业绩。而五大电力集团一高层表示，因为电价仍是政府定价，但煤价市场化程度逐渐加深，煤价近年来连续翻番，而电价调整幅度很小，这些成本基本上由发电企业内部消化，所以成本压力吃掉了发电集团的利润率。“如果不是因为近年来五大电力集团均有大规模的新增发电机组，而经济发展带动了发电量大增，五大电力集团根本无法维持正常经营。”该高层说。“近年来，我国电力价格涨幅远低于其它能源品种和主要工业品价格涨幅。应该尽快深化电价改革，科学合理的电价机制是我国电力工业可持续发展的重要保障。”刘振亚呼吁。【新增煤电装机比重将逐渐下降】中国煤电装机容量占总装机容量的比例将继续下降，2008-2030年，煤电装机容量将增加7.8亿千瓦，占同期新增总装机的50%左右。日前举行的智能电网建设助推低碳经济发展峰会上，国家电网发展策划部规划一处处长张正陵表示，2008-2030年，煤电装机容量将增加7.8亿千瓦，占同期新增总装机的50%左右。随着核电、风电、太阳能等清洁能源发电的大规模发展，中国煤电装机容量占总装机容量的比例还将继续下降，将由2008年的73%下降到2050年的40%左右。根据国家能源局制定的《科学发展的2030年国家能源战略》，2007-2030年消费量将增加12亿吨原煤。中国煤炭占一次能源消费比例约为 70%，未来随着清洁能源的发展和能源结构的调整，煤炭消费比重逐步下降。目前，煤炭在全国终端能源消费中的比重在40%以上，远高于欧美等发达国家。未来中国发电用煤的比重将继续上升，2030年中国比重在70%左右。【发改委责令涨价煤企“吐出来”电企称“不乐观”】“我们的年度合同煤价在前一段时间开始出现上涨，发改委也要求煤炭企业在6月底之前退还这部分款项，但是很难。”黑龙江某发电厂的负责人无奈地表示。华能国际一位内部人士说，目前退款一事还没有新的进展，“我们也在紧跟这件事。”国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副所长李佐军表示，煤价上涨涉及多家大企业的切身利益，“除非是一方的利益得到补偿，否则很难协调。”6月下旬，国家发改委有关司局先后与神华、中煤集团，以及内蒙古伊泰集团，山西同煤、晋煤、阳煤、焦煤集团，河南郑煤集团进行座谈，要求主要煤炭企业维持煤炭价格稳定。国家发改委有关领导要求煤炭企业顾全大局，稳定煤价。具体体现在，一是年度合同煤价不能变，已涨价的煤炭企业要在6月底前退还；二是国有煤炭企业、行业龙头企业要带头保持市场煤价基本稳定，不能带头涨价。然而时至7月初，电力企业仍旧没有拿到退款。谭毅（化名）是江苏省某发电公司燃料分公司总经理，该公司隶属于华润集团旗下。“我们的电煤主要来源都是北方的大型煤炭公司，国内煤价从4月份开始上涨，我们的电煤成本就是从那个时候开始上升的。”谭毅如是说。据谭毅介绍，该发电公司共有两种电煤供货合同，一种是有数量和价格的，另一种只有数量没有价格，“都涨了，前者可以承受，但是后者的价格快要赶上现货价了。”“煤炭企业的退款需要集团公司这个层面去协商，我们一个发电公司是没有能力自己出面协调的。”华能国际一位内部人士表示，年初签订的长协煤炭合同现在的确有上涨，公司对这件事非常关注，“现在退款事宜还在商讨当中。”据了解，华能国际的电煤供应商共有十几家之多，每位供应商的供货比例均在7％~8%左右。“这样做的目的就是为了保证煤炭货源的稳定供应。公司签订的所有年度合同都是明确了数量和价格的。”华能国际内部人士表示，年度合同在华能国际的用煤总量中占到了80%的比重。同时该人士强调，并非所有的煤炭企业都上调了合同煤价，“大型企业在执行合同上非常到位，规模稍小的企业提价要求比较明显。“目前我们的燃料公司在和相关煤炭企业积极商谈，退还措施还需要双方坐下来谈，现在并没有新进展和具体方案，公司会紧跟这件事。”该人士补充道。而隶属于华电集团旗下的一家黑龙江电厂负责人表示，现在的煤电两大集团之中，煤炭企业处于明显的强势地位，煤电联动始终不能执行，“煤炭企业上涨的成本会直接转嫁给我们，而我们只能默默承受。至于退款，我并不乐观。”发改委明确要求大型煤炭企业不能带头涨价，要带头保持市场煤价基本稳定。神华集团此前在发改委的座谈会上就表示，将发挥国有大型骨干企业的表率作用，坚决服从调度指挥，带头保持煤价基本稳定，近期不再调整市场煤价，并保持年度合同价格不变。神华集团一位中层领导明确表示，神华集团从来没有出现过上涨合同煤价的情况，以后也不可能出现平庄能源董秘张建忠也明确说，不能保证所有煤炭企业都能按照规则进行自律，“但是平庄能源没有出现过违反合同的情况。”一位不愿具名的煤炭行业资深人士表示，部分煤炭企业上调合同煤价有其自身的苦衷，“从4月份开始，很多电厂为迎峰度夏开始储煤是导致煤炭供货紧缺，拉高煤价的主要原因。”一份来自发改委的煤炭数据显示，今年5月份全国煤炭产量2.84亿吨，同比增长13.4%，增速比上月减缓4.4个百分点；煤炭运量1.68亿吨，同比增长15.4%，增速同比加快11.1个百分点。由于水电增发，各地加大电煤采购力度，火电厂和重要中转港口存煤明显增加。月末，秦皇岛港存煤620万吨，比上月末增加154万吨，同比增加143万吨；全国重点电厂存煤4957万吨，比上月末增加516万吨。前述资深人士表示，4月份以后，煤炭需求明显增加，市场上出现了供货紧缺的状况，提价在所难免。“以神华为例，其2010年的合同煤价5500大卡电煤国内长约销售合同价为570元/吨，相比市场煤价每吨低了近200元，正是在这种背景下，有些煤企调高了合同煤价。但是多数煤企还是始终信守合同的。”对于发改委抑制煤价上涨的要求，有煤炭交易商曾表示，发改委出台政策本身就是错误的，既然已经往市场方向走了，现在又开始压制涨价是没有道理的。国内煤炭市场专家李朝林表示，重点合同煤价应该退出历史舞台，让煤炭价格完全走向市场化。“对电力企业来说，有近70%的成本来自于煤炭燃料成本，煤价的上涨给电力企业经营带来了压力，今年一季度火电全行业亏损。这就需要在政策上不能只涨煤价，电价也要适度上调。”李朝林说。针对煤炭企业退还上涨的部分煤价，国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副所长李佐军认为，这是两大集团的博弈，“这无异于虎口夺食。”李佐军认为，煤炭行业运行的大方向应该是不断推行市场化，让市场去调节价格，这样的价格才能合理。“现在最大的问题是定价依据不足，双方从不同的角度都有自己的定价依据。应该把价格谈判透明化，让买卖双方公开地讨价还价，而不是对双方相互抑制。”【智能电网新规引爆万亿商机外资纷纷觊觎"肥肉"】6月29日，由国家电网公司编制的《智能电网技术标准体系规划》和《智能电网关键设备（系统）研制规划》在北京发布。业内人士指出，随着我国智能电网发展“路线图”日渐清晰，这将为相关产业带来超过1万亿元的巨大商机。据国家电网公司智能电网部主任王益民介绍，《智能电网技术标准体系规划》是用于指导国家电网公司智能电网企业标准编制工作的纲领性文件和技术指南，也是我国智能电网行业标准和国家标准编制工作的重要参考资料；《智能电网关键设备（系统）研制规划》则是关键设备研制工作的行动纲领，可作为科研、制造企业的设备研制指南，同时也可作为制定相关产业化发展规划的指导依据。“智能电网在世界范围内是新生事物，当前我国现有关键设备 （系统）及技术标准无法满足建设智能电网的全部要求。建立一个系统、完善、开放并拥有自主知识产权的智能电网技术标准体系已迫在眉睫。”王益民介绍说。“智能电网将主要围绕发电、输电、变电、配电、用电、调度等六大环节及通信信息平台进行建设，全面覆盖传统电力系统的所有领域。”北京荣创信达科技发展有限公司副总经理袁世雄表示，“我国智能电网建设将会催生一块巨大的产业蛋糕，商机巨大。”一位长期关于智能电网发展的业内专家估算，智能电网涉及相关产业很多，包括电力设备、信息通讯、新能源等，其中仅电网技术这一块的商机可能就超过万亿元。据了解，国际电气业巨头纷纷表示看好中国智能电网“这个最有发展和想象空间的市场”。西门子能源业务领域配电集团首席执行官柯瑞庭称，在未来五年内，全球智能电网所带来的商机将达300亿欧元，他本人则非常看好中国智能电网的发展。ADD中国区总经理罗秉舫则明确表示：“中国智能电网应用将在公司的未来发展中扮演非常重要的角色，这给ADD半导体公司的先进新技术提供了广阔的应用平台。”施耐德受中国智能电网“巨大商机”的吸引，于今年5月将其亚太区总部同中国区总部迁入北京望京科技园。不过，29日发布的《智能电网关键设备（系统）研制规划》则明确，我国智能电网的发展的一项重要任务是“全面提高我国电力装备业的自主创新能力、先进制造能力和技术引领能力。”并表示“积极争取将关键设备研制规划纳入国家‘首台（套）重大技术装备'项目、‘863计划'重大项目、‘重大技术装备自主创新指导目录'、‘科技支撑计划'等重大专项。”“我国智能电网建设，将立足自主创新，在保证技术质量的前提下，重点采用自主产品和技术，以提升我国装备制造业的水平。”国家电网公司副总经理舒印彪此前如此表示。这一消息无疑对与智能电网相关的中国企业是一大利好。实际上，早在2009年5月国家电网首次向社会公布了“智能电网”发展计划以来，国电南瑞、华为、中兴等国内相关企业已行动起来，为争食智能电网产业蛋糕培育自己的“胃口”。甚至一些与电网无关的公司也开始调整布局，进军智能电网。比如，航天科工深圳公司宣布收购两家电力设备制造商———深圳市泰瑞捷电子有限公司和西安亮丽仪器仪表有限公司，航天科工计划以此为平台强势切入智能电网建设领域；华立药业则表示，要出售旗下医药类企业，集中资源涉足智能电网领域。国家电网公司一位专家分析认为，尽管目前国内企业在电网建设上的部分设备技术已达到或处于国际领先水平，但在智能电网领域仍存在较大差距。他提醒国内相关企业，“要在智能电网关键设备的核心技术上多下功夫”。发展趋势【电力行业正面临“二次探底”】下半年不利因素增多，电力行业正面临“二次探底”。我们预计下半年国内煤炭价格将维持在高位水平，而用电增速将显着下降，拖累发电机组利用小时数的增长。此外，水电机组出力的恢复也将影响火电机组利用率。因此，我们认为，在高煤价制约下，下半年电力行业盈利水平难提升，盈利或出现2008年以来的“二次探底”。节能降耗是国家调控重点，下半年用电增速将趋缓。2009年以来高耗能产业全面释放产能，导致了工业用电尤其是重工业用电需求大幅度增加。我们认为，在严格的节能降耗政策影响下，下半年高耗能产业扩张势头将得到抑制，重工业用电高增速也将难以持续。下半年电价调整概率大，或提供阶段性的交易性投资机会。目前“煤电联动”重启条件已经满足，在通胀形势好转的情况下，下半年电价调整概率依然较大；但考虑到宏观经济形势等因素，电价上调幅度或有限。我们认为，由于“煤电联动”不能解决行业发展的根本性矛盾，因此电价调整难以带来行业性投资机会；但是从历史经验看，将给电力行业尤其是对电价敏感性较高的个股带来交易性投资机会。在目前发电集团资产负债比率较高、上市资产占比较低的情况下，电力行业融资需求较热。进入2010年，在降低资产负债率需求的支持下，各大电力集团纷纷提出把资本运作作为2010年工作重点之一。但值得注意的是，在发电业务处于微利时代的情况下，经营困难使得发电集团整体上市难度较大，中电投集团已经明确表示整体上市的可能性不大。虽说发电集团无法整体上市，但是在国资委绩效考核要求等因素的影响下，分行业、分板块上市的资本运作模式也就成为了各大发电集团的一个选择。从市盈率角度，按照2009年业绩计算，电力行业静态市盈率为29.09倍，在行业中处于中等偏下的水平，但高于A股市场22.69倍的平均水平。市盈率低于电力板块的行业，包括金融服务、采掘、化工、房地产等。在子行业方面，火电板块的平均市盈率为25.24倍，低于水电行业31.94倍的平均市盈率。从市净率角度，按照2010年一季度公布的净资产计算，电力行业平均市净率为2.21倍，在行业中处于较低水平，也低于A股市场2.87倍的平均水平。市净率低于电力板块的行业仅有黑色金属和金融服务。在子行业方面，火电板块的平均市净率为2.09倍，低于水电行业2.38倍的平均市净率。从电力行业历史估值情况看，目前行业静态市盈率低于2000年至今的平均水平，行业市净率远低于2000年至今的平均水平，并接近2008年的底部区域。目前电力行业平均市盈率高于A股市场平均水平，市净率却低于A股市场平均水平，市净率与市盈率出现背离现象，这主要是由于电力行业净资产收益率低于A股市场平均水平所导致。因此，从市盈率角度看目前电力行业估值不具有优势。但从市净率来看，不管是与其他行业的对比，还是与历史对比，目前电力行业均具有估值优势。【关停小火电机组进场交易成趋势】内蒙古产权交易中心消息，内蒙古乌拉山电厂两台5万千瓦、一台10万千瓦关停火电机组及部分附属设施资产将进行公开处置。据了解，此次处置的资产属于“上大压小”被关停的机组。作为首单进入中国产权市场的火电减排项目，此前中电投河南平顶山鸿翔热电有限责任公司关停机组闲置设备在重庆联合产权交易所挂牌，拟通过电子竞价方式处置，参考价5200万元。业内人士预计，随着小机组关停进度加快，后续将有更多的闲置电力资产进场交易。这也有助于将电厂关停小机组的损失降到最低。在“十一五”能耗目标压力下，国家能源局日前提出电力行业淘汰落后产能的新计划，今年计划关停1000万千瓦小火电机组，其中，已经提前完成“十一五”关停目标的16个省中有12个省份主动增加了关停计划。过高的小火电机组比重是我国电力工业煤耗高、污染重的主要原因。数据显示，大型高效发电机组供电煤耗为 290〜340克/千瓦，而中小机组380〜500克/千瓦，同时，小火电机组二氧化硫和烟尘排放量大，因而成为关停的对象。被关停的机组还能卖给谁？产权交易所有关人士表示，被关停的小机组并不意味着完全报废，设备上很多的部件还可以用作其他用途，例如锅炉还能用到其他工业部门，而主、辅设备上的大量金属也可以分离出来再利用。此外，一些小机组在我国虽然是被关停的对象，但在东南亚、南亚一些工业化进程落后于我国的国家，这些小机组很有市场。事实上，一些被关停的机组使用年限并不长，完全可以易地再用。例如，此前在重庆联合产权交易所挂牌的平顶山鸿翔热电的机组于 2007年相继关停#1-#5机组。其#1机组、#2机组为50MW抽汽供热机组，分别于2002年2月和2000年4月对主机和主要辅机进行了改造，机组运行时间较短、性能较好；#3机组为25MW背压式供热机组，#4机组为50MW抽汽供热机组，#5机组为50MW纯凝机组，关停前机组运行稳定良好，关停后至今主机及主要附属设备保存完好。正是由于看中了关停机组的这些潜在价值，全国各地的一些大型物资回收机构和部分有实力的工程公司都是这类资产的积极竞买者。根据项目信息，此次机组资产的转让方内蒙古乌拉山发电厂位于乌拉特前旗境内，是蒙西电网主要火电厂之一，筹建于1968年5月，一期工程两台5万千瓦机组于1975年投产发电；二期工程一台10万千瓦机组于1987年8月投产发电。今年4月20日，乌拉山发电厂小火电机组冷却塔成功爆破，标志着内蒙古自治区电力工业“上大压小”工作的全面开展。业内人士认为，此次进场交易将使乌拉山发电厂最大限度地回收已关停机组的价值，将损失降到最低。随着各地小火电机组关停数量不断增加，后续还将有更多的资产会选择进场交易。此次内蒙古乌拉山发电厂要求，意向受让方具有建设主管部门颁发的工程施工总承包二级及以上资质和爆破与拆除工程专业承包二级及以上资质，或具有建设行政主管部门颁发的火电设备安装工程专业承包二级及以上资质和爆破与拆除工程专业承包二级及以上资质，并接受联合体竞买。【“十二五”水电需核准一亿千瓦】国家能源局目前正在制定系列能源规划，包括3个层次，即能源发展战略、中长期能源规划，以及“十二五”能源规划。其中“十二五”能源规划，又分解为电力、煤炭、核电等分项规划。这些规划指标，都以2020年碳指标为蓝本，将按行业和时间进行分解，同时各地也在制定区域的能源规划，届时各地区也将对指标进行分解。中国电力投资集团是五大发电集团之一。目前中电投集团总装机容量为6400万千瓦，在五大发电集团中装机容量不是最大的，但清洁能源的比例最高，达到了30％，其中，水电装机容量达1480万千瓦，居五大发电集团首位，在建水电装机容量419万千瓦。该公司目前正在加快电源结构调整，重点加快水电、核电、风电等低碳清洁能源发展。根据其“三步走”发展规划，到2020年，水电装机容量将达到4000万千瓦。中电投总经理陆启洲：国家应该加快水电规划等系列问题。“当前，必须在妥善解决环境和移民问题的基础上，加快规划和核准新的水电项目，否则（非化石能源占一次能源的比重）15％的目标不可能实现。”这是他在6月26日的中国绿色工业论坛上说的话。中国水力发电工程学会副秘书长张博庭：“十一五”期间，本来预计核准7000万千瓦水电，实际只核准了2000万千瓦的水电项目。“十一五”未核准的很多项目需要到“十二五”来核准，再加上“十二五”需要核准的项目，预计2011-2015新核准1亿千瓦的水电项目，才能保证2020年的碳目标实现。他进一步指出，每隔5年按能投产装机六七千万千瓦来算，2020年达到3.8亿千瓦，那么2010年实际能完成水电装机3亿千瓦以上为好。“这意味着"十二五"不只是核准1亿千瓦水电，即使装机完成投资1亿千瓦，也不为过。”他说。电力行业协会一位知情人士表示，目前决策层对大型水电项目核准已经解禁尽管近期国家能源局是否有大型百万千瓦的水电项目核准仍难以得知，但是水电投资步伐加快，将是不争的事实。中国能源研究会常务副理事长周大地指出：水电投资加快势在必行。因为，“大型水电项目建设周期少则五年，多则需要七八年，如果投资慢了，必将对低碳目标的完成产生重大影响。”国家已经确定，到2020年单位生产总值（GDP碳排放，比2005年下降40%-45%非化石能源占一次能源的比重达到 15%。国家能源局局长张国宝依此判断， 2020年要达到上述目标，初步规划水电装机容量需达到约3.8亿千瓦，其中常规水电3.3亿千瓦以上（抽水蓄能电站5000万千瓦），年发电量1.15万亿千瓦时。为此，考虑水电建设周期，初步推算2010-2015年6年间需核准开工水电项目1.2亿千瓦左右。截至2009年底，中国水电装机容量为1.97亿千瓦，占发电装机总容量的23%。中国水力发电工程学会副秘书长张博庭表示，预计2010年底全国水电装机容量可能达到2.1亿千瓦，按此判断，要实现2020年的碳减排目标，“十二五”需要核准开工水电1亿千瓦。但是，考虑到水电等建设周期长的因素，短期内随着能源需求量的增加，能源供应仍以化石能源为主，同时碳减排仍主要依赖能源强度下降，通过大力发展水电等实现能源结构调整减少碳排放的作用有限。行业分析【巨头争逐海上风电五大难题尚需解决】风电是目前世界范围内发展速度最快的新能源，而中国更是全球风电发展最快的国家之一。2009年中国风电新增装机容量总量位居世界第一。如今，国内外风电巨头对中国迅速升温的海上风电市场虎视眈眈，“跑马圈海”热情高涨。水电，严重破坏当地生态；太阳能，多晶硅污染至今难解；核电，“功在当代，罪在后代”？风电，下一个救命稻草？从世界各国的新能源战略来看，风电是目前世界范围内发展速度最快的新能源，现在全世界每年新增发电装机超过4000万千瓦，很多国家都把风电作为能源发展重点，而中国更是全球风电发展最快的国家之一。2009年，中国风电新增装机容量1200万千瓦，总量在世界居第一位。6月7日至9日“2010上海国际海上风电及风电产业链大会暨展览会”在上海召开，维斯塔斯、华锐、上海电气、湘电风能等一干国内外风电巨头对着国内迅速升温的海上风电市场虎视眈眈，“跑马圈海”热情高涨。虽然对海上风电的质疑之声从来就没有停止过，但风电巨头们坚信:属于他们的时代来啦！风电利用分为陆上风电和海上风电两种。其中海上风电以风速快、风资源持续稳定、发电量大、不占用宝贵的土地资源，且靠近经济发达地区，距离电力负荷中心近，风电并网和消纳容易等特点被寄予厚望。不过自上世纪90年代末，丹麦建立第一座海上风电场以来，世界海上风电的发展一直踯躅不前，主要原因是技术复杂、安装、运行、维护的成本高，一直不被开发商看好。但是，欧洲和美国在海上风电技术的研发却没有停滞，海上风电开发的技术难关被不断攻克，同时随着欧洲，特别是丹麦、德国等国家的陆地风电资源基本开发完毕，减排温室气体和提高可再生能源比例的要求，使得海上风电被提上议事日程。自2008年开始，世界海上风电有了新的飞跃，2008和2009连续两年海上风电新增装机容量超过了500兆瓦，两年的风电安装量超过了过去累计装机容量的总和。中国风电的路上资源目前主要集中在西北部，特点是距离电力消费地较远，存在着运输、消纳等问题，而海上风电则靠近东部沿海经济发达地区，有着较好的电力市场来消纳海上风电。按照业内人士的保守估计，我国近海区域、海平面以上50米高度技术可开发的风能储量约为2亿千瓦。这意味着我国海上风力发电前景广阔。按照中国政府承诺到2020年非化石能源消费占能源消费总量中达到15％的比例，风电，特别是海上风电无疑将扮演重要角色。东海大桥海上风电项目是全球欧洲之外第一个海上风电并网项目，中国第一个国家海上风电示范项目。总装机容量102兆瓦，全部采用华锐风电自主研发的34台3兆瓦海上风电机组。预计未来年发电量可达2.6亿千瓦时，所发电能将通过海底电缆输送回陆地，可供上海20多万户居民使用一年，相当于每年节约燃煤10万吨，每年减排二氧化碳20万吨。目前，首批机组已正式投运，全部机组将于6月底并网发电，为世博会提供清洁能源。据业内人士透露，当时，国外某风机制造商看到中国海上风电缺少经验和技术，漫天要价，后来还是华锐风电承担了此项目，才打破了国际垄断，并大大降低了成本，缩短了工期。此外，东海大桥海上风电项目全部设计、建设施工、海上运输和安装工作均由国内企业完成，彻底打破了国际巨头的垄断和封锁。但这个带有样本性质的工程多少还是让人心有疑虑。“按照科学的研制程序，般的海上风电机组样机需要先在陆上试运行，然后再到海上，而且从样机运行到投入生产至少需要一年的时间。”一位不愿透露姓名的专家指出，国外超过5兆瓦的海上风机一般需要在岸上运行监测3年以上，并进行海上恶劣环境下的风机各参数非标准排量模拟仿真试验后，才逐渐确定批量生产。而国内风机老大华锐风机4年前才开始涉足海上风机领域，据此，外国咨询公司预言目前运营的国产风机质量问题，可能在未来两到三年后集中爆发。更令人担心的是，海上风场将遭遇台风的威胁，桑美台风2006年登陆浙江，最大风速78米/秒，导致浙江苍南风电场28台风机倒了20台，整个风场几乎报废。上海电气副总经理刘琦表示，现在的风场规划大多在长江以北受台风影响较小的区域，大家会在积累了相当经验的前提下，再逐步向有台风影响的区域推进。“随着技术的发展，对抗台风已经不是难题。”随着5月18日海上风电特许权招标的启动，国内海上风电设备巨头纷纷布局苏北这一我国首个特许权招标集中地。值得关注的是，巨头们此次布局的目标机型、单机容量分别达到了2.5兆瓦、3兆瓦，甚至5兆瓦。跨越高兆瓦级别门槛的速度，令磨砺多年才实现大功率风机产业化的国际巨头不禁发出“不可思议”的惊叹。实际上，在经历“引进、复制和消化”阶段后，“再创新”成为当前中国风电整机制造业的主题。2009年，华锐风电成为中国第一、全球第三的风电装备企业。华锐风电科技（集团）股份有限公司副总裁陶刚指出，目前制约全球海上风电产业发展的关键因素是大容量、可靠性的海上风电机组的技术研发和规模化生产。华锐风电从2006年起，就开始了3兆瓦和5兆瓦海上和潮间带风电机组的研制。Darwind资产，Darwind资产，直接获得了5兆瓦直驱风机的技术以及2兆瓦的风机生产线。一直强调自主研发的上海电气风电设备有限公司虽然与东海大桥一期失之交臂，却对二期项目志在必得。公司副总经理刘琦表示，当初鉴于对自身技术的考虑，放弃了东海大桥一期项目。经过最近三四年的发展，公司自主研发的 3.6MW海上风机本月即将下线,8月并网运行。“很多公司都在买图纸、买设计，我们坚定地走自主研发的技术路线。眼下看来我们似乎慢了一些，但循序渐进、稳扎稳打的策略会让我们走得更远。”在欧洲，德国、荷兰、英国的风机制造公司已经走得很远。他们不仅在各自风机的基础上推出了6兆瓦级风机，更是开始了10兆瓦的海上风机研发计划。不过2兆瓦－3兆瓦级以下单机容量的机组仍将长期存在（毕竟现在安装的机组生命周期长达20年）。除了向大容量进发，由浅水走向“深蓝”是国外风电巨头摸索海上风电的另外一个趋势。海上风力发电的两种主要方式分别是浅海的座底式和深海的浮体式。座底式是欧洲海上风电的基本模式，而深海浮体式则以其适应性和高效律被业界寄予厚望。目前，挪威斯塔万格世界上首台深海浮体式海上风电项目已经开始试运行。挪威石油公司和挪威政府为这一海上风电项目已先后投入超过一亿欧元，如此巨大的前期投入目的是让这一项目能够具备最大的经济效益和最稳定的运行效果。斯塔万格这台浮体式风力发电机集中了世界上与该项目相关的最尖端的技术要素，从海底钢缆的选择到平台稳定技术，从风力发电机本身到整体控制系统，从重量分布测算到关键材料的选择，无一不代表了目前世界上最顶级的工程技术。国家发改委能源研究所可再生能源发展中心副主任高虎指出，海上风电代表了当今风电技术的最高水平，要求设备高可靠、易安装、易维护。虽然市场规模庞大，但风险也极高。因此，敢于和能够进入海上风电制造领域的企业只能是极少数研发实力雄厚、技术成熟、经验丰富的企业。首先是风能资源的问题。海上风资源数据的不确定性是目前开发海上风电项目的一个难题。据悉，海上气象参数观测比较困难，近海陆地气象站所测的风速风向受地面粗糙度及大气稳定度影响，不能直接代表海上风况，海上风能资源缺乏长期、准确的实测资料。气象局今年年初才完成了我国首次风能资源详查和评价，并公布阶段性成果，测得我国5米到25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度可装机容量约2亿千瓦。而在这次勘察前，业内一直认为我国海上风能资源高达7.5亿千瓦。其次是设备挑战。与陆上风机相比，海上风电设备所需防腐蚀技术更为复杂，要求更高，发电机系统可靠性要求更高、单机容量要求更大。我国 3兆瓦甚至更大容量的风机技术与国外还存在一定的差距，现在欧洲已经实现了 5兆瓦以上的风机生产。一位美国的风电专家表示，在美国，海上风电的发展仍处于技术研究阶段，在陆上风电没有完全开发之前，不会大规模发展海上风电。除此之外，大多数中国兆瓦级风力涡轮发电机制造企业还处于研发或原型设计阶段，而许多本地零部件制造商与服务提供商也不能完全满足该行业的需求。这都成为制约我国海上风电进一步发展的短板。成本因素。由于较高的输电和设备安装成本，海上风电项目的成本是一般陆上风电项目的2.5倍左右。据了解，国内陆地风力发电工程造价平均为 8000元/千瓦，其中风力发电设备造价约5000元/千瓦，而海上风电的造价在2万元/千瓦左右。公开资料显示，东海海上风电项目一开始的项目成本预估是6亿元，目前成本大概为同等规模陆上风电投资的2－3倍。东海大桥的招标上网电价为0.98元。“我们将对东海大桥项目进行3－5年的检测，从而对海上风电项目的经济性、度电成本进行实际的评估。同时进一步积累设备制造、工程建设等一系列海上风电建设的经验，再开展大规模的海上风电基地建设，这是一个循序渐进的过程。”中国可再生能源学会风能专业委员会副理事长施鹏飞表示。安装维修难。海上风电场的运行和维护常常比预期的要困难得多。因为可到达性差，致使风机的可利用率较低；运行和维护的总成本 （包括运行和维护的直接成本和损失的发电量）可能高于预期。目前，主要依靠船只和直升飞机到达两种方式。直升飞机对天气条件要求较多，而且只适合人员到达，无法协助更换大型零部件，还要得到相关法律的许可，成本高昂。根据丹麦专家介绍，直升飞机运送维修人员的单次成本就达3000欧元。因为可到达性差，致使风机的可利用率较低。并网难题。对于任何风电项目而言，电网接入都是其主要障碍之一，海上风电项目也不例外。专家表示，海上风电为间隙性发电，对电网的安全稳定运行带来一定风险。同时，海上风电场发电运行效率低，无功消耗大，系统稳定性差，真正满发功率不足10％。虽然海上风电场相对于陆上风电场更靠近中国的经济中心，电网容量较大，而且海上风力较为稳定，但是仍然存在谐波污染、电压波动及闪变等问题。中电联的统计数据显示，2009年中国风电并网总容量1613万千瓦，并网风电容量较2008年增长92％，系近年来风电并网增速最快的一年，即便如此，仍有587万千瓦的风电因未能并网而空转业内人士指出，并网难题的根本在于电网建设跟不上海上风电发展速度，直接导致电网难以消纳新增风电。风电在电网中的比重超过5％，就需要以智能电网进行调控；比重达到8％~10％以上，如果没有水电或燃气发电进行调控，则将危及电网安全。【破解顶牛僵局煤电须“零距离接触”】有知情人士透露，政府作出煤炭限价的决定也并非信手拈来。此前，五大电企曾联名上书，声称电力企业亏损不堪重负，但当时发改委并未就此表态。然而，在控制通货膨胀的巨大压力下，干预煤电价格变成唯一的选择。我国在2004年、2008年曾两度由政府干预协调煤、电价格，但最终效果却是没有效果。而时隔2年之后，日趋正常的煤、电供需关系却再度与市场化调节擦身而过。中商流通生产力促进中心煤炭分析师宋亮谈到：“在2008年冰雪、地震灾害之后，2009年又遭遇全球金融危机，我国煤、电市场直到今年才刚刚恢复正常，并反映出真实的供需关系，这本是提高煤、电市场化程度的一个契机。”但是，为了实现控制通胀的政治目标，行政手段干预再次改变了市场价值规律。许多人担心，其表面是化解了困局，实际上却激化了矛盾，煤电市场供需也将因此更加扭曲。有市场人士表示，自发改委宣布煤价上限以来，本来供应充足的煤炭市场悄然发生变化，出现供不应求的现象。许多经销商开始囤积居奇，因为这些投资者获得的信号是——未来煤炭价格必定上涨。另一方面，经销商故技重施，即选择性供货，将劣质煤供应给合同电企，优质煤则高价卖到市场。这本是 2008、2009年煤企防亏损的明哲保身之计，如今却无奈地再次被启动，畸形的煤电供应重出江湖。对此，宋亮尖锐地指出：“煤、电企业之间，不应该出现第三方利益主体。”我们不妨为此算一笔账，煤炭价格大致可划分为三种，即出矿价、市场价、交易价。以山西煤炭为例，其出矿价约在430元至450元/吨，市场价约为500元/吨，而电企拿到的市场交易价则达到750元/吨。也就是说，即便去除100元/吨的运费，经销商从中攫取的利润高达150元至200元/吨。“这甚至比煤企、电企两家的纯利润还要高！因此，建议取消煤炭经销商，由政府控制火车、汽车等物流运输环节，让煤企、电企直接对话。”宋亮说。此外，有专家建议，煤企、电企之间同样可以建立长期价格协议。如神华集团，可与电力企业签订1至3年长效合同，定为600元至800元/吨的价格，上下浮动不超过10%，这将有效解决双方的利润矛盾。同时，应在广东、广西、福建等地建立煤炭储备基地，用煤淡季时北煤南运，旺季时则有助于保持煤炭市场价格稳定。由此看来，调控市场的手段有许多，但由于刚性需求因素的影响，能源价格大幅上涨是趋势所在。不过业内人士预计，这次煤炭限价周期可能会持续到年底，煤电市场变局恐怕至少要等到下一年。【能源战略完善细节电力结构深度调整】从国家能源局权威人士获悉，我国能源战略规划已经经历了多轮意见征求，目前正在进行细节的完善，可能于今年三季度公布，而紧随其后，包括电力、煤炭、石油石化、可再生能源在内的能源子行业的“十二五”规划也将陆续出台，目前这些子项规划已经初现雏形。伴随着我国经济发展方式的转变，能源子行业的“十二五规划”将明确体现出调整我国能源结构现状的思路。具体而言，煤炭在能源结构中占比将下降，而天然气以及各类可再生能源的比重将大幅提升，在此基础上，电力结构将趋于合理，更加“低碳化”。专家表示，我国能源战略规划将确定能源子行业的原则性发展目标，确定“十二五”期间能源发展的基调，而详细的目标和任务将由子项规划完成。电力：电力结构深度调整中电联目前正在开展电力行业“十二五”规划研究工作，为国家能源局制定电力规划提供政策建议。中国电力工程顾问集团公司总经理汪建平透露，电力“十二五”发展规划将以电力结构调整为主线，加强对资源、环境因素的统筹，协调平衡供应侧和需求侧关系，电力结构优化和节能减排将成为两大重心。就电力结构而言，清洁能源将是发展重点。根据中电联的初步测算，到“十二五”末，清洁能源发电量占全国总发电量的比重将超过 30%，而水电、核电和风电将成为清洁能源的主力军。2015年，水电、风电、核电、太阳能、生物质能等可再生能源将贡献3.46亿吨标煤。相比之下，火电的比重将持续下降，但2015年煤炭需求量预计仍会创新高，达到38亿吨。中国能源会常务副理事长周大地认为，尽管煤炭仍是我国主力能源，但其在能源消耗中占比应尽可能逐步下降，到2050年可望减至40%甚至是35%左右，煤炭将由现在的支柱能源逐步调整为重要的基础能源。电源结构也将随之优化，初步估算到“十二五”末，我国投入运行的电源装机总量将达到12.6亿千瓦，其中，煤电比重下降到68%，燃气轮机比重为4%，水电比重为20%，核电比重为2%，新能源发电比重为6%。专家预计，电力“十二五”规划将与电力产业发展政策同步出台，电力行业的能耗标准将大幅提升。此外，中电联也在同步制定电力行业应对气候变化行动框架。中电联秘书长王志轩表示，电力行业的节能减排在“十二五”规划中占据显着位置。其中涉及到资源节约、加强电厂清洁生产管理和火电厂的污染物控制等内容，氮氧化物控制将成为重点。国家电网副总经理郑宝森表示，目前国家电网自身的“十二五”发展规划已经基本制定完毕，目前已经上报到国家发改委、能源局等部门，而智能电网的建设将是国网“十二五”规划中的重头戏。煤炭：行业集中激流涌动目前，不少省份的煤炭企业整合陆续展开，煤炭的兼并重组依然是“十二五”规划中的重要内容。专家称，“十二五”期间，煤炭企业将由当前的11000家减少到4000家，锐减7000家。“十二五”末，将形成6-8个大型煤炭企业集团，煤炭资源将进一步集中。为增加煤炭企业集中度，国家在政策上鼓励一个矿区一个开发主体，一个开发主体可以开发多个矿区，促进大型煤炭企业集团发展。国家能源局副局长吴吟在26日举行的煤炭企业并购重组高层论坛上表示，目前跨地区跨省域的煤炭整合太少，类似神华集团那样连煤矿带铁路带港口规模的企业太少，此外，煤炭整合中部分国企存在“宁为鸡头，不做凤尾”的思维。他认为，煤炭整合的目的在于不断提高产业层次，使得整个煤炭行业维持竞争，既不过度竞争，也不形成垄断，这样才能够满足煤炭支撑国民经济发展的需求。中国煤炭工业发展研究中心主任贺佑国透露，到“十二五”末，我国煤炭产量目标为36亿吨。其中，120万吨以上大型煤矿产量22亿吨，占60%，30万吨以上煤矿产量10亿吨，占30%，30万吨以下的小煤矿产量4亿吨左右，占10%。此外，在煤炭产业布局上，按照煤炭产地的不同功能，我国原来划分的煤炭调入、调出和自给三个功能区将变为调入和调出两个功能区。其中，调入区为东北、京津冀、华东、中南、川、渝、青、藏，调出区为晋、陕、蒙、宁、甘、云、贵、新疆，主要位于西南和西北。“十二五”期间，我国煤矿建设将由过去的重视大中型煤矿建设转为建设大型现代化矿井，山西、内蒙古、陕西、甘肃、宁夏、新疆等煤炭资源丰富的6省区新建、改建的产能不小于120万吨。此外，新增产能的建设将由此前的以新建为主转为加强现有煤矿的技术改造、扩大产能为主。“十二五”期间国家将研究设立煤炭准入门槛。有消息称，届时一般矿井的年产量规模不得低于30万吨；国家重点规划矿区矿井产量不低于60万吨，没有瓦斯突出和水灾害严重的矿井；各主要产煤省份的矿区矿井产量不低于120万吨。石油石化：结构调整迫在眉睫中国石油和化学工业规划院副院长白颐表示，石油石化“十二五”发展规划的纲要部分已经基本制定完毕，下一步将针对四个不同行业，对规划进行进一步细化。“十二五”期间，石油石化产业发展的总体思路是“调结构和提升产业竞争力”，目标是实现中国石化行业的“由大变强”，并应对来自国际市场的竞争。吴吟表示，“十二五”期间天然气消费比例将翻番，由目前在能源消费结构占4%的比重提高到8%，为了鼓励天然气产业发展，将考虑发挥价格杠杆调节作用，鼓励以气代油白颐认为，我国石油化工行业经过多年发展，产品供应已经由“整体数量短缺”转变为“结构性短缺”，结构调整迫在眉睫。调结构的主要任务在于发展高端石化产品，以差异化、高价值的产品技术引领发展，实现原料多元化，加快国际化进程。具体而言，产业结构的调整首当其冲。包括进一步提高油品环保质量，使柴油、汽油比例趋于合理；提升高浓度化肥、子午线轮胎、离子膜烧碱、高效低毒低残留农药、环境友好性涂料和染料等先进产品的比重，提高工程塑料、氟硅材料、聚氨酯等高端石化产品自给率等。在规划布局方面，“十二五”期间石化产业重要的发展区域是长三角、珠三角和环渤海地区，产业进一步向上述地区集中，集中度进一步提高，成品油“北油南运”状况得到改善。此外，企业结构的优化势在必行。到2015年，形成若干个2000万吨级的炼油市场基地，全国炼厂平均规模超过600吨/年，乙醇装置平均规模达到60万吨/年以上，氮肥、农药、氯碱、纯碱、电石等传统行业通过淘汰落后、兼并重组，减少企业数量，提高产业集中度，全国石油和化工百强企业销售收入占行业的比重提高到三分之一，销售收入过千亿元的企业达到10个以上。【张国宝：今夏我国电力供需紧平衡】国家发展改革委副主任、国家能源局局长张国宝8日说，连日高温天气推高了我国发电量，各地用电负荷均明显高于去年同期水平，预计整个迎峰度夏期间我国电力供需将呈现紧平衡状态。进入7月份，我国发电量增长势头迅猛，日发电量一直保持在125亿千瓦时以上，7月5日更达到创纪录的129亿千瓦时，较去年7月21日的最高值增长了6%。“迎峰度夏期间我国电力形势将处于紧平衡状态。 ”张国宝说。但他认为电力供应没有问题。原因是入汛后我国流域来水情况较好，水利发电比去年同期大幅增长了30%以上，同时全国又有一批火电机组投产，加之全国主要发电厂的煤炭库存较充足，存煤天数约在15天左右。他是在京出席国家电网公司一项特高压直流输电工程投运仪式时作上述表示的。他称，这条由四川向家坝水电站输往上海，全长近2000公里的正负800千伏特高压直流输电线路在此时投运，将为我国迎峰度夏发挥重要作用。该条路线可将四川金沙江的富余水电送往华东地区，预计每年可向上海输送约320亿千瓦时清洁电能，相当于上海用电量的三分之一。【陆启洲：我国火电50年内仍将主导】2010中国绿色工业论坛6月26日至27日在北京举行。中国电力投集团公司党组书记、总经理陆启洲在论坛期间表示，我国电力行业在未来的50年内仍将以火力发电为主。会上，陆启洲就发电企业转变发展方式发表自己看法时提到，近年来我国火电发展受到两大因素制约，一是煤电价格严重倒挂，火电企业亏损严重，二是二氧化碳减排压力越来越大，环境瓶颈越来越突出。火电发展的关键是如何实现低碳清洁能源发展。当前应重点开展火电技术创新，特别是加快推进高参数超超临界火电技术和洁净煤发电的研究、示范和推广。陆启洲介绍说，近年来中电投集团加大小火电关停步伐，截至 2009年底，累计关停小火电机组113台，容量699万千瓦，约占中电投集团组建时装机容量的35%。2010年还将关停小火电机组198万千瓦，相当于全国今年关停小火电机组计划的五分之一。然而从我国资源禀赋来看，我国个是一次能源以煤为主的国家，目前我国80%的发电量来自火电，因此不发展火电是不可想象的。在谈到我国火电占据怎样的比例才能在资源消耗、环境保护和发电量之间取得平衡时，陆启洲表示，当火电降低到总发电量的60%左右水平，就将达到一个相对平衡的比例。最新数据【四川巴中局上半年网供电量同比增长34.75%】2010年上半年（截至6月25日），巴中网供电量已达到60676.55万千瓦时，比去年同期45028.09万千瓦时增长了15648.46万千瓦时，增幅达34.75%，完成了该局全年计划指标的52.44%，巴中网供电量保持了持续上扬的势头。市场动态及重点企业动态市场动态【煤电联动“搁浅”今夏局部电荒风险加剧】电价上调的预期或已经落空。近日，国家发改委有关司局先后与神华、中煤集团，以及内蒙古伊泰集团，山西同煤、晋煤、阳煤、焦煤集团，河南郑煤集团进行座谈，要求主要煤炭企业维持煤炭价格稳定。煤价上涨是导致电价上涨压力加大的主要原因。在今夏用电高峰即将来临之际，国家发改委禁止煤炭企业涨价的举动，预示着煤电联动的可能性变得很小。而由于煤电价格未能理顺，今夏中国局部出现“煤荒”和“电荒”的风险陡然增加。“马上就是新一轮夏季用煤和用电高峰了。以目前的电价水平，一旦煤价上涨，电力企业将难以承受，所以发改委提前给煤企打招呼，以稳定今年夏季乃至下半年的煤炭价格。”中国煤炭市场网观察员李朝林表示。座谈会上，国家发改委有关负责人提出了两个具体要求：一是年度合同煤价不能变，已涨价的煤炭企业要在6月底前退回；二是国有煤炭企业、行业龙头企业要带头保持市场煤价基本稳定，不能带头涨价。厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强表示，即便是目前的煤价，今年电力企业整体可能是亏损的，亏损既影响发电企业的积极性，同时也导致一些发电企业资金链紧张，影响买煤和存煤。不过，林伯强表示，通过行政手段来压制煤价上涨不是长久之计，其效果也很有限。一方面，煤炭企业可能会选择不卖、少卖煤炭，或者把煤炭卖给出价高的；另一个方面，煤炭的质量可能会出现下降。政府管制煤价并非首次。2008年6月20日至12月31日，国家发改委对全国发电用煤实施临时价格干预措施。在临时价格干预期间，全国煤炭生产企业供发电用煤的出矿价，不得超过今年6月19日实际结算价格。但最终证明效果并不理想。“政府部门要求煤炭企业稳定煤价，显然是要减弱通胀的预期，但此举是用计划经济的手段来管理市场经济的问题，对中国经济其实是不利的。”李朝林说。抑制煤价导致煤炭企业没有积极性，而不涨电价则导致发电企业没有积极性。煤电价格形成机制的未能得到理顺，给今年夏季可能出现的“煤荒”和“电荒”带来了极大的不确定性。此前，国家发改委副主任刘铁男在2010年全国电力迎峰度夏电视电话会议上透露，今年迎峰度夏期间，预计全国电力供需总体平衡、局部偏紧，西北、东北供需形势较为宽松，华中基本平衡，华北、华东、南方平衡偏紧，高峰时段存在限电可能。中国电力联合会也预计，下半年，全国电煤供需偏紧的趋势很难得到改变，在个别地区、个别时段仍会出现缺煤的情况。预计2010年全国电厂发电、供热生产，电煤消耗将超过16亿吨，需求总量增加和结构性、地区性矛盾将进一步加剧电煤矛盾。“解决问题的最好办法还是煤电联动。”林伯强认为，无论是从理顺煤电价格形成机制的角度，还是促进节能减排的需要，启动煤电联动，适度上调电价都具有紧迫性。从2004年开始，政府通过实施煤电联动来缓解发电企业的困境，即当煤炭的价格累计变化幅度连续在6个月以上超过5%时，通过调整电价来弥补发电企业成本的增加。不过，这一机制未能得到很好的执行。林伯强进一步指出，煤电联动后，如果煤价出现快速上涨，可以考虑像对石油一样，由中央政府对煤炭征收“特别收益金”，即通过测算煤炭资源的成本、各种费用以及利润空间，保证留给企业足够的收入用于可持续发展的开支后，计算出特别收益阶段。“征收煤炭‘特别收益金'提供了卖多而不是卖高的动力，可以缓解煤价上涨的压力。而且，中央政府还可以用‘特别收益金'的收入建立特别基金来稳定电价，避免电价大幅度波动。”林伯强说。上周，致电国家发改委价格司分管电价的副司长李才华联系采访，被婉拒。更早的时候，有消息称，国家发改委官员透露正在研究电价调整一事，但这一说法遭到了国家发改委的否认全国电力供应在高温的“烤验”下，部分地区初现偏紧格局。在电力负荷急剧上升之下，钢铁、水泥、有色金属等高耗能行业将再次成为用电压缩的重点，行业利润率可能继续下滑。而煤炭行业则并非“水涨船高”，煤价上行空间有限。夏季到来，电力负荷全面上升，此前相对温和的电力供应平衡已被打破，据了解，目前全国多个区域用电增速惊人。国家电网预测，在“迎峰度夏”期间，预计华北电网最大用电负荷同比增长11.26%、华东增长13%、华中增长17.9%、东北增长15.3%。国家电网区域电力供需总体平衡，但华北、华东、华中电力供需偏紧，部分地区尤其是沿海发达省份可能出现电力缺口。同样，涵盖了南方五省区的南方电网区域，夏季南方区域电力供应总体偏紧，统调最大负荷将出现在8月份，达到10620万千瓦，同比增长10.74%，电力缺口120万千瓦，若广东出现异常高温天气，电力缺口可能达到 200万千瓦。不过，电力部门人士表示，目前总体电力供应仍然是比较缓和的，出现大面积用电紧张的可能性不大。电网技术人员表示，今年用电偏紧，一方面与突然的全国性高温天气有关系，居民大范围用空调，导致电力负荷大幅度上升，给电力供应带来压力，此外，高耗能行业用电复苏比较快，也导致了用电需求有增无减。据工信部统计，5月份高耗能用电增速依然加快，前5个月工业用电量12260亿千瓦时，增长26.2%，制造业部分有所回落，但是五大高耗能行业用电量却猛增26.6%，黑色和有色金属冶炼及压延加工业分别增长 29.4%和41.9%，五大高耗能行业用电占制造业用电比重62.4%，比上月提高0.9个百分点。这已引起了国家发改委和工信部的重视，更加严厉的电价措施已经陆续出台，在此背景下，高耗能用电将进一步下降，从而给沿海地区供电形势释放压力。从6月份起，包括电解铝、钢铁、水泥等8个行业的优惠电价将进一步展开清理，“中央要求是从6月份开始，地方上陆续已经出台了具体办法，到了这个月，应该能看到效果”，广东电力部门人士表示。业内人士表示，经营电解铝、水泥、钢铁落后产能的企业利润绝大部分来自优惠电价，此次全面整顿，对其利润将造成重大冲击。据悉，国家发改委要求，继续对电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁、黄磷、锌冶炼8个行业实行差别电价政策，从2010年6月1日起，将限制类企业执行的电价加价标准由现行每千瓦时0.05元提高到0.10元，淘汰类企业执行的电价加价标准由现行每千瓦时0.20元提高到0.30元。7月份起，包括广东在内的一些地区有意采取更加严厉的惩罚性电价。据了解，除了少部分工艺先进的电解铝生产线外，目前电解铝生产成本中电力成本占总成本的比例约在30%~40%国内电解铝行业的平均吨铝耗电量约为14500千瓦时/吨，电价每提高1分钱，每吨电解铝生产成本将提高145元左右，约提高电解铝生产成本的1%。广东省发改委人士表示，而水泥等其他高耗能行业同样对优惠电价极其依赖，目前，广东高耗能企业电价提高至1元/千瓦时，“以前很多落后产能的高耗能企业都是利用电价的晚间优惠，当时电价只要0.3元/千瓦时，现在电价上涨到1元/千瓦时，这些企业已无利润”。煤炭库存充分涨价空间不大尽管电力需求持续上升，但市场煤价却总体平稳，从秦皇岛港发布的煤炭信息看到，2010年7月，港口库存将以盘整为主，存在进一步小幅下降的可能。此外，从广东大型国有发电公司了解到，目前各大电厂库存煤炭都比较充分，煤炭价格上涨的空间并不大，此外，国际煤炭价格还在下降，这在某种程度上也抑制了煤炭价格的进一步上涨。更关键的是，在全国迎来用电高峰的重要时刻，全力保证电煤供应成为重中之重，如果煤企贸然涨价，将影响部分地区的电力供应，监管部门不排除会采取市场惩罚措施，这也使得煤炭经营商在价格上仍保持平稳策略。【电企增收不增利重工业用电急剧下滑】发电企业直接受益于全国发电量纪录的不断刷新，一扫2010年第一季度全行业亏损的阴霾。然而在煤价高涨、电价上调悬而未决之下，发电企业却处于增收不增利的尴尬境地。129.34亿千瓦，2010年7月5日，新的全国日发电量纪录诞生。全国发电量一直被誉为“经济晴雨表在日发电量屡创新高的同时，月度发电总量环比增速却持续放缓，在全国社会用电结构中，重工业用电量增速更是领跌全行业。“从2010年3月份开始，全国发电量增速就开始下滑，这表明经过金融危机后的快速触底反弹，国内经济增速趋于平缓。而重工业用电量增速下滑速度最快，从侧面反映了经济结构调整、节能减排重压之下的国内重工业出现明显变化。”广州一位宏观策略研究员认为，酷暑之下，全国发电量纪录将会继续刷新，但环比增速将趋于平稳，社会用电结构也会随着经济结构的调整进一步产生变化。发电企业直接受益于全国发电量纪录的不断刷新，一扫2010年第一季度全行业亏损的阴霾。然而在煤价高涨、电价上调悬而未决之下，发电企业却处于增收不增利的尴尬境地重工业用电量增速持续下降2010年6月底，酷暑之下，全国用电量和发电量持续攀升。根据国家电网统计数据，2010年7月5日，全国日发电量达到129.34亿千瓦，这一数据比2009年7月21日创造的历史纪录高出了6%。同时，国家电力调度通信中心副总工程师朱伟江公开表示，随着高温的持续，7月5日创下的历史纪录会不断刷新。“刚刚诞生的全国日发电量纪录应该在 7月6日、7日、8日连续被刷新，”广州一位国有电力企业高层表示，虽然国家电网没有公布这几日的发电量，但以华能集团7月8日公布发电量超过16亿千瓦，达到16.12亿千瓦，占当日全国发电量的12.3%推算，7月8日全国发电量为131.06亿千瓦，“我们的机组全天候满负荷运转，相信其他电厂也一样。”然而，对全国日发电量屡创新高的解读，却有更多不同的说法。根据国家电网初步统计数据，2010年6月份，全国发电量同比增幅略微超过15%，预计6月份全国发电量同比增速在15%左右。在众多研究机构眼中，全国发电量以及各行业用电量是经济增长与否最好的证明，“这比国家统计局公布的各种经济指标数据更有说服力，”广州一位电力行业研究员认为，2009年6月份正处于全球金融危机后的复苏初期，该月的全国发电量增速“由负转正”，因此国家电网公布的2010年6月份全国发电量同比数据没有参考价值，环比数据则更有说服力。“我们预估6月份发电量环比5月份将会略有下降，这也将是自2010年4月份以来，全国月度发电量增速连续第三个月环比下降”根据中电联统计数据，2010年5月，全社会累计用电量同比增长23.31%，其中第二产业累计用电量同比增长26.26%，重工业累计用电量同比增长28.92%。而在2010年1~4月份，重工业累计用电量同比增长幅度一直在 30%以上。“社会用电量增速在2010年3月份达到峰值，4月份以后连续下滑，其中重工业用电量增速下滑最为明显”，中银国际研究员胡文洲表示，这和国家经济机构调整、落实节能减排任务目标有莫大的关联，“钢铁、电解铝等高能耗行业持续受到政策调控，而以这些用电大户为主的重工业一直占社会用电量的 60%以上，随着经济结构调整和节能减排的继续执行，重工业用电量占比将会继续下滑”。“我们需要观察的就是，重工业用电量增速下滑的幅度以及是否会导致全国发电量环比下降，假如出现这种情况，那么则证实国内经济缺乏持续增长的动力。”前述广州宏观策略研究员表示。与其他行业不同，国内电力行业属于“政策市”，电价和煤价直接决定了电力企业盈利与否，在全国发电量持续高涨之下，电力企业的盈利却出现冰火两重天的状况。“大家都一样，煤价已经完全市场化，多少钱由市场决定，而电价则由国家决定，”前述广州某国有电企高层表示，电力企业的利润并非由自身决定，从追求利润角度来说，电力行业是没有竞争的，“行业利润率是固定的，发电机组的效率也基本一致，用电高峰期，即使亏损，国家也不允许停机。除了市场供需因素之外，如果说企业盈利需要拼‘内功'的话，我们电力企业的‘内功'就只能是财务状况，而与管理、营销等无关”。据统计，截至2010年7月8日，沪深A股55家电力行业上市公司中，共计13家公布了2010年上半年业绩预告。其中，扭亏、预增的只有4家，其余9家则持续亏损或业绩大幅下降黔源电力2010年上半年业绩预告亏损1.32亿~1.37亿元，成为这13家公司中亏损额度最多的公司。而桂东电力则已同比增长50%~80%，半年净利润超过6000万元，成为最盈利电企。除了这13家公司外，乐山电力则是55家电力行业上市公司中唯一公布2010年上半年业绩快报的公司：净利润 4073万元。发电量持续上涨，但是电力企业的盈利却不尽相同，财务成本的高低起了很大作用。统计数据显示，截至2009年年底，央企负债率前十名中，电力企业就占了五家。2010年2月份国内电力行业出现全行业亏损后，国资委综合局局长刘南昌将矛头直指电力企业的高负债。而除了央企五大电力集团外，一些地方国资的电力企业正是因为负债率低，而屡次在电力行业寒冬时取得不俗业绩。“第一季度拉低了电力企业2010年上半年的盈利”，前述广州电力行业研究员表示，沪深A股电力行业上市公司的2010年上半年可谓“冰火两重天”，前三个月全行业亏损，后三个月则基本盈利。以黔源电力为例，2010年第一季度净利润为-1.163亿元，其上半年净利润为-1.32亿元左右，证明在2010年第二季度亏损额仅为1600万元左右。“电力行业2010年半年报的另一个特点是——增收不增利”，前述广州电力行业研究员表示，煤价持续上涨侵蚀了电力企业在发电量持续上升中的利润。以乐山电力为例，其2010年上半年业绩快报显示，上半年营业收入为7.29亿元，同比增长67.11%，而利润总额为5654万元，同比增长仅仅7.87%自2010年6月下旬全国进入高温天气开始，沪深A股电力行业指数也筑底反弹。根据WIND统计数据，6月30日至7月5日，电力行业指数分别跑赢上证指数0.85个百分点，深证成指1.65个百分点。资金流向方面也显示出大单资金的快速涌入，从6月30日至7月5日的4个交易日电力行业大单资金呈净流入状态，这4个交易日大单资金累计流入量达29496.26万元