编者按
《中国能源报》15版特别推出的“专家有话说”栏目，针对目前行业内热议的话题，希望给行业专家提供畅所欲言的平台。
对发电行业来说，火电利用小时数和环渤海5500大卡动力煤价格是两个重要的利益衡量指标，一个代表发电量，一个代表生产成本。月初，中电联发布《2014年前三季度全国电力供需形势分析预测报告》称，预计全年火电设备利用小时4800小时左右，这是自2002年电改以来，火电利用小时第四次“跌破5000小时”。此外，自2012年煤炭市场反转为“买方市场”以来，环渤海动力煤价今年7月23日首次“跌破500元”大关。这两个“破五”是如何发生的?对发电行业有何影响?本期推出《“两个破五”：对发电行业意味着什么》一文，欢迎来稿讨论。
今年我国经济进入“新常态”，发电行业出现一个罕见的现象：火电机组利用小时“跌破5000小时”，环渤海5500大卡动力煤价“跌破500元”。作为电力人，不禁要问：这“两个破五”是如何发生的?对发电行业又意味着什么?
火电利用小时“破五”
发电量竞争空前激烈
据中电联统计，今年1-10月，全国发电设备平均利用小时3547小时，同比降低199小时，其中：火电3867小时，同比降低235小时。中电联预测，全年发电设备利用小时将降至4300小时左右，其中：火电4800小时左右，全年“跌破5000小时”只是时间问题。
2002年电改以来，火电利用小时“破五”并不多，2008、2009、2012年各一次，今年是第4次，但跌至4800小时尚属首次。这个利用小时数，不仅远低于2004年5991小时的最高水平，而且也低于前三次“破五”的平均水平(4905小时)。可以说，今年处于十二年来的“最低谷”。这是什么原因造成的?
社会用电需求下降是主因。2014年全社会用电量的增幅，几乎让所有的预测机构“大跌眼镜”。中电联年初预计增长7.0%左右。由于经济稳中趋缓、冶金等四大重点用电行业与东中部地区用电增速明显回落，以及气温偏低、上年基数较高等因素影响，今年实际用电增长将不到4%。
1-10月份，全国全社会用电量45484亿千瓦时，同比增长3.8%，增速比上年同期回落3.6%，其中：用电量增长最低的5个省份上海、湖南、山西、浙江、江苏分别为-3.9%、-0.1%、0.2%、0.9%、0.9%。区别于2013年“前低后高”的走势，今年前三季度，全社会用电量增速“逐季回落”，分别为5.4%、5.2%和1.4%。8月份，还出现了2009年6月份以来首次用电负增长(-1.5%)。
10月31日，中电联最新预测，2014年社会用电量增幅约为3.5-4%。这个增幅创出“历史新低”，远低于最高年份2003年15.3%的增长水平,也低于“十五”、“十一五”、“十二五”(前3年)13%、11.1%、8.35%的年均增长水平，甚至还低于金融危机最严重的2008年5.5%的增长水平。
水电增发是另一个重要原因。火电、水电的利用小时存在此消彼长的关系。由于节能调度，水电处于优先地位。丰水的2006年、2008年、2012年水电利用小时都比较高，都不同程度地挤占了火电利用小时。今年也是如此。1-10月，各类发电设备利用小时均下降，但水电受湖北、广西、贵州等省份来水增加，云南、四川水电装机增加，以及上年基数偏低等因素影响，成为“一枝独秀”，利用小时达到3103小时，同比增加227小时。全国规模以上水电厂发电量8127亿千瓦时，同比增长22.3%。其中，贵州增长112.8%、湖北增长67.2%，广西增长97.6%。
火电装机容量的持续增加，也是一个原因。尽管近年来火电占比有所下降，但绝对量仍在不断增加。中电联预估，全年新增火电装机4000万千瓦左右，到2014年底全国火电发电设备容量将达到8.85亿千瓦，占比66%。当然，火电开展大规模环保升级改造对利用小时也有一定影响。
煤价首次“破五”
电煤市场“熊市”特征明显
2012年初，煤炭市场反转为“买方市场”。环渤海5500大卡动力煤价格总共出现过“四次”快速下跌。第一次是2012年6、7月份，第二次是2013年7-9月份。前两次煤价快速下跌过后，均出现过不同程度的反弹回升。2013年第四季度，环渤海5500大卡动力煤价格一度曾快速反弹到631元/吨。
2014年，出现了第三次(1-3月份)、第四次(6-7月)快速下跌。进入今年1季度，两个多月时间煤价快速下跌至548元/吨，下跌83元,累计跌幅达13.2%。进入6、7月份，再度出现第四次快速下跌。7月23日，环渤海动力煤价近年来首次“跌破500元”大关。从5月28日的531元，连续13个报告期下跌，跌至478元。微涨至482元后，连续4个报告期持平。进入9月份，煤炭价格止跌趋稳。四季度，由于国家遏制煤矿超能力生产、进入传统用煤高峰期、大秦铁路检修、神华等大型煤企人为提价、起征进口煤关税等因素的影响，煤炭价格将出现“翘尾”。10月28日上涨至497元。进入11月初，重回“500元大关”，18日反弹至513元，比最低时478元上涨了7.3%。
纵观2014全年，煤炭市场需求不旺、产能过剩的矛盾依然突出。煤炭产业除延续前两年“库存居高不下、价格大幅下降、效益持续下滑”等特点外，还出现了近十年首次出现的新现象：“煤炭产量负增长，煤炭净进口负增长，煤炭全国消费负增长”。据统计，前三季度全国煤炭产量28.5亿吨、同比下降1.3%;煤炭净进口2.2亿吨、同比下降6.2%。全国煤炭消费30.3亿吨、同比下降1.2%，其中，发电耗煤14.7亿吨、下降1.8%。9月底全国重点电厂电煤库存8652万吨、可用29天，处于正常偏高水平。
造成2014年煤炭市场量价齐跌、“熊市”特征明显，是多种因素综合作用的结果。环境约束，新能源发展迅速，天然气供应增加，去煤化力度加大，再加煤炭需求下滑，电力耗煤下降，进口煤冲击，产能过剩态势延续，都是影响因素。
一喜一忧
决定盈亏
“两个破五”对发电行业意味着“一喜一忧”，互相交织，共同影响甚至决定着行业的盈亏格局，可谓“关键因素、举足轻重”。
火电机组利用小时“跌破5000小时”，意味着电力产能过剩，发电量的减少和营业收入的下降，也意味着发电量市场竞争加剧，经营环境的严峻。由于今年新增用电量有限，通过增发电量增加营业收入困难很大。为了减少火电、风电、核电利用小时下降的影响，保证电量、收入的稳定，一些发电企业不得不通过新增装机扩大市场份额，同时跑省经信委、跑电网调度，充分利用火电边际贡献较高的机遇，争抢电量计划，发电量竞争空前激烈。
相反，环渤海5500大卡动力煤价“跌破500元”，则意味着煤炭市场持续低迷，对以火电为主的发电行业来讲，属于“重大利好”。燃料采购不同于三年前的“卖方市场”，普遍出现“量足、质好、价低”的特征，特别是2014年煤价两轮的快速下跌，致使火电企业燃料成本大幅下降，发电煤耗进一步降低，成为今年发电行业经营业绩创出“历史新高”、进入电改以来“最好时期”的最重要原因。据某发电集团分析，1-10月份存量火电企业煤折标煤单价同比下降59元/吨;综合供电煤耗同比下降2.3克/千瓦时，共计降本增收53亿元。截止10月底，五大发电集团无论是利润总额、净利润、EVA值，还是净资产收益率、销售利润率、保值增值率，创成立以来历史最好水平。五大发电集团实现利润总额达到737亿元，已基本接近2013年的利润总额，预计全年有可能突破1000亿元。
当然，煤价超跌对发电集团的影响也是“双刃剑”：自产煤板块普遍出现亏损，“电盈煤亏”格局，更趋严重。不过，由于自产煤板块在发电行业占比很小，对盈亏总盘子冲击并不大。
“两个破五”是近年来发电行业出现的新情况、新动向，也是决定盈亏格局的两个关键因素，我们必须高度关注，认真应对。
针对火电机组利用小时“跌破5000小时”，各发电企业要有清醒的认识，有可能成为新常态，要通过降本增效、发展大型高效火电机组增强竞争能力。同时，要遵循市场规律，继续由规模扩张型向质量效益型转变，紧紧把握能源行业低碳、清洁发展的主流，重点在调整结构、节能减排、技术创新、提高效益上下功夫，将电源结构调整重点放在提高清洁能源比重和大型高效机组比重上，防止盲目扩张、无序竞争、产能过剩、效益下降现象的出现。
针对环渤海5500大卡动力煤价“跌破500元”，各发电企业要密切关注煤炭市场的变化，及时调整煤炭采购策略，围绕外购煤“谁买得值”开展对标，充分利用低价煤的优势，增加火电的边际贡献;围绕自产煤“谁卖得好”建立营销体系，按照市场化和同等优先的原则，实现内部“煤电互保”，减少亏损;调整煤电一体化发展方针，推动新一轮煤矿的兼并重组，由粗放向集约高效精细化发展，既要安全绿色高效开采、建设智慧矿山，又要重视煤炭绿色清洁利用。(作者系中国华电集团公司企管法律部主任)
