一邊是持續走低的煤炭價格，另一邊是萎縮的用電需求，火電企業的日子并不好過，不少企業正陷入有電發不出來的困境中。如果經濟增速繼續放緩，全社會用電需求下降的局面不改變，南方水電的滿發還將擠占火電企業的銷售空間，火電行業或將持續上半年有電發不出的郁悶日子。

面對傳說的低價煤，火電企業哭笑不得

“由于電力需求下降，我們有裝機但卻不能發電。”一位企業老總說。

中電聯的數據顯示，受經濟增速放緩的影響，全國全社會用電需求下降，加之水電滿發，擠占火電市場空間，火電企業發電量下降，部分省市的一些火電廠干脆停工。分析人士說，沒有發電量和開工，煤炭價格這次持續下跌對火電企業利好有限。廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強認為，火電行業至少存在地區性的產能過剩，比如西北、東北，當地的火電設備利用小時數比較低，雖然這算是一種比較正常的現象，“但讓人郁悶的是火電投資近年來的大幅度下降。”

而據中電聯的統計報告指出，雖然今年初以來尤其是6月份以來，沿海下水市場煤價下降較多，但煤電企業重點合同煤炭價格的上升幅度很多都超過了國家監管規定的5%，加上坑口煤和內陸煤價降幅相對較小，五大發電集團實際到場標煤價格同比下降幅度較小。

電煤消耗持續下降。以浙江為例：7月份，統調電廠電煤消耗745.2萬噸，同比下降7.8 %，降幅比上月縮小2個百分點，環比增長24.2%。截至7月底，省統調燃煤電廠庫存321.6萬噸，平均可用13天左右。

受盈利欠佳影響，投資火電熱情降溫

中電聯的數據顯示， 2009年電力基礎設施建設達到一個階段性的投資高峰后，此后速度便趨于緩慢，火電項目投資、設備利用小時數、開工率、發電量等一系列的指標都成下降態勢。

林伯強強調，雖然火電投資應該逐漸下降，但應當警惕目前這種快速的下降。他解釋，火電投資下降，在經濟增速放緩的今年可能影響不大，但是如果下降繼續持續，在幾年后經濟高速發展，全社會用電量大幅度上升時，由于火電裝機量不足，將會引發大面積“電荒”。

水電滿發，對火電雪上加霜

市場分析人士判斷，7~10月是雨水集中季，這將會是水力發電的黃金時節，水電將大幅度擠占火電盈利空間，火電企業和水電企業“不相容”的局面將繼續上演。種種跡象顯示，受到中國經濟增速放緩以及水電滿發影響，火電企業下半年以來形勢更加嚴峻，發電量和售電量都持續下降，企業經營狀況堪憂。中投顧問能源行業研究員宛學智建議，火電企業應當控制新項目的上馬，減少新機組的投產，提高發電效率，同時優化產業結構，增強自身的盈利能力。通過多方面調整擺脫持續低迷的局面。

林伯強建議增加火電項目投資，在“電荒”出現前做好準備。“而這需要政府對火電投資適當引導，畢竟現在火電企業連年虧損，民間資本投資興趣有限。”宛學智認為雖然目前“水上火下”的格局，有利于我國逐步擺脫長期嚴重依賴火電的狀況，增加水電在整個電力構成中所占比重，從而合理優化能源結構，保障我國電力供給。但這種局面會隨著經濟強勢復蘇，電力需求暴漲的到來而消失。

發改委或年底前批準電煤價格并軌

近日獲悉，目前國家發改委正在就電煤價格并軌方案征求意見，電煤價格并軌方案有望在年底之前公布。

在此次征求意見稿中，有三個主要變化：其一，取消電煤重點合同，用中長期合同取代之，中長期合同期限在2年以上，國家發改委為此將專門出臺一個 《煤炭中長期合同管理辦法》；其二，中長期合同價由煤電供需雙方協商確定，即國家不設置前置性基礎價格，價格由企業自主協商；其三，電煤價格改革有一整套方案，除了電煤并軌機制外，鐵路運輸和電價也有配套措施。

在這些變化中，中長期合同價由煤電供需雙方協商確定，可謂影響深遠，一旦實行將意味著電煤并軌真正實現市場化。不過針對這一條是否屬實市場分析人士說法不一，記者暫時也未能得到官方權威證實。

此前的說法是，自2013年煤炭產運需銜接方案起，重點電煤合同將過渡到2至5年中長期合同，中長期電煤合同由供需雙方按基準價加自動調整方式定價，其中基準價由發改委確定。

不過按照現在的說法，發改委將不會再牽扯其中，完全由市場決定。對此林伯強表示，贊同更加市場化的并軌方案。“之前意見的第一稿是不被看好的，因為如果交由政府部門來定基準價，那就跟并軌之前沒有太大的差別。真正的并軌就是應該放開由市場來決定。”

長期以來，我國在煤炭供應方面實行雙軌制，也就是計劃煤跟市場煤雙軌運行。前者就是在國家的計劃指導下進行生產和銷售，由煤炭供需運三方一起簽訂合同，其價格受政府管制，明顯低于市場價。

由于電煤價格并軌剛剛起步，其中還有很多其他配套改革措施需要頒布，所以后續還有諸如《煤炭中長期合同管理辦法》等規定的出臺。不過當前電煤價格并軌的條件已經基本成熟，在煤炭供應進入到相對的寬松期之后，發電企業的成本已經基本可控。

據悉，該方案的最終出臺還要等國務院批準。

煤炭行業進入買方節奏

與往年“一煤難求”不同的是，伴隨著煤炭價格持續走低，煤炭企業及沿海港口庫存壓力一度激增。

“方案出臺以后，就需要看市場供需的情況，目前的情況對電力企業更為有利，因為煤炭市場有點供過于求，所以電力企業在談判桌上的籌碼更多一些。” 中銀國際煤炭行業研究員劉志成同時表示，即使沒有新方案出臺，在業內人士看來，煤炭行業的好日子也是一去不復返，煤價上漲動能不足。

5月以來，國內煤炭價格下跌趨勢明顯，環渤海動力煤綜合平均價格由今年5月初的786點下跌至631點，目前在630點左右震蕩。

劉志成在接受記者采訪時稱，“近期煤炭價格反彈和部分企業減產有關系，煤炭價格已經跌破了有些企業的成本線。短期如果煤價反彈，關停的產能還會恢復，這本身對煤炭價格就是一種打壓。而從長遠看，過去煤炭供給不足與運力不足有極大關系，未來幾年幾條重要鐵路建成，以及新煤礦建成，都會促使煤炭供應過剩。”

一方面是煤炭供給過剩，另一方面則是電廠的需求增速有所放緩。資料顯示，2012年1～8月，全國累計用電量同比增長5.1%，但是增幅較去年同期放緩6.8%，增長繼續放緩，8月份用電增速較7月份回落0.9%，并處于歷史低位。

東莞證券認為，在用電需求增長乏力導致電煤需求銳減，以及國際電煤價格的沖擊造成國內煤炭庫存的高位徘徊，使得電煤價格不可避免的大幅回落。“不過，目前還有一種擔憂，煤炭價格跌下來了，電廠盈利變好，電價會不會下調呢？”劉志成強調。

特高壓電網仍是救治電荒良藥

盡管存在不同聲音，特高壓電網在今日之中國，仍不失為救治電荒的最好良藥之一。在電荒即將成為一種常態的趨勢下，特高壓有理由發揮它的功效，并獲得提速。因為，從優化資源配置來看，以目前已經投運的晉東南—南陽—荊門1000千伏特高壓試驗示范工程為例，每天可送電200萬千瓦，改造后能達到500萬千瓦，這相當于每天從山西往湖北輸送原煤2.5萬～6萬噸，無疑是為湖北“送”來了一座葛洲壩（600068）電站。

從經濟效益看，目前西部、北部地區電煤價格為200元/噸標準煤。將煤炭從當地裝車，經過公路、鐵路運輸到秦皇島港，再通過海運、公路運輸到華東地區，電煤價格則增至1000多元/噸標準煤。折算后每千瓦時電僅燃料成本就達到0.3元左右。而在煤炭產區建坑口電站，燃料成本僅0.09元/千瓦時。坑口電站的電力通過特高壓輸送到中東部負荷中心，除去輸電環節的費用后，到網電價仍低于當地煤電平均上網電價0.06～0.13元/千瓦時。

此外，特高壓更是解決清潔能源發電大范圍消納的必要支撐。事實上，我國風電主要集中在“三北”地區，當地消納空間非常有限。據測算，如果風電僅在省內消納，2020年全國可開發的風電規模約5000萬千瓦。而通過特高壓跨區聯網輸送擴大清潔能源的消納能力，全國風電開發規模則可達1億千瓦以上。

盡管如此，國務院高層對特高壓的態度仍然謹慎，對特高壓項目的審批依然沒有放開閘門。雖然，國家能源局也于近日明確指出，電網企業要科學制定和靈活調整電網運行方式，強化統一調度，組織好跨區、跨省輸電，提高常態下資源合理配置和緊急狀態下相互支援能力。雖然，國家電網公司早已做好規劃，計劃“十二五”期間在華北、華中、華東建設特高壓同步電網，形成“三縱三橫一環網”，以實現資源和效率的最佳配置。