中国能源界的2008年：冰与火的二重奏

    据悉，中国煤炭现货价格当前已跌至近六个月低位。秦皇岛港目前发热量5800千卡/千克的煤炭价格按周回落14%，报640到660元一吨，较7月份的历史高位回落40%。

    对于2009年我国煤炭市场的走势，业内人士较为一致的看法是将不会出现像2008年这样的大起大落。平安证券煤炭行业高级分析师陈亮认为，2009年国内综合煤价将处于下行通道，但是不排除出现短期反弹的可能性。“GDP是过去10年中国煤价的先行指标。1997年至2007年，中国国内煤价变动比GDP变动滞后1年，第2年的煤价变化与上年GDP增速变化趋势(上涨或下跌的方向)基本一致。”陈亮判断，2009年煤价可能会回归2007年水平。

    电力：最为艰难的一年

    煤炭价格由一路上涨到急转直下，可谓经历了冷热交加的戏剧性变化；作为煤炭行业的下游，电力在2008年短短两三个月间便经历了更加戏剧性的转变。

    7月31日，国家能源局在委托中国电力企业联合会审核后，正式向外界宣布：我国发电装机容量已于2007年底达到7亿千瓦。然而就在此时，发电装机容量迅猛增长的同时，相当一部分火力发电机组却因煤炭价格的难以承受而缺煤停机，阔别已久的大面积“电荒”突如其来。

    8月5日，来自国家电网公司的数据显示，国家电网公司区域内直调电厂存煤3358万吨，可用10至11天。当日存煤低于7天警戒线的电厂219座，占区域内电厂40%左右，其中存煤量低于3天的电厂87座，缺煤停机机组71台。

    来自华中电网公司的数据显示，7月30日，全网电煤库存只有615万吨，仅为去年同期的一半。山东，这个持续18年实现电网安全运行的电力大省，在2008年的夏季却陷入了近10年来最大的“电荒”，全省多次被迫大范围拉闸限电。

    然而，与“电荒”相伴而生的却是上半年我国全社会用电量增速同比回落的消息。而且随着全球金融危机对我国实体经济影响的逐步显现，电力需求增速回落的消息最终在今年10月份演变成为全社会用电量的首度负增长。

    工信部数据表明，2008年10月份发电量同比下降4%。电力专家分析，第二产业用电需求增速下降，特别是化工、建材、冶金、有色金属这四大高耗能行业增速放缓是导致发电量下降的主要原因，另外，受国际金融风暴影响，我国出口贸易受阻，珠江三角洲和长江三角洲大批工厂不得不减产停工，一些工厂纷纷倒闭，电力需求由此相应减少。

    “年初的冰雪灾害已经使得电力行业遭受重创，此后就在煤炭价格居高不下的情况下，为了完成政府下达的‘保电’任务，很多电厂一边亏损一边发电，到了九、十月份，由于用电需求的急剧下降，很多电厂又不得不减产停机，今年电厂的日子着实困难。”一位火电厂负责人说，煤炭价格不断上涨，电力价格却由政府统一制定，特别是在今年上半年，面对通货膨胀的压力，电力价格一直没能上调，发电企业陷入全行业亏损。

    这位负责人不久前给记者算了一笔账。该企业每度电的煤炭成本是0.3元，而上网电价平均是0.335元，今年下半年政府两次上调电价后，上网电价也刚超过0.36元，除去煤炭成本以外，该企业还要负担节能减排的设备改造成本以及不容忽视的财务成本。他说：“2008年是电力企业最为艰难的一年。而这样的艰难也许仅仅是个开始。”

    来自中国电力企业联合会的信息显示，由于2008年以来国内经济形势发生重大变化，发电企业生产经营受到了前所未有的挑战和严峻考验，均出现集团性亏损，火电企业亏损面达90%，为历史最困难时期，各集团因巨亏导致财务状况迅速恶化。

    数据显示，今年1至10月五大电力集团共亏损268.36亿元，其中，华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团和中国电力投资集团分别亏损34.07亿元、59.65亿元、60.71亿元、65.46亿元、48.47亿元。在资产负债率方面，五大电力集团在140多家央企里面排名后五位。

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