2010年，在党中央、国务院的坚强领导下，我国经济进一步巩固和扩大了应对国际金融危机冲击的成果，实现回升向好后的平稳较快发展。能源行业加快转变发展方式，加大结构调整力度，供应保障能力进一步增强，较好地支撑了经济社会发展对能源的需求。2011年是“十二五”开局之年，能源经济将保持平稳发展态势，能源生产持续增长，在资源环境、节能减排目标约束下，能源需求增速稳中有降，市场供需总体平衡。
一、2010年能源供需形势及特点
2010年全国GDP实现了10.3%的增长，增幅比上年加快1.1个百分点，接近1978-2009年平均9.9%的长期增长趋势线，延续了平稳较快增长的发展态势。受宏观经济拉动，能源经济回升向好态势不断巩固，供应保障能力进一步增强，能源消费持续回升，全年能源运行总体保持平稳。
（一）煤炭产销快速增长，价格波动中调整
2010年全国煤炭产销两旺。铁路运煤干线加快扩能改造，煤炭调运能力显著增强，全年煤炭运量累计完成20亿吨，比上年增长14.2%；主要中转港口煤炭发运量5.6亿吨，增长21.5%。年末全国重点发电企业煤炭库存5607万吨，可用天数15天，基本处于正常水平。2010年国际煤炭市场需求相对疲软、价格走低，东南沿海电厂加大海外采购力度，带动全国煤炭进口大幅增长，全年累计净进口煤炭1.46亿吨，增长40.9%。 1、煤炭价格阶段性波动特征明显。2010年全国煤炭价格呈“W型”走势。年初极端低温天气带动取暖负荷大幅上升、火电量快速增长，加之枯水期水电减发，煤炭需求旺盛，价格处于较高水平，秦皇岛港5500大卡煤炭价格805元/吨左右。春节过后气温回升，煤炭需求和价格逐渐回落，3月下旬降至年内最低675元/吨左右。二季度，工矿企业生产持续复苏、高载能行业用能快速增加，西南地区干旱、火电满负荷运行，加之发电企业提前储煤迎峰度夏，拉动煤炭需求“淡季不淡”，5月份秦皇岛港5500大卡煤价升至760元/吨。迎峰度夏期间，水电满发，重点发电企业库存充裕，煤炭消费 “旺季不旺”，价格回落至720元/吨左右。10月下旬以来，受国际能源价格上涨和我国冬储煤在即等因素影响，国内煤炭价格快速上涨，11月底达到807元/吨，恢复至年初水平。
2、行业管理部门加强宏观调控，稳定市场煤价。入冬以后，冬储煤需求增加，全国大范围强低温天气推升取暖用煤需求，12月下旬，全国日均火电发电量达到107亿千瓦时，创年内新高，旺盛的市场需求促使煤炭价格在高位运行，电力企业存煤积极性下降。为保持国民经济平稳运行，国家能源局召开座谈会要求煤炭企业在保证安全的前提下，确保迎峰度冬期间的煤炭供应；各地煤炭行业管理部门要会同价格管理部门联手打击囤煤惜售、恶意炒作行为，不得干预煤炭外运，
保持良好的市场流通秩序；督促电力、煤炭企业做好2011年度电煤衔接，订立长期供货协议。在有关各方积极配合下，煤价趋于稳定，电煤价格适当下降。12月底，秦皇岛港5500大卡煤炭价格为775元/吨，比11月底下降30元/吨。
（二）电力供应能力不断增强，需求增速逐步回落
1、电力供应持续增长。2010年全国新增发电装机9127万千瓦，其中，水电1661万千瓦，火电5872万千瓦，核电174万千瓦，风电1399万千瓦。截至2010年底，全国发电装机累计达到9.6亿千瓦，其中，水电2.1亿千瓦，火电7亿千瓦，核电1080万千瓦，风电3107万千瓦。全年累计发电量4.14万亿千瓦时，比上年增长13.3%。全国发电设备累计平均利用小时达到4660小时，比上年增加114小时，是2005年以来发电设备利用小时持续下降后的首次回升。其中，水电3429小时，比上年提高101小时；火电5031小时，提高166小时；核电7924小时，提高208小时；风电2097小时，提高20小时。
2、电力需求增速前高后低。2010年全社会用电量累计达4.19万亿千瓦时，比上年增长14.6%。受上年基数和节能减排力度加大影响，增速前高后低，逐季回落。一季度受宏观经济回升向好拉动，用电量延续了2009年四季度以来快速增长势头，工业特别是重工业仍然是全社会用电量快速增长的主要拉动力量。二季度国家加大宏观调控力度，用电量增速开始回稳。三季度，随着宏观调控措施效果的进一步显现，钢铁、化工、建材、有色四大行业用电量开始回落，拉动第二产业用电量占全社会用电量比重下降。迎峰度夏期间，全国降温负荷迅速攀升，第三产业和居民生活用电增长较快，成为全社会用电量增长的主要拉动力量。进入四季度，各地节能减排力度加大，重工业用电增速快速回落。11月份四大主要用电行业累计用电量1086亿千瓦时，同比下降1.8%，一年来增速首次转负，比全社会用电增速低5.7个百分点，处于多年较低水平。
3、迎峰度冬期间，华中、西南部分省市电力供应偏紧。进入12月份，各地“十一五”节能减排任务基本完成，前期受到抑制的煤炭和电力需求一定程度上得到释放；强低温天气覆盖全国大部分地区，取暖负荷大幅上升，电煤库存持续下降；与此同时，煤炭价格相对高企，中、西部地区的火电企业亏损加剧，电厂存煤积极性下降。12月31日，重点发电企业煤炭库存可用天数降至15天，远低于10月底21天的水平。由于电厂存煤下降较快，河南、湖北、湖南、江西、重庆和陕西等省先后采取有序用电或拉闸限电措施。
（三）成品油消费增长较快，四季度柴油出现时段性短缺
2010年原油产量稳步增长，首次突破2亿吨，比上年增长6.9%，为近年来最高增速。原油进口2.39亿吨，增长17.5%。原油加工量达4.23亿吨，增长13.4%，创十年来最高增速。全年汽油产量7675万吨，增长5.1%；煤油1715万吨，增长15.3%；柴油1.59亿吨，增长12%。全年石油表观消费量4.49亿吨，增长12.3%。 2010年国际油价震荡上扬，前三个季度基本在70-85美元/桶间波动，11月以来，在发达国家 “二次政策刺激”，特别是美国第二轮量化宽松政策影响下，国际油价强势上扬，年末达到92美元/桶，创26
个月以来新高。国内成品油价格三次调升、一次调降，成品油消费持续回暖，从三季度开始，已恢复至金融危机前水平。受宏观经济拉动，柴油消费大幅增长。全年汽车销量突破1800万辆，比上年增长32.4%，是汽油消费平稳增长的主要拉动力量。世博会、亚运会带动旅游消费持续升温，加之商务出行活跃，航空煤油消费保持旺盛需求。
进入四季度，三秋农忙用油增多，部分地方为完成“十一五”节能减排任务，用电量一定程度受到抑制，一些地方启用柴油发电，放大了社会正常用油需求，10—11月，江苏、湖北、湖南等地柴油供应偏紧。在国家发改委和国家能源局积极协调下，石油企业采取了增加进口、调整加工量、加强运输调度等措施，有效增加了国内市场供应。进入12月份，柴油市场供求秩序恢复平稳，库存逐渐回升。 （四）天然气消费快速增长，冬季用气高峰平稳度过
2010年全国天然气产量达到944.8亿立方米，比上年增长12.1%。进口LNG 934万吨，增长75%；首次进口管道气44亿立方米。非常规天然气开发取得积极进展，煤层气利用量36亿立方米，增长42.3%。天然气市场规模快速扩张，主要消费地向中东部经济发达地区集中。全年天然气表观消费量预计将达1100亿立方米，比上年增长20.4%。 为防止2009年冬季的“气荒”重演，国家发改委、能源局提前制定应对预案。从三季度开始主动协调油气企业，一方面加大天然气增储上产，鼓励开展天然气储备；另一方面加大LNG现货采购，补充国内缺口；同时，调整检修计划，加快天然气主干管网的投运进度，市场资源供应量得到有效保障。在有关各方的共同努力下，2010年冬季全国没有出现“气荒”现象。
二、2010年能源行业的新进展
2010年，在努力构建安全稳定经济清洁现代能源产业体系目标的指引下，能源行业加快转变发展方式，着力优化能源结构，注重保障民生，不断增强保障能力。
（一）能源发展方式加快转变，结构调整力度加大
一是稳步推进大型煤炭基地建设。鼓励开发、建设大型现代化煤矿，严格限制新建小煤矿。国家规划的14个大型煤炭基地有12个产量超过亿吨，总产量28亿吨。二是煤矿企业兼并重组取得成效。2010年国务院印发了《关于加快推进煤矿企业兼并重组的若干意见》（国办发〔2010〕46号），明确要求打破地域、行业和所有制限制，鼓励各类所有制煤矿企业以产权为纽带、以股份制为主要形式进行兼并重组。山西省矿井个数由2598处减少到1053处，内蒙古和宁夏联手打造宁东—上海庙国家级能源化工基地，河南、贵州、山东等省推进煤矿企业强强联合。形成了神华、中煤、同煤、山西焦煤和陕西煤化5家亿吨级特大型煤炭生产企业，淮南矿业等9家年产量在5000万吨以上的企业，千万吨以上煤炭企业集团超过50家，产量达到17.3亿吨。三是加大力度关闭小煤矿。国家发改委、国家能源局等4部门联合发布《关于进一步淘汰煤矿落后产能推进煤矿整顿关闭工作的通知》，2010年，全国关闭小煤矿1693处，淘汰落后产能1.55亿吨。目前全国年产30万吨以下小煤矿已减少到1万处以内。四是推进电力工业“上大压小”。2010年关停小火电1100万千瓦，“十一五”期间累计
关停小火电7210万千瓦。全国在役火电机组中，30万千瓦及以上机组比重提高到70%以上，其中60万千瓦及以上清洁机组占33%，年底全国在运百万千瓦超超临界火电机组达到33台，在建11台。2010年全国平均供电煤耗335克/千瓦时，比上年下降5克/千瓦时。 （二）清洁能源加快发展，能源结构不断优化
2010年全国电源工程建设完成投资3641亿元，其中，水电791亿元，火电1311亿元，核电629亿元，风电891亿元。非化石能源建设投资占电源建设总投资的比重达到63.5%，比上年提高4.8个百分点。云南小湾、四川瀑布沟、青海拉西瓦、贵州构皮滩等一批水电项目陆续投产。截至2010年底，全国水电总装机超过2.1亿千瓦，占电力总装机的22%，水电在能源结构调整中的作用更加突出。2010年秦山二期三号机组和岭澳核电站三号机组投产，结束了核电3年没有新增装机的局面，总装机达到1080万千瓦，核电在建机组28台3097万千瓦，在建规模世界第一。2010年风电新增并网装机1399万千瓦，累计并网装机3107万千瓦，装机规模仅次于美国，居全球第二，全年发电量501亿千瓦时，比上年增长81.4%。2010年太阳能发电新增装机40万千瓦，累计装机达到70万千瓦。至2010年底，非化石能源装机比重合计占26.5%，比上年提高1.1个百分点，累计发电量7862亿千瓦时，按发电煤耗折算约合2.63亿吨标准煤。
（三）扎实开展保障民生工程，城乡用能结构加快升级
一是改善城镇居民用能条件。至2010年底，全国除西藏外，其余30个省区市全部用上了天然气。初步实现长三角、京津唐等重点用气地区多气源灵活调度，弥补了华北和华东地区大中型城市用气缺口。在北方高寒地区大中城市因地制宜建设热电联产机组，解决城市人口供暖问题。二是加快农村能源建设。2010年启动了新一轮农村电网改造工程，共安排中央投资计划651亿元，其中中央预算内资金120亿元；安排无电地区电力建设工程中央投资计划29亿元，其中中央预算内资金12亿元。计划用3年时间对未改造农网进行全面改造，对已改造过的进行升级改造，基本解决农业生产用电突出问题；逐步理顺农村电力管理体制，实现城乡各类用电同价目标。三是积极支持边疆地区能源建设。加快项目核准，扩大中央资金政策惠及范围，解决新疆偏远农牧区基本用电问题。实现了新疆电网与西北750千伏主网互联，打通了新疆电力外送通道。北疆三条天然气管线陆续建成，启动了南疆天然气利民工程，南疆三地州25个市县人口集中地区居民生活用气问题两三年内将得到解决。组织建设西藏拉萨和阿里应急燃油机组，缓解西藏电力供应紧张；开工建设青藏联网工程，西藏电网不再孤网运行；西藏农村“户户通电”工程全面竣工，解决了西藏主电网覆盖的全部32个县、17万户、76万人的用电问题。
（四）能源储备和输送通道建设加快，应急保障能力进一步增强 国家石油储备一期工程顺利完成收储，二期项目启动实施，一批商业石油储备基地陆续建成投运，2010年底库容达到2650万立方米。建成大港等3个储气库群，总工作气量 13.9亿立方米；启动华北油田、辽河油田等10个储气库建设，总库容244亿立方米。江苏等5个LNG接收站加快建设，一期规模1550万吨/年。涩宁兰复线、川气东送、
陕京三线、榆济线、西气东输二线东段工程中卫——黄陂段等一批天然气骨干管道工程相继投运，有效弥补了冬季用气缺口。区域电网互连互通进程加快，大范围资源优化配置能力明显增强。至2010年底，西电东送北、中、南三个通道的输送能力超过6900万千瓦。投产了一大批跨区跨省的输变电工程，如西北宝鸡—四川德阳直流联网工程、山西晋东南—湖北荆门1000千伏交流试验示范工程，云南—广东、向家坝—上海、呼伦贝尔—辽宁直流输电工程等。
2010年，我国自然灾害多发，能源战线靠前指挥，加强供需衔接和调度，积极投身受灾地区灾后重建工作。青海玉树地震后第４天即全面实现了应急供电保障；甘肃舟曲泥石流灾害发生后第13天，舟曲县城用电恢复正常。上海世博会和广州亚运会期间，加大跨区电网送电力度，全面实施供电保障方案，能源应急保障能力经受住了考验。 三、2011年能源经济形势展望
当前，我国经济发展处于由回升向好向稳定增长转变的关键时期，存在一些有利条件，也面临一些不利因素。2011年是“十二五”开局之年，能源经济平稳发展对于我国巩固和扩大应对国际金融危机冲击成果，在新的起点上实现更好发展具有十分重要的意义。 （一）2011年能源发展面临的国内外环境
目前世界经济已步入本轮危机后的缓慢上升通道，2011年有望延续复苏态势，但由于尚未进入稳定增长的良性循环，世界经济复苏之路艰难曲折，我发展的外部环境面临诸多不确定因素。
国际方面。一是2011年全球经济增速将低于2010年。2010年底，OECD国家应对金融危机的救助和刺激计划相继结束，各主要经济体经济复苏仍显乏力，新兴经济体市场空间潜力巨大，各国政府有意识地拉动内需，成为世界经济复苏的主要拉动力量。联合国、国际货币基金组织、世界银行等机构普遍预测，2011年世界经济增长将低于2010年，主要发达经济体将陷入低速增长或“停滞”状态。国际货币基金组织预测2011年世界经济增长4.2%，比2010年回落0.6个百分点，其中，发达经济体增长2.2%，回落0.5个百分点；新兴经济体将继续保持较快增长，增速为6.4%，回落0.7个百分点。二是新兴经济体“高增长”的同时，也面临着“高通胀”的风险。为尽快走出低速增长，发达国家已着手采用“二次政策刺激”，美国启动了第二轮量化宽松政策，日本央行推出5万亿日元的金融资产购买计划。欧美等发达国家向金融市场注入大量资金，通过硬通货的优势地位转移并释放了自身的通胀压力，却给发展中国家带来输入型通胀压力。三是国际市场的争夺将更加激烈。受复苏不均衡、有效需求不足等因素影响，发达国家对出口市场的依赖进一步增强。新兴经济体内需扩张虽在一定程度上弥补了外需疲弱，但经济增长仍靠内外需双轮驱动，对来自发达市场的需求依赖仍较大，国际市场的争夺将更加激烈，贸易摩擦、汇率争端和政策冲突将明显升温，金融市场、货币市场和商品市场加剧波动。
国内方面。2011年是“十二五”开局之年，“十二五”规划的实施将给经济发展注入新的活力，我国将实施积极的财政政策、稳健的货币政策，进一步加快转变发展方式、推进经济结构战略性调整。一
方面，节能环保、新能源、新材料和新能源汽车等战略新兴产业发展规划的全面启动，将催生一批新的产业增长点。近两年出台的一系列促进区域经济协调发展的政策，将带动各地区经济实现较快增长。新“非公36条”政策全面落实，将引导和激发民间投资的热情。保障性住房建设规模进一步扩大，社会保障体系不断健全。国民收入分配改革不断推进，劳动者收入持续提高，消费市场有望继续保持繁荣活跃。另一方面，美元贬值刺激国际大宗商品价格上扬，我输入型通胀压力增大，2010年四季度至今央行已连续四次上调存款准备金率，两次上调利率。2011年的宏观经济政策将更加审慎、灵活，国家将合理调控信贷投放量和加强地方政府性债务管理，强化节能减排和应对气侯变化，盲目上项目的冲动将得到有效抑制，固定资产投资增速将比2010年有所回落。
总体上，我国仍处于工业化、城市化加速发展阶段，处于全面建设小康社会的关键时期，我国的政治优势，市场潜力，科技创新能力，企业竞争力以及资金、劳动力等要素组合的综合优势不断提升，有利于我们抓住和用好重要战略机遇期，保持经济长期平稳较快发展。 （二）2011年能源经济走势
受宏观经济拉动，2011年我国能源需求将稳中有升，但增速趋降。 1、煤炭
2011年山西、内蒙古等主要产煤省区将进入产能集中释放期，包西、太中银等多条铁路运输通道的投运和改造，将加快陕西北部、内蒙古西部煤炭产能的释放。国际市场上，澳大利亚、印尼、南非、哥伦比亚、俄罗斯等产煤国家产量增加，将继续增加对我出口份额。全年煤炭消费仍将保持适度增长，但受宏观调控政策，特别是可再生能源发展目标和“十二五”节能减排任务分工影响，需求增速将有所放缓。全年煤炭供需总体平衡趋于宽松。一季度受持续大范围低温天气影响，全社会取暖用煤将保持旺盛需求，煤炭价格大体维持2010年底水平。
2、电力
2011年是“十二五”开局之年，各地发展的积极性普遍较高，与2010年下半年电力消费受到抑制相比，2011年主要用能行业电力需求将出现一定反弹。随着新一轮农网改造工程的实施以及农村家电产品普及率的提高，农村生产生活用电也将较快增长。但在加强宏观调控和促进节能减排的背景下，盲目铺摊子、上项目的冲动将得到有效抑制。2011年电力需求将保持平稳增长，预计全社会用电量将达4.5万亿千瓦时左右，比2010年增长9%左右；新增电力装机8000万千瓦，年底累计装机达到10.4亿千瓦，电力供应能力进一步增强；全年全口径发电设备平均利用小时数将达4700小时左右。全年电力供需总体平衡，但部分地区高峰时段仍有可能出现一定的电力缺口。 3、成品油
经过前两年销售量井喷式增长后，2011年汽车产销增速将逐渐回落。考虑到单车油耗下降和城市治堵措施等因素，全年汽油消费增幅将有所减缓。“十二五”时期，民用航空建设步伐将加快，2011年航空煤油消费仍将较快增长。受工农业生产、基建和物流运输业的拉动，
柴油消费将保持平稳增长。当前受煤、电价格机制影响，电企存煤积极性下降，1月份以来已有部分省市拉闸限电，如大范围强低温天气持续时间较长，下游用户以油代煤发电可能性增加，将拉升一季度的柴油需求。
4、天然气
随着地区性输气管网加快建设，城乡居民用能结构不断改善，天然气消费将继续保持快速增长，2011年消费量有望达到1300亿立方米，比上年增长约20%。天然气消费区域将进一步扩大，产地及周边、环渤海、长三角和东南沿海经济发达地区将成为最主要的消费区域，消费结构继续向多元化发展。预计全年天然气产量将接近1100亿立方米，增长16%。
5、新能源和可再生能源
2011年，可再生能源发展“十二五”规划全面实施，七个战略新兴产业发展规划全面启动，新能源和可再生能源迎来新的发展机遇期。水电重点流域开发力度继续加大，预计开工规模超过2000万千瓦，总装机容量将达到2.2亿千瓦。核电机组建设工作加快推进，岭澳核电站二期二号机组实现投产，核电总装机将达1174万千瓦。新疆哈密、内蒙古开鲁、吉林通榆、甘肃酒泉、江苏海上风电等项目开工建设，预计全年新增风电装机超过1400万千瓦。西部地区的光伏电站特许权招标项目继续开展，预计2011年将新增装机50万千瓦。生物质能产业将更趋多元化，产业创新模式和产业链加快培育，利用规模继续扩大，综合利用水平将进一步提高。
国内煤价创下今年来新高 明年有望涨5-10% 发布时间：2010年11月09日 点击次数：3
自十月以来，煤炭价格一涨再涨。11月3日，记者获悉，国内煤价每吨再上涨30-50元，创下今年2月8日以来新高。与此同时，国际三大动力煤指数继续上涨，其中澳大利亚纽卡斯尔港动力煤价格再次突破100美元/吨，达到100.48美元/吨。
对此，业内人士表示，行业基本面持续好转，受旺季因素影响，近期国内动力煤快速上涨，由此今年合同煤价有望上涨5-10%，对上市煤企依然有利。
国内国际煤价继续上升
根据煤炭资源网数据显示，本周包括秦皇岛港在内的国内港口动力煤含税平仓价继续增幅上升。
据统计，截至10月29日，秦皇岛港大同优混（6000大卡）、山西大混(5000大卡)和普通混煤(4500大卡)的含税平仓价均上涨50元/吨至845元/吨、695元/吨和615元/吨，涨幅分别为6.29%、7.75%和8.85%。山西优混(5500大卡)的含税平仓价上涨55元/吨至795元/吨，涨幅为7.43%；普通混煤(4000大卡)的含税平仓价上涨42.5元/吨至495元/吨，涨幅为9.39%。需要指出的是，上述报价已经创下今年2 月8 日以来的最高值。
“当然，秦皇岛的真实成交价并没有达到上述水平，煤炭资源网
的数据均为挂牌价。目前，秦皇岛5500大卡的成交价范围在770元/吨左右。”广发证券研究报告说。
国内煤价大涨同时，国际煤价也在继续上涨。据悉，澳大利亚纽卡斯尔港、南非理查德港和欧洲三港ARA动力煤最新报价分别为100.48美元/吨、96.58美元/吨和103.95美元/吨，分别较上周上涨1.45美元/吨、2.62美元/吨和2.19美元/吨。
明年合同煤价有望涨5-10%
面对煤价的一涨再涨，业内人士乐观地表示，随着气温下降，预计动力煤价格将会继续上升，而且整个四季度煤价维持高位，会使合同煤价上涨5-10%。
“截至10月29日，秦皇岛煤炭库存706.59万吨，较上周减少22.31万吨，电厂仍在增加库存量，以防天气突然变化。”一位煤炭国企老总向记者表示，每年四季度，电厂都会增加库存，除了实际需求之外，还有一个重要因素就是为年度合度煤价谈判增加砝码。而就他看来，今年合同煤价肯定上涨，只是涨多涨少的问题，明年煤企盈利仍可保证。
对此，另一位煤炭行业权威人士向记者表示，目前合同煤价与现货价格有100-150元/吨的差价，整个四季度煤价保持高位的可能性也很大，因此今年合同煤价必定上涨，幅度或在5-10%。
由于看好未来前景，业内分析师对煤炭板块表示乐观。广发证券分析师陈亮认为，煤炭行业基本面依然向好，首先，政府加速推进行业兼并重组、推升煤价的意愿并没有变；其次，在水价、气价、油价都上调后，电价的理顺值得期望；第三，2011年铁路新增运力有限，难以满足东部地区的需求惯性增量。
秦皇岛煤价单月涨7% 五大发电集团再濒亏损边缘 发布时间：2010年10月26日 点击次数：7
最近一个月来，秦皇岛港的煤价大幅上涨，让发电公司叫苦不迭。 10月22日，发热量5500大卡的大同优混平仓价为每吨760~780元，而在9月25日，同样发热量的大同优混平仓价为710~720元，在短短不到一个月的时间，价格大约上涨了7%。
这个势头目前看上去依然强劲，中银国际执行董事兼香港研究部副主管刘志成预计，在即将到来的冬季用煤高峰，国内动力煤现货价格将保持坚挺。
“今年以来煤价较预期高，我们将今、明两年的国内动力煤基准价格预测分别上调9%和14%。”刘志成认为。
广发证券煤炭行业首席分析师陈亮却认为，此前市场对2011年煤价涨幅的预测普遍在10%以内，但广发证券判断，2011年煤价涨幅有望在15%以上（动力煤10%~12%，炼焦煤15%~20%）。
五大发电公司亏损面扩大
《第一财经日报》从多个渠道获悉，五大发电公司的亏损面积在逐渐加剧，并且大多已经突破了50%的亏损面。
此前，大唐集团召开的区域专题座谈会上，其主要负责人就表示，
尽管5月至7月大唐集团实现当月盈利，8月份实现整体扭亏为盈，9月份虽然电力市场处于低谷，仍保持了略有盈余。
自10月份之后，无论是原产地山西、内蒙古，还是中转地秦皇岛的煤价都不同程度地上涨。从10月份煤价上涨幅度来看，大唐集团再度亏损几成定局。
一家发电集团的高管告诉本报，目前该集团所属电厂的亏损面是58%，另外几家发电集团的亏损面也应相差无几。而按照煤价目前的价格及涨幅，到今年年底，整个发电行业再陷全行业亏损应在情理之中。 此前，5家独立发电企业都已公告2010年三季度的发电数据，华能国际（600011.SH）三季度净发电量同比增长23.0%，高于预期。而大唐发电（601991.SH）公告三季度净发电量同比增长17.7%至449亿千瓦时。
除此之外，华润电力（00836.HK） 三季度净发电量同比上升17.0%至261亿千瓦时。另外，华电国际（600027.SH）也发布公告称，2010年三季度净发电量同比上升20.3%至301亿千瓦时。
这意味着进入四季度，发电量将会持续快速上升，而发电成本的压力也逐步在加大。目前煤价的上涨预期也在加大，业界普遍分析，煤价上涨不仅来源于国际大宗商品价格上升的趋势，而且最近和货币市场的关系也很大。
一位发电公司驻秦皇岛办事处的主任在接受本报采访时亦表示，尽管很多发电公司和煤炭公司已经提前锁定了煤炭合约，但事实上，仍然有一部分电煤要通过市场来补充，另一方面，煤炭公司的合约兑现率高低也直接决定着发电公司的成本。
上网电价近期上调无望
上个月，国家发改委相关司局召集五大发电公司座谈，就电煤价格问题及发电成本征询意见，发电企业普遍抱怨：煤电倒挂，火电亏损严重。国家发改委也在酝酿在一个合适的时机对局部电价进行调整。 随后，花旗集团发布的研究报告称，国家发改委已提议将7个省份燃煤电厂上网电价上调15元/兆瓦时~25元/兆瓦时，将燃气电厂上网电价统一上调30元/兆瓦时。
尽管五大发电公司通过不同渠道，多次向国家发改委反映电煤成本问题，本报也了解到，国家发改委曾经酝酿了多套调整方案，不过迄今为止，这一方案仍未出台。
“国家统计局最新公布的数据显示，9月份CPI同比上涨3.6%，创下近23个月来新高，通胀的压力让国家发改委不得不非常谨慎，毕竟煤电的价格变动都具有传导性。”一位电力监管部门的官员在接受本报采访时如此表示。
国家统计局总经济师姚景源本月23日在“2010中国国有经济发展论坛”上表示,目前食品和居住对物价上涨的推动效应超过90%,10月份的CPI涨幅将比9月份更高。这一表述让五大发电公司颇为沮丧，短期内意味着电煤价格上升的传导，只能由发电公司来承担。
30万千瓦火电机组五年内部分“退役”
发布时间：2010年06月23日 点击次数：10
“十二五”期间我国电力行业发展将驶向何方？6月19日举办的中国能源战略与“十二五”能源发展论坛电力分论坛上，《每日经济新闻》记者从相关官员和电企老总处获悉，到2015年，我国电力总装机容量将达13.5亿千瓦，电力需求仍将保持较高增长。全社会用电量将达到5.6万亿千瓦时，全社会用电量年均增长7.5%。
中国华能集团公司总经理曹培玺认为，电力供需不平衡、电煤供应保障能力脆弱等问题届时还将存在。
面对严峻的减排压力，中国电力企业联合会秘书长王志轩表示，“十二五”期间电力节能减排力度还将加大，氮氧化物控制成为重点。结构调整、清洁生产、协同控污将成为节能减排的重要方式。曹培玺也透露，“十二五”期间或将考虑关停退一部分老旧30万千瓦火电机组。
新能源发电比重或达6%
“中国仍处于工业化加速发展的阶段，电力工业适度超前发展、继续保持较高的发展速度是中国经济发展的必然要求。装机容量和人均装机容量较快增长是一个不可逆转的趋势。”王志轩预计，“到2015年，我国电力总装机容量达到13.5亿千瓦。”
据统计，截至到2009年底，全国水电、风电、核电装机容量分别达到1.97亿千瓦、1613万千瓦和908万千瓦，分别是2005年底的1.7倍、15.3倍和1.3倍。 曹培玺称，我国电力装机容量年均投产9600万千瓦，年均增长14%，预计到今年年底，电力总装机容量将达到9.6亿千瓦左右，增长速度非常快。
高速增长的背后是巨大的市场需求。中国电力工程顾问集团公司总经理汪建平预测，到2015年，中国全社会用电量将达到5.6万亿千瓦时，“十二五”期间年均增长7.5%，2020年，中国全社会用电量将有望达到7.25亿千瓦时。
汪建平称，从2005年到2009年，中国人均用电量从1888千瓦时增加到2730千瓦时。今年前4个月用电量增长速度超过20%，2010年中国人均用电量完全有可能突破3000千瓦时大关。初步估算，“十二五”末期，中国投入运行的装机总量需要达到12.6亿千瓦，电源装机总量将超过美国，位居世界第一。其中，煤电比重下降到68%，燃气轮机比重达4%，水电比重达20%，核电比重达2%，新能源发电比重达6%。 不过，曹培玺指出，虽然，电力供需总体平衡，但是局部地区个别时段依然会出现电力供应紧张的局面。华东、华南部分地区供需总体偏紧，一些地区迎峰度夏负荷偏紧，还会出现“拉闸限电”现象。
“上大压小”策略加大减排力度
我国电源结构以火电 （煤电）为主来保障能源安全和电力供应安全。
王志轩称，“十二五”期间电力节能减排力度继续加大，氮氧化物控制成为重点。在按量化指标完成规定任务的同时，钢铁、有色等非电行业大气污染控制成为重点，结构调整、清洁生产、协同控污将成为节能减排的重要措施，必须进一步提高风能、太阳能、水能、生物质能等非化石能源发电装机发电量比例。
曹培玺认为，“十二五”期间国家还会继续实施“上大压小”策略，并考虑关停退一部分老旧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。
目前，国家能源局只是确定逐步关停12.5万千瓦和20万千瓦的小火电机组，同时，不再上马30万千瓦的火电机组。
据了解，“十一五”前四年，全国已累计淘汰小火电机组6006万千瓦，30万千瓦及以上火电机组比重从43.4%提高到67.1%，60万千瓦及以上火电机组比例已达到34%，供电标准煤耗从370克下降到342克。
王志轩表示，我国目前的供电煤耗要大大超过美国，到2015年，中国供电煤耗大约是330克/千瓦时。“十二五”期间，我国电力二氧化硫减排基本上与“十一五”末的水平持平，在二氧化硫的控制上，脱硫装置装机比例在“十二五”可能会超过30%。
此外，汪建平预测，“十二五”期间我国电耗还将进一步下降，2015年单位电耗有望回落到2000年的水平，电力弹性系数将小于1。
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国家能源战略规划或近期定稿
6月19日举行的中国能源战略与“十二五”能源发展论坛上中国工程院副院长旭日干表示，该院正负责2050年中国能源中长期发展战略研究，相关研究报告有望最近能够定稿。
国家能源局副局长吴吟称，国家能源战略和规划目前分三个层次，即国家能源战略、国家能源战略发展中长期规划、“十二五”能源规划。我国将从严重依赖煤炭资源，以煤为主，煤炭占70%，向绿色、多元、低碳化能源格局发展。 吴吟解释，能源战略将考虑到2050年，以确定未来40年能源发展总体思路、框架；中长期发展规划考虑到2020年，对未来20年能源发展的重点进行布局，提出举措；“十二五”期间能源规划描述未来5年能源发展的重点项目和工程。
中国能源会常务副理事长周大地在发布中国工程院对我国能源中长期发展战略的研究报告时表示，到2050年，能源结构中，清洁能源将占一半以上，主要能源煤炭消费能源总量比重下降至35%。而根据《可再生能源发展 “十一五”规划》，到2010年，我国可再生能源在能
源消费中的比重将达到10%。
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