火电利用小时、煤价“破五” 对五大发电等意味着什么-第2页-北极星火力发电网

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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。

原标题：“两个破五”对发电行业意味着什么(专家有话说)

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