[资源]【转帖】煤炭黄金十年或终结 [复制链接]

　　滞销！“电找煤”变“煤找电”

　　恍若回到15年前

　　“煤炭难卖，问的多，买的少，报了价后都摇摇头走开。”山西某煤厂一销售人员12日向中国证券报记者抱怨道。他刚刚谈吹一笔生意，尽管他的报价比目前市场的挂牌价还要低15元/吨，但与之接洽的一山东煤炭贸易商仍觉得高出了自身的承受力。

　　一位不愿透露姓名的业内人士不无感慨地道，目前煤炭滞销的情况，令人恍惚回到了15年前(1997年)那次煤炭销售危机，“到处都是托关系卖煤的人。”

　　市场有价无市

　　在秦皇岛港海运煤炭调度中心，中国证券报记者遇到一位正在办理保险的贸易商。他说，今年的销售明显比往年差很多，自己已经有两个月没有走货，“走不动货，需求没有了。有价无市，没有人要。”“那你今天来办理什么业务？”记者追问道。“扛不住了，只能全部拉走，亏本甩卖了。”

　　有价无市是目前煤炭贸易商的共识。一些中小贸易商的报价，已经比挂牌价低了15元/吨左右。而大合同的报价比挂牌价要低出25元/吨。尽管如此，仍然没有人愿意接煤。

　　这从目前秦皇岛港船舶锚地情况可窥一斑。

　　秦皇岛港股份有限公司生产部门负责人在接受中国证券报记者采访时表示，秦皇岛港目前锚地船只不足100条，约为80多条。而在电煤抢运的时候，秦皇岛港外锚地船只就超过120条，“行情好的时候，我们港口外船只排队等待装煤；行情不好的时候，下游中转港口外的船只排队等待卸煤。”

　　“昨天办(运煤)手续的船是17条，创新低了。”他说，现在秦皇岛港是泊位等船，这是很罕见的现象。作为全球最大的煤炭输出港，秦皇岛港煤炭专业泊位有21个。

　　受下游电厂库存量较高影响，煤炭下游用户多持币观望，派船进煤积极性大为减退，不仅秦皇岛港锚地船舶数量减少，整个环渤海四港锚地待装船舶数量均有所减少。数据显示，截至6月10日，环渤海四港锚地待装船舶分别为：秦皇岛港锚地下锚船舶为88艘、京唐港区锚地下锚船舶为14艘、天津港锚地下锚船舶为17艘、国投曹妃甸港锚地下锚船舶为5艘，各港办理手续船舶大幅减少。具体到秦皇岛港，上周秦皇岛港口锚地船舶继续处在90艘左右的水平，周中日均锚地船舶数为92艘，周环比减少1艘。

　　下游接货意愿不强，煤炭销售不畅，导致煤炭价格持续下滑。上周秦皇岛港5500大卡煤炭挂牌价为768元/吨，而业内人士透露，本周价格将继续下跌10元左右。更有贸易商预言，煤炭(5500大卡)的价格会跌破700元/吨，“目前的价格，贸易商都不敢接货，煤厂不降价，就卖不出去。”

　　下游需求疲软

　　秦皇岛海运煤炭交易市场分析师安志远表示，沿海煤炭市场疲态在今年5月初已经显现。他说，进入5月份，下游电厂由于库存高位，派船积极性降低，煤炭采购欲望减弱，到达北方港口的拉煤船舶急剧减少，下游市场出现疲软现象；目前的市场疲软程度仅次于春节期间，秦皇岛、唐山、天津等港口煤码头出现罕见的空泊现象。


他透露，不仅仅是中转港口，作为接卸港的广州港集团西基码头、浙江舟山六横岛储煤基地，煤炭也已经是堆积如山。

　　秦皇岛煤炭网的跟踪数据显示，6月初，全国重点电厂存煤9134万吨，存煤可用天数为27天，其中华东电网存煤可用天数为24天，广东电网存煤可用天数为23天。6月5日，沿海六大电厂合计存煤1660万吨，存煤可用天数为33.3天。

　　中国证券报记者也获悉，截至6月9日，广东电网前十大电厂中有5家电厂的煤炭库存量达到20天以上，其中，粤电的靖海电厂存煤量已经达到40.6天，深能源的源和电厂存煤量也达到25.6天。十大电厂中存煤量达到18天以上的有8家，另外两家电厂的存煤量分别为10.3和13.7天。电厂存煤普遍高于7天的电煤库存安全警戒线，也高于15天的电煤库存常规要求。

　　安志远认为，下游库存的持续高位，使电厂对市场煤的采购失去兴趣，而且普遍对今年夏季的用煤需求并不乐观。

　　广东电力界人士透露，目前广东境内37家火力电厂的燃煤库存都处于高位，大幅超过库存警戒线。总体情况是发电不足，库存高。发电不足主要是由于最近广东地区连续阴雨天，水力发电电量高。

　　该人士表示，5月份一般是电力行业传统的旺季，用电高峰期，但是，今年工业用电量增速较小，社会用电量增速较大，增速差距较大。

　　广东电厂出现的情况在江浙两省也有。数据显示，截至今年4月底，江苏省39家主力大型燃煤电厂电煤库存量约为800万吨，环比增加35万吨，按照近期日发电用煤约29万吨计算，可供28天的发电使用。

　　进口煤冲击明显

　　秦皇岛港生产部门负责人认为，相比于下游煤炭需求增幅放缓，国外煤炭进口对国内煤炭市场的冲击更明显。

　　数据显示，今年前4个月，我国累计实现煤炭(含褐煤)进口8655万吨，同比增加3549万吨，增长69.9%，较2010年同期增加2341万吨，增长37.0%，再度创下历史同期进口新高。

　　据华南煤炭交易中心人士介绍，广东地区90%的煤是海运，主要有西基和新沙两个专业的煤炭码头，日接卸量在5000万吨左右，其中外贸煤的接卸量占35%左右。5月份广州港的库存量达到了历史高位，最高位出现在今年1月份，日库存量突破300万吨。目前在270、280吨左右。其中，外贸煤的库存量较高，内贸库存相对较少。

　　秦皇岛海运煤炭交易市场副总经理李学刚表示，今年煤炭进口量大幅度增加，主要是国际煤炭价格近期大幅度下降，国内外煤炭价格存在利差。同时，在大秦线检修期间，大唐、华能等沿海电厂由于担心国内煤供应不足，纷纷提前增加了进口煤数量。

　　李学刚认为，随着西方国家对碳排放要求日益严格，这些国家纷纷寻找页岩气等新能源来替代煤炭，这也挤压了煤炭的消费需求，迫使这些国家的煤炭生产商大力寻求煤炭出口。据他介绍，美国已经开始修建码头准备向中国出口煤炭了。
重回“煤找电”

　　有人用“煤炭黄金十年结束”来形容这次煤炭销售面临的困境。

　　事实上，已经有业内人士指出，国内煤炭市场已经供过于求。而且，供求关系的转换正在改变销售模式，突出表现就是，煤炭销售已经由过去的“电找煤”变成目前的“煤找电”。

　　据知情人士透露，山西一些煤炭公司的老总们已经集体出动，去下游企业促销去了。“过去是电找煤，现在是煤找电了。”业内人士说，这种现象已经有多年没有出现过了。

　　“行情不好的时候，关系就变得很重要了。”据业内资深人士透露，一些人已经开始公开兜售自己与电厂的关系。

　　中国证券报记者也发现，煤炭行业交流群内，一些人开始发布类似“跟河南电厂有关系”的帖子。

　　煤炭运销形势严峻，不仅煤炭企业的销售人员忙，秦皇岛港生产部门负责人老范也比往年更忙。他说，自己上周整个一周都在煤厂调研；这周二(12日)又要出去，这次能在端午节赶回家就不错了。“我争取在家过端午节。”老范只能这样对自己的爱人承诺。

　　老范这次要去南方，主要是去电厂调研协调，“去看看六横岛的电煤库存，再跟南方电厂会谈，争取让他们多买点煤。”老范的行程将包括粤、浙、沪三省市。老范相信，随着“迎峰度夏”到来，电厂去库存速度将加快，情况会好起来的。(本报记者黎宇文亦有贡献)

来源：中国证券报

若无其他如核聚变、廉价搞笑太阳能等替代能源，煤炭短期内仍是最最具吸引力的能源选择

引用第1楼PRCCCCP于2012-06-17 18:09发表的  :
若无其他如核聚变、廉价搞笑太阳能等替代能源，煤炭短期内仍是最最具吸引力的能源选择

关键是我们用不了一年40亿吨的煤炭

生产一吨钢材基本需要一吨煤炭。电力、冶金（主要是钢铁）、建材（硅酸盐）一直是我国能源（主要是煤炭）的主要消费部门。我国的煤炭产量中，约有15亿吨用来发电，钢铁和水泥工业需要10亿吨，加上其他消费有30亿吨多点左右就足够了，中国北方煤炭下水价格只有回到每吨400元才有国际竞争力

《证券日报》2012年07月05日07:36
   　环渤海动力煤价格指数再创新低

　　或终结合同煤命运

　　专家表示，取消双轨制将会使煤价波动减弱，提高煤炭企业盈利，挤压中间商生存空间

　　热点关注

　　■本报记者 胡仁芳

　　仅仅过了一周的时间，煤价再一次跳水。秦皇岛煤炭网数据显示，本报告周期（6月27日至7月3日），环渤海地区港口发热量5500大卡市场动力煤综合平均价格报收676元/吨，创年内新低，比前一报告周期下降了26元/吨，同比下降幅度达20%，环比下降3.7%。

　　随着煤价的持续下跌，市场煤与重点合同煤价格差距越来越小，有媒体报道相关部门有意向要取消电煤价格的双轨制。而此次取消电煤价格的双轨制是否正合时宜？对此，中商流通生产力促进中心分析师李延在接受《证券日报》记者采访时表示，“取消双轨制，煤炭完全市场化的时机肯定是日益成熟的。只要政府有关部门不再干预煤电双方谈判就可以了，让煤电双方自己去协商解决”。

　　而另一位煤炭行业专家则告诉记者，“双轨制存在价差，有价差就会有各方的利益，取消短期内不太容易”。

　　环渤海动力煤指数跌破680元

　　上周，记者在采访中，多数行业内专家认为，由于上游陕西等地都在限制煤炭产量，煤价虽会继续保持下跌趋势，但跌幅估计会慢慢收窄。然而，本报告期，煤价直接跌破了680元/吨。

　　其中，秦皇岛港发热量5500大卡市场动力煤报收660-670元/吨，交易价格区间比前一个报告周期下降了25元/吨。曹妃甸港报收660-670元/吨，比前一个报告周期下降了30元/吨。国投京唐港报收650-660元/吨，同比下降40元/吨。

　　就在上个报告期环渤海动力煤价格指数发布时，702元/吨的价格已经创下了该指数自建立以来的史上最低价，本报告期676元/吨的价格，无疑刷新了上周的数值，成为新的该指数最低价。

　　上述煤炭行业专家告诉记者，“虽然煤价已经跌破700元了，但是，预计未来几周内仍会继续下跌。”究其原因，他认为，在经济大环境继续保持下行的同时，煤炭企业虽有减产，但仍在少数。产量没有较高幅度的下降，需求仍十分疲弱，煤价肯定会继续下跌。

　　最近几周的秦皇岛港煤炭库存量增幅有所下降，但是，上述专家坦言，库存下降跟需求没有很大的关系，多是由于限制了调入量，才降低了库存增幅。

　　煤价下跌成取消双轨制主因

　　在煤价持续下跌的同时，市场煤与合同煤的价差已经越来越小，合同煤是否仍有存在的必要？近日，有媒体报道国家发改委、铁道部、能源局等相关部门正在产煤大省调研，研究的问题之一便是取消重点合同煤价，即取消煤价的双轨制。

　　虽然，截至目前，该问题没有得到任何相关部门的回应，但是，却引发了业界关于取消双轨制时机是否成熟的讨论。“这个时机肯定是日渐成熟的，其实很简单，只要政府不参与煤炭电力中间的任何定价事宜就可以了。”中商流通生产力促进中心分析师李延在接受《证券日报》记者采访时表示，经过长时间的回调，市场煤价已经和重点合同煤价差距不大。对于煤炭企业和电力企业来说，取消重点合同煤，双方应该都能够接受。

　　毋庸置疑，之所以在这个契机提出取消煤价双轨制，与年内煤价的持续下跌有着最直接的关系。用“三十年河西，三十年河东”来形容多年来煤炭电力市场发生的变化或许不是十分恰当，但确有七分是这样的。十年一轮回，虽不能算作既定的规律，但却是如此真切地在煤炭、电力这两个上下游行业中得到了印证。

　　多年来，我国煤炭定价采用双轨制，分为重点电煤合同价格和市场煤价格。重点合同煤价明显低于市场煤价，在煤价直线上涨的时期，重点合同煤的存在极大地保护了多数发电企业的利益。而在市场煤价与合同煤价价差日渐缩小的同时，合同煤的存在对于电力企业来说就显得没有很多的意义了。

　　然而，光是把煤价放开了，就可以了吗？“完全放开煤价必须要注意，煤炭资源的市场化配置也要同步推进，同时不要对煤炭资源开发进行过多的行政干预，所有环节必须要全部市场化。”李延对记者表示，整个产业链是一个系统，要放开就都要放开。

　　存利益博弈取消双轨制不易

　　煤价双轨制存在了几十年，各方利益链条已经非常固定，若取消，会很容易吗？

　　对此，上述煤炭行业专家认为，“非常不容易。双轨制的实质就是存在价差，有价差就会有利益，取消会伤害部分人的利益”。他反问记者，“以前电厂总说合同煤兑现率低，但是看上市公司的财报，多数公司销售合同煤的量并没有随之下降，为什么呢？没兑现的合同煤就是被当做市场煤卖了”。

　　谁能卖呢？谁又能从中间拿到这部分利益呢？“主要是电厂内部，电厂买上低价合同煤再高价按市场煤卖给自己或者其他电厂，相关人员从中获利。”他回答道。

　　不过，记者曾经在湖北省某电厂调研时，当地相关电监会人士曾告诉记者，煤炭企业和电力企业内部人员联合，共同从购买煤炭中间获取利益。那么，重点合同煤的存在，就会使得多方人员都可以从中分得一杯羹。

　　至于中间的具体操作过程，他告诉记者，“有一部分煤是煤矿倒腾出去的，一般都要求是合同煤价加上50元左右的小款再加上电厂平台手续费，煤矿人员拿到的就是这50元中的一部分。行情好的时候，市场煤和合同煤的差价超过了200元/吨。既得利益一方肯定不愿意再调整这个市场，上述专家认为，合同煤主要涉及的不是价格而是铁路运力。运力长期解决不了，坑口价不变，铁路、公路之间的价差也会有很大的利益。没有合同煤，也就意味着铁路计划的分配会产生新的利益团体，比如涉及到的相关部委，是比较愿意推动改革的。

　　那么，取消双轨制将给这个市场带来什么？另一位同为煤炭行业专家告诉记者，“价格波动将减弱，煤炭企业的盈利会提高。同时，煤炭贸易商的生存空间会被挤压，铁路运力将是今后的难题，钻空子的将只剩下能拿到铁路运输指标的部分人。”

　　当然，也不可避免会带来不利的一面，那就是在煤价上涨时，电力企业亏损会更加严重，电价上涨的幅度更多。

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煤炭价格连续小幅回升 业内称难现大幅回升

2012年07月13日 09:21证券时报网 www.eastmoney.com

    
    近两日，秦皇岛煤炭挂牌价连续小幅回升，累计上涨10元/吨，各地拟限产的消息也屡见。

　　中国证券报7月13日报道说，分析人士认为，煤价下探600元/吨左右的心理底位后，存在一定反弹需求，但此轮煤价暴跌的主要原因在于需求不足，短期内有效需求大幅回升的可能性不大，全产业链仍面临去库存压力，煤价很难短期内再现大幅回升。

　　煤价见底回升的前提是市场供需重归平衡。在需求不济的情况下，控制供应就是唯一办法。限产能够一定程度上起到平衡市场供求的作用。直观上讲，如果向下游出货遇阻，而山西的煤炭还在源源不断地通过大秦线运到秦皇岛港，那么煤炭压港的现象就不可能得到缓解。

　　近期从煤炭行业协会，到各煤炭大省均密集召开会议讨论限产。6月内蒙古部分煤矿已经开始限产，但7月市场走势并没有明显好转，部分地区煤矿仍将限产或停产运行；也有报道称，有地方政府已明确表示如果煤价再降，将行政干预强行限产。

　　不过，从根本上看，此轮煤炭价格暴跌的主要原因在于需求不足。上半年，国内经济增长放缓及水电出力增加导致煤炭需求明显下滑。统计显示，电厂日耗煤量低于去年同期水平，而煤炭库存则从坑口到港口，再到下游电厂，几乎全面铺满。目前煤炭贸易企业面临最头疼的问题是，尽管煤炭报价一再压低，下游仍然鲜有接货。

　　报道说，由于前几年煤炭行业盲目投资造成产能过剩，现在煤价回落是市场经济的必然规律。可以说，煤炭价格止跌回升需要下游有效需求支撑市场重归新的平衡，近期煤炭价格小幅反弹很难改变煤价长期寻底的趋势。

等这轮经济调整触底后，应该就会很快恢复吧。

这几年煤价涨得，我的电厂库都不整理了。

引用第7楼hunry于2012-07-14 12:57发表的  :
等这轮经济调整触底后，应该就会很快恢复吧。
这几年煤价涨得，我的电厂库都不整理了。

40亿吨根本消耗不了，中国经济能吃下30亿吨煤炭就很不错了。

煤价又一次疯长，会有下一个黄金十年吗？

煤电油运一直是国民经济的晴雨表。经过多年供给侧去产能改革，17年年中以来，大型煤炭企业，在市场上的发言权逐渐增加，亏损多年的煤炭行业逐渐扭亏为盈，甚至龙煤、吉煤这样的老大难矿业集团也开始盈利了。但是煤炭价格上涨将进一步打击仍在去产能中挣扎的钢铁、化工、电力等行业。

我国煤炭产量的三甲是晋陕内蒙，特别是内蒙古正在成为全国也是世界上最大的煤矿基地。另外，新疆也有及其丰富的煤炭资源，但是运距太远。仅次于“三西”地区第二重要的煤矿区，应该是鲁豫苏皖交界处的两淮徐兖矿区，距离华东煤炭调入区最近。

煤炭运输，一是陆路，如三西到黄渤海的港口，两淮徐兖矿区向上海地区供煤，以及从黄土高原向华中地区的运煤铁路。二是水运，“三西”、蒙东地区的煤主要从黄渤海沿岸的港口周转，运往东南沿海的苏、浙、闽、粤。另外西南云贵高原的煤也可以通过铁路和内河运往广东和华中地区。渤海湾内的秦、唐（京唐港，曹妃甸）、津、黄（骅）四港，以及北黄海之滨在青、日、连三港，被称为北方七大输出港，随着内蒙古东部煤矿（特别是大型露天煤矿）建设，辽东湾中的锦州港与营口港在北煤南运中的作用也会越来越大。

实际上，我国北方煤炭的出口潜力仍然很大，包括向日、韩，以及菲律宾等潜在的东南亚国家。菲律宾人口即将超过一亿，能源电力缺口只会越来越大。新疆煤矿运到内地的运距几乎可以到阿拉伯海了,发展对巴基斯坦的煤、电、合成油气、化工产品出口，可能市场前景更好。

中国神华与中国国电两大集团合并，打通了“从煤到电”的产业链。一个1.8万亿总资产，几十万员工，年生产煤炭超过4亿吨，发电装机近2亿kw的超大型能源巨头横空出世。

（一）为什么要“以煤为纲”

目前我国已经超越美国，成为世界最大的能源生产国与消费国，一次能源产量约占世界的1/4。由于资源禀赋和市场需求，煤炭是的基础能源，煤炭消费占我国能源总生消费的2/3以上，远高于世界平均水平。煤炭因此成为了我国,也是世界上生产规模最大的大宗商品。

尽管煤炭工业去产能、去库存已经持续了数年时间，但煤炭产销总量仍然接近每年40亿吨，超出世界上其他国家煤炭产量的总合。“煤老大”的称号当之无愧，我国许多工业城市的崛起都是建立在煤矿的身上的，甚至北京、沈阳这些城市的崛起也与煤矿多多少少有些关系。直到目前，采煤业也是我国几百个矿区县市的经济支柱，采煤工业雇佣了几百万工人，是我国矿工的主体。

煤炭是古代植物（一般是中生代蕨类植物）的遗骸在地层深处高温高压作用下形成的，是世界上第一种人类大规模利用的工业能源。第一次工业革命的中心基本上首先出现在煤矿带上，蒸汽机的最初发明也主要是用于矿井排水与运输。全世界的煤矿主要集中在20°-50°N的欧亚大陆与北美洲，南半球主要的煤矿带在南部非洲与澳大利亚。南美洲目前发现的煤矿较少。目前世界上高纬度的沼泽仍在有泥炭层源源不断的生成，这可能都是未来的煤层。目前全球探明煤炭储量大概有35000亿吨（没有发现的可能更多），是石油储量的十几倍，以目前的年产量可以再开采几百年。

煤炭工业的形象一直是傻大黑粗。与其它能源、燃料相比，煤炭的特点是储量大、能量密度低，污染严重。因此，最大的优点是贱，最大的缺点是脏。

作为一种深埋于地下的固体矿物同时热量含量较低，煤炭工业开采工艺复杂，运输成本（能耗）高，我国可能有五分之一的石油消费都是用来运煤。在环保上，烧煤不仅碳排放量大，还存在二氧化硫、氮氧化物、粉尘、汞、砷、氟及放射性烟尘污染等污染，并大量消耗水资源（冲渣），产生大量固体废物（粉煤灰、煤渣、矸石）。煤炭开采过程也会大量消耗土地与水资源。由于在安全、环保、劳动生产率等方面的问题，在近现代工业与煤炭开采的摇篮——欧洲，煤矿行业已经变的非常不景气。

但是，半个多世纪以来我国煤炭工业却一直呈现快速增长的态势，直到近年来才进入了一个平台期。过去20多年里我国煤炭产量翻了近两番，由年产10几亿吨增加到了四十亿吨。包括在建产能，总产能已经达到了五十亿吨。电力、冶金（主要是钢铁）、化工（硅酸盐建材、氯碱、硝铵工业）一直是我国能源（主要是煤炭）的主要消费部门。现在，中国生产了生产超过世界总量1/2的钢材和超过2/3的水泥，发电装机占世界的25%以上。这也是我国对煤炭的需要远远超出世界一般水平的根本原因。我国每年的煤消产量中，约有一半用来发电，四分之一作为火法冶金（主要是钢铁工业）中的还原剂，百分之十几用于化学工业中的燃料和原料（主要做还原剂），在世界主要的合成氨与氮肥生产国中，我国是唯一的主要用煤炭裂解水制氢气的；以上合计占到我国煤炭总消耗量的近90%。直接用作民用燃料的煤炭并不多。

即使电煤可以为石油、天然气或者其他低碳电力代替，但是每年冶金和化学工业中（主要是炼铁）用于还原过程的10亿吨煤炭也难以被取代（世界上煤炭产量老二、老三的美国和印度，现在一年挖的煤都没有10亿吨）。

发电量中70%以上也都是用于工业生产过程，如一吨电解铝需要一万多度电，商用和直接用于居民生活的电并不多。也就是“以煤为纲”是出于我国庞大的工业生产和基本建设的规模。“煤老大”必须踯躅和坚定的独自前行。

而且世界上也没有额外的几亿吨石油天然气产能去替代中国的电煤。目前我国已经成为世界上最大的油气资源消费国和进口国，石油表观消费量突破五亿吨；但是主要是用于交通运输行业以及做有机合成化工的原料，直接烧掉用来取暖、发电或用于化工行业的不多。天然气消费大概折合2亿吨油当量，天然气的用途很多，供热、发电、化工原料、民用燃料等等，但是很多都是补充性质的。

10亿吨油气消费从热量上大概折合20亿吨煤炭。此外，每年的水电发电量大概折合近五亿吨电煤；核、风、光电以及生物质能等低碳电力和可再生能源也折合一亿多吨电煤。也就是非煤能源总计也只有煤炭的一半左右。

（二）电力的辉煌十年

虽然，上世纪末的一段时间，由于对能源需求增长的估计偏低，导致煤矿、电站建设迟缓，以致本世纪最初几年出现了“煤超疯”、“电荒”等现象；但刚刚过去的10年是我国电力基建最为辉煌的10年，每年投产装机容量已经超过了任何一个西欧国家（包括英、法、德等老牌经济强国）总装机，过去规划中的2020年装机10亿千瓦的目标已经提前10年实现。

最近几年，我国每年新投产的发电装机都超过了一亿kw，火电、水电、风电、光伏装机都已经是世界第一，核电站在建规模也是世界第一，目前电力总装机已经突破20亿KW，其中：火电超过10亿qw（超过美国的发电总装机）、水电3亿kw，风电和光伏在短短二十年的时间内从零基础疯长到大概2亿kw；人均装机突破1kw，超过世界平均水平，但和发达国家人均2-3kw的发电装机还有一定的差距。目前，我国是世界第一电力生产国，年发电量超过6万亿度，其中火电4亿多度（大部分是煤电），水电一亿多度，风、光、核电也都达到了千万度的规模。发电总量比美国多1/3，相当于欧盟的2倍或者美国、日本与俄罗斯的总合，以及除了中国以外的整个欧亚大陆或者南北美洲的总和。

火力发电（主要是煤电）占我国电站总装机容量的70%，发电量的80%，是我国电力工业的基础。目前虽然电力市场已经趋于饱和，但国家仍在压小上大，发展大型坑口与港口发电基地、城市热电站（包括燃机热电站）。热电联产是我国北方城市取暖的主要热源。活力发电的副产品——粉煤灰还被广泛用于水泥工业、建筑材料及土壤改良。

同时，电力工业大发展推动了我国能源-动力装备的跨越式发展，世界最大的水轮发电机组、超超临界锅炉与汽轮电机、第三代核电技术与装备、特高压输变电，以及正在发展中的风电、光伏技术，我国都迅速实现了国产化，并向全世界（包括英国这样的老牌工业化国家）出口，现在整个能源-动力装备中，除了燃机热电设备和与其同源的航空发动机以外，中国制造都具有很强的国际市场竞争力，形成了包括三大电汽（哈尔滨、上海、东方）和西电集团在内的具有国际竞争力的大型电力装备生产商，“中国（水）电”与“中国铁路”共同成为新中国留在世界各地亮丽的名片。

在经济体制改革中，与原煤炭工业部企业大部分下放给地方管理，民营煤矿一度占半壁江山不同，电力领域仍然保留了国企，特别是央企主导的格局，但也不同于石化领域全产业链的寡头竞争。剥离规划、设计、建筑安装等工业服务业以后，原电力工业企业被整合成五大发电商（华能、华电、国电、大唐、中电投）和两大电网企业（电力零售商，国家电网、南方电网），这些企业都先后进入了世界500强。

目前五大发电企业的权益装机都在一亿千瓦以上，总计接近7亿千瓦，略相当于全国发电量的半壁江山。此外，还有以水电为主的三峡集团（长江电力）——世界上最大的清洁电力生产商，投产装机已经有4000万，还有几千万在建装机。核电领域有中国核电（中核集团的核心企业）和中广核，投产和在建机组都达到了2000万kw的规模，还都有成百上千万kw的水、风、光装机。除了以发电为主业的八家央企外，另外三家大型央企也涉及发电领域，分别是神华国华电力（神华能源）、国开电力（煤、电都是国家开发投资公司涉足的关键领域）、华润电力（在港上市公司，，华润公司是央企中几乎无所不包的综合性资本运行商）都有几千万kw的装机。水利系统也拥有一定的水力发电企事业单位，如部属的新华水利（万家寨水电站）、小浪底管理中心，委托黄委管理的黄河明珠（集团）公司（三门峡管理局）、长委管理的汉江水利水电公司（丹江口管理局）和珠委的珠江水利水电开发公司等，都拥有几十万千瓦的水利装机。此外，还有一些地方独立电厂，如企业自备电厂、城市热电厂，特别是小水电领域有很多民营企业。

除了专业性强的三家以外，五大三小八家国有发电巨头，在火电领域基本上是插花分布的竞争格局。但是水电基地建设基本上是由一家公司作为龙头领衔大流域的的滚动开发，除了三峡集团（长江电力）滚动开发下金沙江以外，还有华能澜沧江、国电大渡河、国投雅砻江、中电投黄河上游水电等流域开发公司。国电还投资了红河的水电开发。大唐主要是开发珠江上游（红水河-南盘江），主要有广西桂冠电力、龙滩电厂、岩滩电厂，此外还有大唐汉江水电（陕西）。华电的项目则比较分散，主要在乌江和岷江流域，有华电乌江（贵州分公司）、华电杂谷脑等水电开发公司。

（三）煤电联营

火电主要是煤电，占我国发电量的80%以上，煤是电力工业的粮食，也是发电最主要的成本。火电厂上网电价主要有三部分组成，发电机组的折旧、人员成本和电煤款。电力是资金和技术密集型行业，人力成本相对较低，资本折旧和维修费折合每万度电力也只有几百元，二者合计不超过1000元。买煤是发电成本的大头。每一万度电需要原煤四、五吨，正常情况下一吨电煤五六百元或更高，因此一万度电需要支付煤款2000-3000元，火电正常的上网电价在每度0.3元以上。由于电力工业的全产业链被切断，发电公司之间存在同质竞争，上网电量和电价都无法保障，而产业链的上游煤炭市场已经全面放开，价格随行就市；因此，在煤价高涨时期，发电企业实际上是处于两头受气的传力介质的位置。

影响煤炭发电效益的另一个因素是火电难以调峰。由于把一大锅炉水烧开需要一定的时间，煤电机组不能快速启动，一旦启动就不能开开停停，基本上没有调峰能力。一个以煤电为主体的电网，为了应付每天的用电高峰只能满负荷运行。有高峰就有低谷，但每天用电低谷期间火电机组也停不了机，造成了很大的浪费，电网中的大半电量得不到有效利用而白白流到大地里去了。这样的电网环境下，即使我们的生活习惯再节电，节的也是自己家里的电费而已。

水轮机可以快速启闭，水电机组达到满发只需要几分钟、十几分钟的时间，目前，电网中平衡峰谷差异的稳定力量只有大型水电（包括抽水蓄能电站）。对于水电装机比例低的地区如华北电网，应该加大抽水蓄能电站建设。另外，目前各大发电公司，都在负荷附近建设燃气轮机电厂。但是燃机热电设备，目前还没有实现完全国产化，投资很高，同时调峰电源的有效运行时间比较少，造成单位电量的折旧太高，同时天然气也比煤炭贵得多，所以燃机发电在经济上并不划算。

为了对冲市场风险，锚定利润，近10年来，大型发电企业都在加快自有煤炭基地的建设，目前五大发电集团已经掌握了近2亿吨的煤炭产能，主要集中在西北地区，特别是新疆和内蒙古边疆。如华能旗下有伊敏煤电、北方联合电力、华能煤炭（生产基地在陇东、渭北、陕北、晋西以及滇东）。参与整合内蒙古国有煤矿的还有中电投霍林河煤炭公司、国电平庄煤业公司等。华电煤业在山西、陕北、蒙西、新疆、黑龙江等地建立了煤炭基地。大唐煤业的煤炭基地在陇东，内蒙鄂尔多斯、锡盟、呼伦贝尔，以及新疆伊犁等地。五大发电集团在煤炭基地的周围，也都建立了坑口热电基地，依托煤电产业发展煤化工，并进军水陆物流领域，以期建立煤、运、电、化一体化的全产业链领域。但是发电集团们在煤化工领域的投资都不是很理想。如大唐的煤化工板块已经形成了500多亿的债务，到目前仍然没有稳定的利润。

煤炭工业部撤销后，国家统配煤矿大部分下放到地方（主要是省一级）管理，中央只保留了神华和中煤能源两家生产企业和中煤科工一家科技服务企业。中国世界500强中的煤炭企业除了神华以外，还有冀中能源（当然除了煤炭主业外，更像河北省政府的一家资本运营平台，控股华北制药、河北航空等）、陕煤、山西的同煤、焦煤、阳煤、潞安、晋煤，以及山东能源等......，其中依靠五大省属煤炭企业，山西省成为我国省级地方区域中500强企业比较多的地方。中煤能源和其他一些大型地方煤炭集团，如河北的开滦，河南能化、平煤神马，山东兖矿，黑龙江龙煤等5000万吨规模的大型煤炭企业等，也都是徘徊在500强的门槛。

从03年到08年是煤炭工业的“黄金五年”，煤炭产量有了很大的发展。2000年前，中国煤炭年产量只有10亿吨，现在全部产能达到了50亿吨，去产能的压力很大。当然煤炭产能中有很大一部分是年产量只有一二十万吨甚至几万吨的小矿小井，采用钻爆法半机械采煤，劳动强度大、效率低，安全风险高，正在逐渐被市场淘汰。

中国最主要的煤炭基地是中西部地区的山西、陕西、内蒙古，这三省区的煤炭产量占到全国的将近2/3。另外，新疆、青海国土辽阔，矿产资源丰富，很多矿可以露天开采；但由于运输距离，开发困难。此外，河北、河南、山东、辽宁、黑龙江以及苏皖两省的北部，有许多老煤矿基地，资源正在逐渐枯竭。煤炭资源最少的北方省份应该是吉林。南方煤炭资源最丰富的是贵州省及周边云云南、四川、重庆等地，此次是江西、湖南、福建，再次是两广，湖北、浙江、海南几乎没什么煤。

从煤炭产业的发展趋势看，大型国有煤炭集团会越来越重要，年产量只有一、二十万吨甚至几万吨的私人小矿基本上不会有什么发展，正在逐渐被去产能。过去东部地区一个百万吨的矿务局就觉得很了不起，现在晋陕内蒙一个大型矿井，年产量都达到了几百上千万吨，比东部地区一个矿务局的年产量都多，大型露天矿区的产量最多可以达到每年3000万吨。神华是我国大矿最多的煤炭企业，是我国也是世界年产量最多的固体矿业集团之一，也是我国唯一一个劳动生产率和安全生产水平可以达到世界先进的煤炭企业。神华井工矿的标杆班组全员劳动生产率可以超过每人每班100吨，而全国平均的煤矿全员劳动生产率还不到每人每年1000吨，个别矿只有几百吨。由于劳动生产率高出全行业平均水平太多，即使全行业亏损，神华也会有足够的利润。神华也是我国国企中最优质的国有资产之一。

中东部老矿区大多数资源趋于枯竭，开采成本上升。对于开采成本高、安全隐患大的边角煤层和深部的生产能力可能面临着永久性压缩问题。因为煤矿一旦闭井，由于地下水、地应力的作用，重新启动将很困难。煤炭市场不景气也会加剧投资增长过快的中西部新兴矿区经济和金融的不稳定。资源枯竭型矿区和城市面临的事关生死存亡的问题是产业转型。中西部新兴矿区最重要问题是煤炭外运。当然困难最大的可能是东北的一些煤炭企业，资源枯竭、人浮于事、劳动生产率下降，开采成本增加，安全风险增大；但是当地产业结构单一，城市经济转型困难。但是，这些困难地区的煤炭企业，还保留着比较优秀的矿工队伍。

煤电联营的最主要的途径还是大型煤炭与发电企业签订长协价的供销合同，以锚定成本与利润。但是在市场价格剧烈波动的时期，由于还有数量众多的小煤矿，这种协议价格很容易被破坏。为此，发电企业一直试图进军上游企业，不过他们获得的很多煤矿可能开采运输成本较高，或者是尚处于前期工作的新矿区；同时，挖煤也并不是发电企业的强项。另外，一些大型煤炭企业也在向下游发展，延长产业链，进军煤焦化、发电和其他载能工业。

此外，还有煤炭企业和发电企业实质性合并。神华与国电两大集团合并成立国家能投是大型电力与煤炭企业第一宗实质性合并。当然，与其它煤矿不同，神华并不缺现金流，国家能投仍然是煤强电弱。国电在五大发电集团中大概是老二，加上神华自有的发电资产（国华电力）国家能投的发电装机达到2.2亿千瓦，跃居国内首位（在世界上也数一数二）。国家能成立之前，电力系统中还发生了中电投与国家核电技术合并成立国家电投这一规模较小的资源重整，但没有涉及电力工业的上游。中电投拥有全国第三块核电拍照，重组的主要目的使拥有自主知识产权的“华龙一号”核电技术尽快落地。国家电投还是一个涵盖火电、水电、核电和新能源发电的全方位的电力生产商，低碳电力产量居于世界前列。经过两次调整以后，国家五大发电企业还没有参加整合的还有原来总装机容量最大的华能，以及居于第三、四位的华电、大唐。

电力工业改革是发电企业间的继续合并，还是以发电企业为核心进行全产业链的整合？中东部老矿区很多煤炭企业虽然仍具有一定的技术优势和较高水准的矿工队伍，但资源濒临枯竭，现金流紧张，生产经营困难。与煤炭企业相比，发电巨头一般并不怎么缺钱。发电巨头重组煤炭工业，不仅有助于掌握资源，打通能源产业链条，更重要的在于可以盘活资源枯竭煤矿的技术与人力资源存量，推动西部地区煤炭资源的接替开发。

国电投与国能投的成立，应该是能源产业新一轮改革与重组的战略起点。

现在是煤价爆涨，煤电厂巨亏，发电积极性不高，又为了碳达标，导致缺电

能源这种周期性行业，行到水穷处，坐看云起时