十省火電企業全部陷入虧損 電廠已經沒有錢買煤

　　中國電力企業聯合會(以下簡稱中電聯)上週五發佈的2010年前三季度《全國電力供需與經濟運行形勢分析預測報告》(以下簡稱《報告》)顯示：全國已有10個省的火電企業全部虧損；發電企業因虧損面臨資金鏈斷裂風險；目前正值北方採暖期臨近電廠冬季儲煤之際，但一些電廠已無錢買煤，可能産生不能保證電力、熱力供應的風險。

　　業內專家在接受《經濟參考報》採訪時表示，“市場煤、計劃電”的價格機制和“電為央企、煤歸地方”的管理體制，是造成煤電矛盾加劇和火電企業虧損的根本原因。因此，從國家層面講，要加大價格機制和管理體制改革力度；從企業層面講，電力企業須進一步加大結構調整力度，發展清潔能源發電，同時加快煤電一體化步伐，走一條自我解困之路。

　　困境　10個省火電企業全部虧損

　　中電聯《報告》稱，今年以來電力行業整體效益有所增長，但火電企業經營卻更加困難。1至8月份，受上年年末銷售電價上調的翹尾作用影響，電力行業利潤總額972億元，同比增長108.5%，但火電企業利潤從上年同期的268億元下降到220億元，繼中部六省和山東省火電企業繼續全部虧損之後，東北三省火電企業也開始加入全面虧損行列。

　　“由於持續虧損加劇，發電企業償債能力明顯削弱，融資難度不斷加大，資金鏈斷裂的風險顯著增加。”《報告》針對當前一些地區的電力供需形勢發出警告，“目前已臨近北方採暖期，電廠都開始冬季儲煤，可是因為虧損嚴重，一些電廠已經無錢買煤，可能産生不能保證電力、熱力供應的風險。”

　　中電聯統計信息部主任薛靜接受《經濟參考報》記者電話採訪時表示，火電企業嚴重虧損的原因主要是電煤價格上漲太快。她説，隨著全國市場電煤價格高位波動，今年市場煤價比上年同期上漲超過100元/噸，五大電力集團到廠標煤單價平均上漲超過15%，經營壓力巨大。

　　“特別是河南、山西、安徽等中部産煤大省，火電企業虧損尤其嚴重。”薛靜分析説，“這其中的主要原因一方面是由於電煤價格上漲太高，另一方面則是由於坑口電廠上網電價偏低。受雙向擠壓，電力企業生産經營陷入困境。”

　　據中國電力投資集團公司有關負責人介紹，過去虧損比較嚴重的一般為30萬千瓦以下的火電機組，而如今在有些地方連60萬千瓦的火電機組也開始出現虧損。

　　來自證券市場資訊印證了火電企業虧損的現狀。日前公佈的上市公司前三季度業績報告顯示，火電上市企業已經位列上市公司虧損榜首位。比如，華銀電力、漳澤電力、華電國際、深南電、ST豫能5家火電企業列入虧損企業前20位，其中前三家企業分列第一、第三及第四位。各公司在分析虧損原因時不約而同地把“原料價格上漲”放在首要位置。

　　比如，漳澤電力三季度財報顯示，今年1至9月預計累計虧損3.8億元到4億元，該公司稱企業虧損的主要原因是“煤價保持高位運行，而發電量持續保持增長存在一定的不確定性”。寶新能源三季度財報顯示，公司實現凈利潤比去年同期下滑了53%；而惠天熱電前三季度凈利潤比去年同期下滑76%。

　　原因　價格機制及管理體制矛盾制約

　　業內人士分析認為，當前的電價形成機制是造成火電企業虧損的重要原因。中電聯《報告》更為明確地將火電企業虧損歸因于“市場煤、計劃電”的價格機制。

　　據了解，為了化解煤電矛盾，國家發改委曾于2004年頒布了煤電價格聯動機制。一份由國網能源研究院所做的《煤電價格機制研究報告》顯示，2005年5月和2006年6月，國家發改委兩次實施煤電聯動，銷售電價累計平均每千瓦時提高了5.02分錢；2008年在電煤價格再出現大幅度攀升的背景下，國家發改委分別於當年7月1日和8月21日兩次調整發電企業上網電價。

　　“煤電價格聯動機制對維護髮電企業正常生産經營也發揮了重要作用。但由於實際上煤電價格聯動並未到位，煤價上漲幅度一直高於上網電價的漲幅，這使得發電企業虧損不斷加劇。”國網能源研究院財會與審計研究所副所長李成仁説，比如2007年電煤價格持續上漲，而且漲幅超過了煤電價格聯動機制所規定的5%，但考慮到物價CPI等諸多因素，電價並未做相應上調。當前燃料成本在我國發電企業總成本中已佔據70%的比例。

　　談及煤電價格聯動不到位的問題，薛靜告訴《經濟參考報》，自2003年以來，我國煤炭價格持續上漲。以秦皇島5500大卡煤炭為例，累計上漲超過150%，而銷售電價漲幅僅僅32%。電力企業已難以承受煤價頻繁上漲和電價調整滯後造成的剛性成本增加，火電行業由此嚴重虧損。

　　“管理體制上的制約，也是造成煤電矛盾加劇並導致火電企業虧損的重要原因。”中國電力投資集團公司總經理陸啟洲在接受《經濟參考報》採訪時説，目前我國發電集團屬中央企業，而煤炭企業多為地方管理。低電價“低給”中央政府，高煤價“高給”地方政府，因此一些煤炭大省，都在悄悄採取“抬高煤價，壓低電價”的政策。這也就是為什麼越是在山西、河南、安徽等煤炭生産大省火電企業虧損嚴重的重要原因。

　　此外，煤炭運輸環節成本居高不下，也被認為是造成火電企業虧損的一大因素。李成仁告訴記者，長期以來，由於鐵路運力緊張等原因，煤電雙方不得不承受在國家核定鐵路運價之外的“灰色成本”。有數據顯示，從山西運煤到秦皇島不到1000公里，按照正常運費應在100元/噸左右，可實際上在山西出礦價約500元/噸左右煤炭，到了秦皇島就變700多元/噸，流通環節費用高達200多元/噸。

　　中電聯《報告》發出呼籲，儘快落實煤電聯動政策，加快推進電價機制改革。《報告》建議，在合理的電價機制形成過程中，繼續堅持煤電聯動的原則和機制；同時，加快資源性産品價格機制改革步伐，儘快研究符合市場規律、適應我國國情的科學合理的電價形成機制。

　　出路　多措並舉方能化解虧損困局

　　國家能源專家諮詢委員會副主任、中國能源研究會副理事長周大地接受《經濟參考報》記者採訪時表示，解決發電集團特別是火電企業虧損的關鍵，在於要加快電價機制改革，從根本解決“市場煤、計劃電”的窘困；同時從企業層面講，發電企業也要加快結構調整步伐，發展水電、風電、核電等清潔能源，並推動煤電一體化重組，積極主動地闖出一條自我解困之路。

　　“我國電價機制改革正在悄然展開。”國家電網公司副總經理舒印彪在10月30日舉行的北京2010“能源經濟發展”論壇上發表主旨演講時説，國家發改委最近推出的“階梯電價方案”為電價機制改革拉開了帷幕，但令人困惑的是，卻有許多人對此發出批評甚至反對的聲音。

　　舒印彪介紹説，階梯電價改革方案把戶均用電110度定為第一檔，即基礎電價；110度至210度為第二檔，每度電加價5分錢。如果按一般家庭每戶每月用電超出基礎電量30度，每月多支出電費1.5元，有不少人卻對此有意見。“我們的改革要得到老百姓的理解和支持。打手機與朋友多説兩句話所花的費用可能就超過1.5元，我們對於電價改革為何不能多一份支持呢。”

　　從企業層面講，近年來，在國家節能減排政策的推動下，同時也在現行價格機制的“倒逼”下，以五大發電集團為首的我國電力企業調整結構的力度不斷加大。一方面，一大批高耗能、高污染的小火電機組被關停。國家能源局公佈的數據顯示，“十一五”期間全國已累計關停小火電機組7077萬千瓦，超額完成了原計劃關停5000萬千瓦的目標，每年可節約原煤8100萬噸。

　　另一方面，水電、風電、核電等清潔能源發電快速增長。中電聯《報告》顯示，截至今年9月底，全國水電、風電比重分別比上年同期提高0.51和1個百分點；火電比重降低1.51個百分點。今年前三季度，全國水電、核電、風電完成投資分別同比增長6.23%、15.48%、54.94%，水電、核電、風電合計投資額比重達到61.96%，比上年同期提高4.03個百分點，反映出清潔能源投資力度繼續加大。

　　與此同時，許多發電集團為擺脫虧損困局，積極向“上遊”尋求突圍，探索煤電一體化之路。其中探索最為成功最有代表性的當屬中電投集團。在2002年底廠網分開之初，中電投從資産質量到企業效益都是名副其實的“小弟”，但到2010年上半年，來自國資委網站公佈的數據顯示，中電投一躍成為排名首位的“大哥”。分析企業發展壯大的原因，陸啟洲説：“我們這幾年闖出一條‘以電為核心，煤為基礎，産業一體化協同發展’的新路子。”

　　但陸啟洲同時認為，推動兼併重組，實現煤電一體化經營，實際上是一種非市場化的“無奈之舉”。他説，在完善的市場經濟體制下，專業化成本最低，煤炭企業擅長挖煤，發電企業搞發電是內行，按道理本不應該相互滲透。但在我國當前能源管理體制和價格形成機制框架下，發電企業受困于電價，不得不向上遊煤炭、運輸等領域尋求聯營，以拓展生存空間站。