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| 火電企業(yè)虧損原因及對策探析 |
| 時間：2012/3/15 |
隨著電力發(fā)展方式轉(zhuǎn)變步伐的加快，新能源和可再生能源發(fā)電開發(fā)利用加速發(fā)展，電源結(jié)構(gòu)不斷優(yōu)化，但在電力供應(yīng)結(jié)構(gòu)中火電仍占主要位置。中電聯(lián)發(fā)布數(shù)據(jù)顯示，截止2010年10月份，火電在裝機容量中的比重為76.03%；2010年1-10月份，火電發(fā)電量所占比重為80.01%。然而，近年來，火電企業(yè)虧損情況日益嚴重，并引起廣泛關(guān)注。本文將結(jié)合我國火電企業(yè)虧損現(xiàn)狀，在對其虧損原因進行分析的基礎(chǔ)上，從政府和企業(yè)兩個層面對火電企業(yè)的減虧對策進行探討。
一、火電企業(yè)大面積虧損
2010年10月31日，中電聯(lián)發(fā)布的2010年前三季度《全國電力供需與經(jīng)濟運行形勢分析預(yù)測報告》顯示，2010年1-8月份，受上年年末銷售電價疏導(dǎo)的翹尾作用，電力行業(yè)利潤總額972億元，同比增長108.5%，但是火電企業(yè)利潤從上年同期的268億元下降到220億元，中部六省、山東省火電繼續(xù)全部虧損，并新增加了東北三省火電全部虧損。
另據(jù)Wind統(tǒng)計，全部A股的55家電力上市公司中，2010年前三季度凈利潤出現(xiàn)虧損的公司有13家，凈利潤同比下降的公司有24家；其中，在27家火電類上市公司中，凈利潤同比下降的公司多達17家，占到了63%。
而從五大發(fā)電集團的經(jīng)營狀況來看，2010年前三季度，華能、大唐、華電、國電、中電投等五大發(fā)電集團經(jīng)營狀況總體盈利，但主營電力業(yè)務(wù)只有華能和國電兩家盈利，余下三家虧損，其中火電業(yè)務(wù)五家全虧，虧損額5億元至30億元不等。
由于持續(xù)虧損，一些電廠已經(jīng)無錢買煤，而在資產(chǎn)負債率高企的情況下，部分企業(yè)甚至面臨資金鏈斷裂的風(fēng)險，并有可能對電力有序供應(yīng)產(chǎn)生威脅。
二、火電企業(yè)虧損原因分析
首先，從成本構(gòu)成來看，由于燃料成本占發(fā)電總成本的70%以上，因此煤炭價格便成為左右火電企業(yè)贏利的重要指標。從近兩年的煤炭價格走勢來看，受國民經(jīng)濟回升向好帶動，煤炭價格自2009年4季度開始出現(xiàn)普遍持續(xù)上漲；2010年以來，煤炭價格漲幅雖有所放緩，但仍保持高位運行。據(jù)中國煤炭運銷協(xié)會數(shù)據(jù)顯示，全國市場交易煤炭平均價格基本保持在660元/噸以上，11月底，全國市場交易煤炭平均價格達到739元/噸左右，較2009年同期上漲約120元/噸。據(jù)測算，標準煤上漲25元/噸，則會侵蝕每千瓦時電1分錢的利潤空間，120元/噸的上漲幅度相當(dāng)于侵蝕了火電企業(yè)大約5分錢的利潤空間。因此，煤炭價格持續(xù)上漲并高位運行導(dǎo)致燃料成本增長過快，是造成火電企業(yè)利潤下降并出現(xiàn)大面積虧損的主要原因。
其次，火電發(fā)電量增速放緩也對火電企業(yè)利潤下滑產(chǎn)生了一定影響。具體來看，2009年，隨著工業(yè)用電的逐步恢復(fù)，火電發(fā)電量快速增加，同比增速不斷攀升，2009年全年，全國完成火電發(fā)電量29814億千瓦時，同比增長7.2%，增幅同比上升5個百分點。2010年初，由于低溫寒潮天氣持續(xù)時間較長，居民生活用電不斷攀升，同時隨著工業(yè)用電迅速增加，部分地區(qū)部分時段電力供應(yīng)一直維持平衡偏緊狀態(tài)，而此時水電因西南嚴重旱情持續(xù)發(fā)展而不斷下滑，為確保國民經(jīng)濟、人民生活及抗旱救災(zāi)對電力的需求，火電企業(yè)滿負荷甚至壓極限運行，火電發(fā)電量延續(xù)了2009年的上漲勢頭；但因今年來水情況明顯好于去年，水電生產(chǎn)從二季度開始逐漸恢復(fù)，受水電出力持續(xù)增加擠壓，火電發(fā)電量增速自二季度明顯放緩。中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示，2010年10月份，全國共完成水電發(fā)電量630億千瓦時，同比增長43%；共完成火力發(fā)電量2563億千瓦時，同比下降0.6%。
但總體來看，“市場煤、計劃電”的體制性矛盾才是造成火電企業(yè)大面積虧損的根本原因。目前，在我國，作為下游終端產(chǎn)品的電價屬于國家管制范圍；而作為原材料的煤炭，價格卻是市場化的，這就是所謂的“市場煤”和“計劃電”。在這種體制下，當(dāng)煤價平穩(wěn)時，電價受到的沖擊不大；一旦煤價大幅波動，由于具有“計劃性”的電價不能及時“疏導(dǎo)”上漲的成本，上下游的利益矛盾就會凸顯。
為了理順煤電價格關(guān)系，促進煤炭、電力行業(yè)全面、協(xié)調(diào)、可持續(xù)發(fā)展，國家發(fā)展改革委在2004年底建立了煤電聯(lián)動機制，規(guī)定原則上以不少于6個月為一個煤電價格聯(lián)動周期，若周期內(nèi)平均煤價比前一周期變化幅度達到或超過5%，相應(yīng)調(diào)整電價；如變化幅度不到5%，則下一周期累計計算，直到累計變化幅度達到或超過5%，進行電價調(diào)整。
我國曾于2005年5月和2006年6月兩次啟動煤電聯(lián)動機制。煤電價格聯(lián)動機制的啟動在一定程度上緩解了火電企業(yè)的經(jīng)營壓力，對維護發(fā)電企業(yè)正常生產(chǎn)經(jīng)營發(fā)揮了重要作用。但由于煤電聯(lián)動時間的滯后及煤電價格聯(lián)動未到位，煤價上漲幅度一直高于電價的漲幅，自2003年以來，我國煤炭價格持續(xù)上漲，秦皇島5500大卡煤炭累計上漲超過150%，而銷售電價漲幅僅上漲32%；且由于考慮到國內(nèi)通脹壓力，雖然煤炭價格在2008年上漲幅度超過5%，甚至在2009年底上漲幅度超過10%，但2006年以后煤電聯(lián)動一再被擱淺。由此可以看出，煤電聯(lián)動機制的建立不僅不能從根本上解決“市場煤、計劃電”這一體制性矛盾，而且在國內(nèi)通脹壓力不斷增加的情況下，煤電聯(lián)動機制重啟受阻，煤價頻繁上漲和電價調(diào)整滯后造成的剛性成本增加使得火電虧損狀況不斷加劇。
三、火電企業(yè)減虧對策探討
在煤炭價格高位運行、煤電聯(lián)動重啟受阻的情況下，火電企業(yè)減虧，一方面，需要電力企業(yè)積極探求“自救”之道，在加快電源結(jié)構(gòu)調(diào)整的同時加速推進煤電一體化項目；另一方面，政府應(yīng)加快推進電價改革，從根本上解決“市場煤、計劃電”的矛盾。
從企業(yè)層面來看，一方面，發(fā)電企業(yè)應(yīng)全面、持續(xù)推進電源結(jié)構(gòu)調(diào)整，大力發(fā)展新能源和可再生能源，不斷提高清潔能源和可再生能源在電力結(jié)構(gòu)中的比重，逐步降低企業(yè)盈利受制于煤炭價格的現(xiàn)狀。另一方面，火電企業(yè)可以通過聯(lián)營和合并重組方式加快推進煤電一體化進程，向產(chǎn)業(yè)鏈上游延伸，通過減少流通環(huán)節(jié)和降低交易成本來保障電煤供應(yīng)、抑制市場煤價大幅波動對企業(yè)盈利能力的影響。近年來，煤電一體化已得到國家有關(guān)部門的高度重視和充分肯定，2010年10月21日，國務(wù)院辦公廳轉(zhuǎn)發(fā)的國家發(fā)展改革委《關(guān)于加快推進煤礦企業(yè)兼并重組的若干意見》中還明確指出，鼓勵各種所有制煤礦企業(yè)以及電力、冶金、化工等行業(yè)企業(yè)以產(chǎn)權(quán)為紐帶、以股份制為主要形式參與兼并重組，鼓勵在被兼并煤礦企業(yè)注冊地設(shè)立子公司，同時鼓勵優(yōu)勢企業(yè)強強聯(lián)合，鼓勵煤、電、運一體化經(jīng)營，實現(xiàn)規(guī)模化、集約化發(fā)展，努力培育一批具有較強國際競爭力的大型企業(yè)集團。目前，電力央企普遍加大了煤電一體化的推進力度，五大發(fā)電集團全部提出要大幅增加煤炭產(chǎn)量，個別企業(yè)甚至將短期目標定在億噸規(guī)模。
從政府層面來看，在當(dāng)前通脹壓力不斷增加的背景下，重啟煤電聯(lián)動機制確實存在一定困難，因此短期內(nèi)政府可以采取適當(dāng)?shù)男姓深A(yù)，來抑制煤炭價格過快上漲，在一定程度上降低火電企業(yè)發(fā)電成本，緩解火電企業(yè)經(jīng)營壓力。自今年6月底以來，國家發(fā)展改革委已經(jīng)多次以發(fā)文或者開座談會的形式要求，國有煤炭企業(yè)加強行業(yè)自律，穩(wěn)定市場價格，嚴格履行合同，不得限制煤炭出省，努力保障煤炭穩(wěn)定供應(yīng)，這在某種程度上緩解了電煤價格上漲的預(yù)期。
但火電企業(yè)虧損的根本原因在于“市場煤、計劃電”這一體制性矛盾，而這一矛盾的癥結(jié)在于電價，因此，從長遠來看，加快推進電價改革、理順煤電價格關(guān)系，才是解決火電企業(yè)持續(xù)虧損的有效途徑。電價改革是電力體制改革的一項重要任務(wù)，旨在形成合理的電價機制，使市場優(yōu)化配置資源的作用明顯增強。隨著電力投資建設(shè)速度的加快，發(fā)電裝機容量不斷增加，電力供應(yīng)能力持續(xù)增強，長期困擾我國經(jīng)濟發(fā)展的“電荒”的問題已經(jīng)基本得以解決，從而為繼續(xù)推進電價改革提供了契機。就當(dāng)前來看，推進電價改革，一方面，需要進一步推行輸配分離，加強電網(wǎng)企業(yè)輸配電成本監(jiān)管，規(guī)范輸配電成本行為，建立健全合理的輸配電價機制；另一方面，需要繼續(xù)擴大大用戶直購電試點范圍，逐步打破電網(wǎng)企業(yè)獨家買賣電力的格局，在發(fā)電和售電側(cè)引入競爭機制，建立規(guī)范透明的市場交易機制。
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