电企大面积亏损有望缓解

　　12月1日起，工业用电销售价格每度平均上调3分，发电企业上网电价上调2.6分，此次涨价，电企可以增加千亿元收入

　　电价调整终于落地。

　　12月1日起，工业用电销售价格每度平均上调3分，发电企业上网电价上调2.6分钱，以缓解电企日益亏损的局面。这一改变，可以为电企带来千亿元左右的收入。

　　在调整电价的同时，国家发改委也发布30号公告，准备对电煤价格进行临时价格干预。纳入国家跨省区产运需衔接的年底重点合同煤，2012年价格在2011年年初签订的合同价格基础上，上涨幅度不得超过5%。

　　2012年1月1日以后，环渤海的秦皇岛港、黄骅港、天津港[6.73 -1.03% 股吧 研报]等发热量5500大卡的电煤平仓价最高不得超过每吨800元，通过铁路、公路直达运输的电煤市场交易价格，不得超过2011年4月底的实际结算价格，也不得采取改变结算方式等手段变相涨价。

　　亏损现状

　　入冬以来，电企亏损，希望提高上网电价的呼声愈来愈高。11月24日，山西多家电厂负责人集体赴京要求调高电价。

　　大唐亏损最严重的是山东济南黄台发电厂，总资产58亿元，负债已达59.9亿元，负债率已经超过100%。黄台发电厂总经理王喜春向媒体透露，电厂从2006年到现在一直在亏损，预计今年将亏损4亿元。由于资金紧张，已拖欠30多家中间商煤款2.2亿元，职工工资也要拖后一个月才发放。

　　据华能一位宣传人员说，年底火电企业将可能出现比以往更严重的亏损，目前大唐、华能、国电、华电、中电投五大发电集团火电均现亏损。内蒙古煤电联产的企业情况稍好一些。华能在山东的电厂亏损也较为严重。

　　自2008年以来五大电企火电连年亏损， 2008—2010年间，仅五大电企火电累计亏损额就达到602.57亿元。如果算上其他火电企业，近几年深陷亏损泥潭的火电行业亏损可能达上千亿元。

　　自2004年以来我国煤价累计上涨了200%，而同期电价涨幅不到40%，火电企业利润逐渐被日益升高的煤价挤压。

　　预计今年全国消耗电煤约19亿吨，其中约7亿吨为价格较便宜的重点电煤合同量。国家电监会调查发现，这些重点电煤合同的兑现率不到50%，而且煤质下降和各种掺杂使假现象严重。

　　但华能相关负责人说，如果不接受次煤则没有了重点合同煤源，对方处于强势地位。虽然现在发改委的30号公告规定不得降低煤炭质量，但这种现象一直存在，并且无法纠正。

　　但煤企对现在的电煤承担的费用推高电价现象也有所不满。据了解，煤炭离岸价取决于煤炭的坑口价、铁路运输成本以及各环节的收费。如果不计中间环节费用和政策性收费，煤炭的坑口价是比较低的。

　　今年以来，煤炭可持续发展基金收取标准有所提高，同时，物流中间环节费用也水涨船高。自10月1日起改变了港建费征收办法及标准，由海事局征收，国内煤装船由3元/吨调整为4元/吨，各港口趁机将港口包干费用进行上调，从而增加了中间环节费用。

　　煤价改革

　　这次国家发改委发布的第30号公告表示，为进一步规范煤炭市场秩序，稳定发电用煤价格，并根据价格法规定，对我国电煤价格实施临时价格干预措施。对纳入国家跨省区产运需衔接的年底重点合同煤，2012年价格在2011年年初签订的合同价格基础上，上涨幅度不得超过5%。产煤小区自产自用的电煤，年度合同价格涨幅不得超过上年合同价格的5%。

　　同时对市场交易电煤实行最高限价，2012年1月1日以来，秦皇岛港、黄骅港、天津港、京唐港、国投京唐港、曹妃店港、营口港[0.00 0.00% 股吧 研报]和大连港[2.92 0.00% 股吧 研报]发热量5500大卡的电煤平仓价最高不得超过每吨800元，其他热值电煤平仓价格按5500大卡限价标准相应折算。通过铁路、公路直达运输的电煤市场交易价格，不得超过2011年4月底的实际结算价格，也不得采取改变结算方式等手段变相涨价。

　　从煤炭企业了解到，2012年煤炭行业的普遍诉求为国家应继续坚持通过市场配置资源并按市场化确定价格的改革方针，适度调整2012年年度合同电煤价格，逐步缩小年度合同电煤与市场现货价格差，应允许煤炭企业参照CPI涨幅同步调整年度合同电煤价格。国家发改委这次临时价格干预措施，对煤炭企业上调年度合同电煤价格的诉求给予了一定考虑。

　　除了提高煤价外，还全面清理整顿涉煤基金和收费，取消国家和地方违规设立的涉煤基金和收费项目。除国务院批准的矿产资源补偿费、煤炭可持续发展基金以及依法设立的对煤炭征收的价格调节基金外，省级以下地方政府越权或擅自设立的所有基金和收费项目，都要在2011年12月31日取消。

　　这次公告也要求省级政府对随煤炭征收基金的标准进行规范。省级人民政府对煤炭征收的价格调节基金和收费项目，征收标准合计不得高于国务院批准的山西省煤炭可持续发展基金每吨23元的征收标准，不得对省内外用煤实行不同标准，超过每吨23元以及对省内外实行不同标准的，必须在2011年12月31日进行整顿，未对煤炭设基金、收费项目的，不得新设基金、收费项目，已经设立的基金和收费项目征收标准合计低于每吨23元的，不得提高。

　　中国中煤能源集团有限公司副书记、新闻发言人王晞认为，去年国家规定合同煤不得涨价，今年允许涨价5%，对煤企而言是一个利好，重点合同煤占到中煤供应电企煤炭总量的70%—80%，这对企业而言是有利的。但市场合同煤要求降到800元以下，则对企业而言影响巨大，现在环渤海合同煤价格已经超过850元，现在要求低于800元，则会对煤企赢利造成巨大的影响。

　　电企可增千亿元收入

　　以往电价上调，煤价也上调，电价上涨对煤企带来的利润空间也被抵消。华能相关负责人认为，除江浙沿海外，其他地方的上网电价本身就低，这次国家在提高上网电价的基础上，控制煤炭上涨的价格，根据行业规律测算，此次涨价，电企可以增加千亿元收入。

　　“2012年开始国家对电厂脱硝提出硬性要求，到2015年，火电烟气脱硝容量将达到7.2亿千瓦，需要上千亿的脱硝投资和大量的运行费用。增加了企业成本，如果没有提价或者别的方面的补贴，火电企业日子确实不好过。”煤电资源网分析师赵玉伟说。

　　火电亏损严重，也与上网电价有关。当前中西部上网电价只有0.3元以上，而东部则是0.5元以上。差距是0.2元，华能相关负责人说，不要小看这0.2元，对于电厂来说，提高1分钱则也有极为重要的帮助。一个240万千瓦机组的电厂，一年发电100亿千瓦时，就能增加1亿元的收入，相当可观。以去年发电4万亿千瓦时计算，以后电厂可以增加400亿元以上的收入，这次提高2.6分的上网电价，电企如果发电保持在4万亿度以上，明年一年增收可望超过千亿元。

　　浙江越盛热电厂总经理谢百军说，他们没有合同煤，发电用的煤全部是从港口采购的市场煤，每吨价格在1100元以上，就这样也还能保持赢利。谢长军认为他们能够赢利在于煤炭利用率高，能够热电联产，效益较好。

　　据公开数据测算，1吨煤可以发电3000度，江浙上网电价5毛钱以上，则是1500元以上，仅发电就可以消化煤的成本，再加上供热的收入，企业完全可以赢利，而内地企业入网电价只有900元，远远低于煤价。因此上网电价高于内地0.2元，能够承受更高的煤价是浙江一带热电企业赢利的关键。