火电企业亏损原因及对策探析

　　随着电力发展方式转变步伐的加快，新能源和可再生能源发电开发利用加速发展，电源结构不断优化，但在电力供应结构中火电仍占主要位置。中电联发布数据显示，截止2010年10月份，火电在装机容量中的比重为76.03%;2010年1-10月份，火电发电量所占比重为80.01%。然而，近年来，火电企业亏损情况日益严重，并引起广泛关注。本文将结合我国火电企业亏损现状，在对其亏损原因进行分析的基础上，从政府和企业两个层面对火电企业的减亏对策进行探讨。

　　一、火电企业大面积亏损

　　另据Wind统计，全部A股的55家电力上市公司中，2010年前三季度净利润出现亏损的公司有13家，净利润同比下降的公司有24家;其中，在27家火电类上市公司中，净利润同比下降的公司多达17家，占到了63%。

　　而从五大发电集团的经营状况来看，2010年前三季度，华能、大唐、华电、国电、中电投等五大发电集团经营状况总体盈利，但主营电力业务只有华能和国电两家盈利，余下三家亏损，其中火电业务五家全亏，亏损额5亿元至30亿元不等。

　　由于持续亏损，一些火电厂已经无钱买煤，而在资产负债率高企的情况下，部分企业甚至面临资金链断裂的风险，并有可能对电力有序供应产生威胁。

　　二、火电企业亏损原因分析

　　首先，从成本构成来看，由于燃料成本占发电总成本的70%以上，因此煤炭价格便成为左右火电企业赢利的重要指标。从近两年的煤炭价格走势来看，受国民经济回升向好带动，煤炭价格自2009年4季度开始出现普遍持续上涨;2010年以来，煤炭价格涨幅虽有所放缓，但仍保持高位运行。据中国煤炭运销协会数据显示，全国市场交易煤炭平均价格基本保持在660元/吨以上，11月底，全国市场交易煤炭平均价格达到739元/吨左右，较2009年同期上涨约120元/吨。据测算，标准煤上涨25元/吨，则会侵蚀每千瓦时电1分钱的利润空间，120元/吨的上涨幅度相当于侵蚀了火电企业大约5分钱的利润空间。因此，煤炭价格持续上涨并高位运行导致燃料成本增长过快，是造成火电企业利润下降并出现大面积亏损的主要原因。

　　其次，火电发电量增速放缓也对火电企业利润下滑产生了一定影响。具体来看，2009年，随着工业用电的逐步恢复，火电发电量快速增加，同比增速不断攀升，2009年全年，全国完成火电发电量29814亿千瓦时，同比增长7.2%，增幅同比上升5个百分点。2010年初，由于低温寒潮天气持续时间较长，居民生活用电不断攀升，同时随着工业用电迅速增加，部分地区部分时段电力供应一直维持平衡偏紧状态，而此时水电因西南严重旱情持续发展而不断下滑，为确保国民经济、人民生活及抗旱救灾对电力的需求，火电企业满负荷甚至压极限运行，火电发电量延续了2009年的上涨势头;但因今年来水情况明显好于去年，水电生产从二季度开始逐渐恢复，受水电出力持续增加挤压，火电发电量增速自二季度明显放缓。中电联数据显示，2010年10月份，全国共完成水电发电量630亿千瓦时，同比增长43%;共完成火力发电量2563亿千瓦时，同比下降0.6%。

　　但总体来看，“市场煤、计划电”的体制性矛盾才是造成火电企业大面积亏损的根本原因。目前，在我国，作为下游终端产品的电价属于国家管制范围;而作为原材料的煤炭，价格却是市场化的，这就是所谓的“市场煤”和“计划电”。在这种体制下，当煤价平稳时，电价受到的冲击不大;一旦煤价大幅波动，由于具有“计划性”的电价不能及时“疏导”上涨的成本，上下游的利益矛盾就会凸显。

　　为了理顺煤电价格关系，促进煤炭、电力行业全面、协调、可持续发展，国家发展改革委在2004年底建立了煤电联动机制，规定原则上以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，相应调整电价;如变化幅度不到5%，则下一周期累计计算，直到累计变化幅度达到或超过5%，进行电价调整。

　　我国曾于2005年5月和2006年6月两次启动煤电联动机制。煤电价格联动机制的启动在一定程度上缓解了火电企业的经营压力，对维护发电企业正常生产经营发挥了重要作用。但由于煤电联动时间的滞后及煤电价格联动未到位，煤价上涨幅度一直高于电价的涨幅，自2003年以来，我国煤炭价格持续上涨，秦皇岛5500大卡煤炭累计上涨超过150%，而销售电价涨幅仅上涨32%;且由于考虑到国内通胀压力，虽然煤炭价格在2008年上涨幅度超过5%，甚至在2009年底上涨幅度超过10%，但2006年以后煤电联动一再被搁浅。由此可以看出，煤电联动机制的建立不仅不能从根本上解决“市场煤、计划电”这一体制性矛盾，而且在国内通胀压力不断增加的情况下，煤电联动机制重启受阻，煤价频繁上涨和电价调整滞后造成的刚性成本增加使得火电亏损状况不断加剧。

　　三、火电企业减亏对策探讨

　　在煤炭价格高位运行、煤电联动重启受阻的情况下，火电企业减亏，一方面，需要电力企业积极探求“自救”之道，在加快电源结构调整的同时加速推进煤电一体化项目;另一方面，政府应加快推进电价改革，从根本上解决“市场煤、计划电”的矛盾。

　　从企业层面来看，一方面，发电企业应全面、持续推进电源结构调整，大力发展新能源和可再生能源，不断提高清洁能源和可再生能源在电力结构中的比重，逐步降低企业盈利受制于煤炭价格的现状。另一方面，火电企业可以通过联营和合并重组方式加快推进煤电一体化进程，向产业链上游延伸，通过减少流通环节和降低交易成本来保障电煤供应、抑制市场煤价大幅波动对企业盈利能力的影响。近年来，煤电一体化已得到国家有关部门的高度重视和充分肯定，2010年10月21日，国务院办公厅转发的国家发展改革委《关于加快推进煤矿企业兼并重组的若干意见》中还明确指出，鼓励各种所有制煤矿企业以及电力、冶金、化工等行业企业以产权为纽带、以股份制为主要形式参与兼并重组，鼓励在被兼并煤矿企业注册地设立子公司，同时鼓励优势企业强强联合，鼓励煤、电、运一体化经营，实现规模化、集约化发展，努力培育一批具有较强国际竞争力的大型企业集团。目前，电力央企普遍加大了煤电一体化的推进力度，五大发电集团全部提出要大幅增加煤炭产量，个别企业甚至将短期目标定在亿吨规模。

　　从政府层面来看，在当前通胀压力不断增加的背景下，重启煤电联动机制确实存在一定困难，因此短期内政府可以采取适当的行政干预，来抑制煤炭价格过快上涨，在一定程度上降低火电企业发电成本，缓解火电企业经营压力。自今年6月底以来，国家发展改革委已经多次以发文或者开座谈会的形式要求，国有煤炭企业加强行业自律，稳定市场价格，严格履行合同，不得限制煤炭出省，努力保障煤炭稳定供应，这在某种程度上缓解了电煤价格上涨的预期。

　　但火电企业亏损的根本原因在于“市场煤、计划电”这一体制性矛盾，而这一矛盾的症结在于电价，因此，从长远来看，加快推进电价改革、理顺煤电价格关系，才是解决火电企业持续亏损的有效途径。电价改革是电力体制改革的一项重要任务，旨在形成合理的电价机制，使市场优化配置资源的作用明显增强。随着电力投资建设速度的加快，发电装机容量不断增加，电力供应能力持续增强，长期困扰我国经济发展的“电荒”的问题已经基本得以解决，从而为继续推进电价改革提供了契机。就当前来看，推进电价改革，一方面，需要进一步推行输配分离，加强电网企业输配电成本监管，规范输配电成本行为，建立健全合理的输配电价机制;另一方面，需要继续扩大大用户直购电试点范围，逐步打破电网企业独家买卖电力的格局，在发电和售电侧引入竞争机制，建立规范透明的市场交易机制。