电荒背景下 发电企业表面风光

　　上半年两大发电集团的亏损，显示电价制定和煤价制定机制的不和谐。但是，电价定价机制改革任重道远，有没有更现实的解决办法呢？

　　电荒背景下，发电企业表面风光无限，底下却苦不堪言。

　　“今年上半年5大发电集团中两个整体亏损。”在不久前召开的中国电力论坛上，中国 电力企业联合会(下称中电联)专职顾问叶荣泗表示。据悉，5家中剩下3家也仅仅是微利或盈亏平衡，这是华能、华电、国电、中电投和大唐5大发电集团成立以来首次出现的情况。

　　与此同时，国资委网站披露，今年上半年，5大发电集团完成发电量5563.1亿千瓦时，增长15.4%，高于全国平均水平1.6个百分点。

　　发电越多亏损越大的尴尬，折射的正是电力定价体制的困局。

　　电力企业失去投资魅力

　　电力企业，尤其是火电企业面临全行业危机，其实早就命中注定了，只不过大多数人没有想到危机会在电力极度短缺，发电量创历史纪录的时候集中爆发。

　　另一组数据显示的情况可能更严重。

　　在不久前召开的南方电力市场建设工作领导小组第三次会议上，

国家发改委价格司副司长刘振秋透露，今年1-5月，发电企业利润总水平比去年同期降低62%。

　　华能国际(600011)一直是绩优蓝筹的代表，火电企业的龙头。8月10日，华能国际公布2005年半年报，其净利润同比下降35.98%，每股收益同比下降38.1%。而其他电力上市公司也显示了类似的情况，今年以来，多数时间电力企业的股价走势弱于大盘。

　　火电企业的困局还有一个反映就是外资企业的全面撤退。

　　9年前，罗伯特•安德森来到中国，代表美国联合能源公司(Alliant Energy)开始寻求投资中国电力市场的机会。然而，在坚守了9年之后，这家总部位于美国威斯康星州的全球著名能源公司最终以撤资结束了中国之旅。2005年7月，美国联合能源公司主席兼首席执行官Bill Harvey决定把旗下10家电厂全部出售。

　　事实上，始于2003年的这一轮电力行业外资大撤退正在接近尾声。亚洲

开发银行能源经济学家林伯强说，外资目前在中国电力市场的投资比率很可能接近于零。而在1997年，这一数字曾经高达14.5%。他说，因为煤价涨得太快，中国的发电行业第一次不挣钱了。

　　业内的一种说法，“市场经济的煤，计划经济的电”，就是指煤价向上狂飙，电价却一直被政府“抓住不放”，不能随行就市。

　　2004年以来，电煤价格持续上涨，火电企业成本急剧上升，造成电力行业毛利率下降。今年以来，一方面全国缺电形式严峻，另一方面电煤价格已然保持高位运行，电力企业得利润不断被成本上涨吞噬。

　　市场经济的煤很赚钱

　　刘振秋表示，中国长期计划经济体制下形成了资源价格偏低，比如煤炭、石油，现在随着市场化推进，价格出现可合理回升，使采掘业、加工业利润出现了合理回升，这确有其合理的一面，但也带来了一系列问题，包括下游行业涨价传导不出去，导致下游行业利润大幅减少。发电企业的经营困难就是因为采掘业价格上涨过快，同时政府监管没有跟上。

　　据统计，自年初以来

煤炭价格上涨趋缓，发电企业电煤平均车板价在2004年增加70元/吨的基础上，今年自秦皇岛煤炭订货会以来又平均上涨了35元/吨以上，上涨幅度已远远超出发改委认可的幅度。

　　在煤价上涨的同时，电煤质量却明显下降。上半年电煤平均热值不足4700大卡/千克，目前绝大部分燃煤电站锅炉设计值均在4800大卡/千克以上，电煤质量已处于设计低限水平，很多电厂锅炉在长期高负荷状况下设备磨损已相当严重。

　　中电联燃料分会会长解居臣透露，今年上半年电厂煤耗因热值降低就多耗煤710万吨。

　　基于上述两个原因，今年上半年国有及国有控股电力企业生产成本达6355.17亿元，同比增长22.16%。煤电联动仅能在一定程度上缓解发电企业成本上升的压力，在联动过程中，发电企业实际承担的消化比例远高于30%，部分企业消化比例高达50%以上。同时油价上涨、热价较低以及各地陆续开始收取的水资源费和环保排污费等也加大了发电企业的成本，使企业经营业绩普遍下滑甚至亏损。

　　而与此相对应的是煤炭企业盈利快速增长。国资委网站数据显示，上半年神华集团和中煤集团生产原煤10714.8万吨，同比增长26.6%；实现利润143.2亿元，同比增加75.1亿元，增长110.3%。神华集团完成电煤销售4630万吨，同比增长31%。

　　煤电企业冰火两重天，其实没有经营水平的高下之分，而仅仅是价格政策使然。

　　改革电价定价机制当务之急

　　实际上，在两家发电集团上半年报出整体亏损的时候，最困难的时期已经过去。5月1日开始实施的煤电联动阻止了发电企业的效益继续下滑。

　　中电联统计，全国电力行业国有及国有控股企业利润自5月份以来出现了正增长。1-6月共计实现利润311.87亿元，与去年同期相比增长3.49%，同煤电联动前的1-4月相比，亏损面和亏损额分别下降了5.26和16.26个百分点。

　　煤电联动开始实施的同时，全国销售电价也开始上调，平均每千瓦时上调2.52分。但是由于30%的电煤涨价因素仍然需要电力企业自身消化，使电价的上涨幅度远不能抵消煤价的上涨。

　　在此背景下，外资发电厂的亏损进一步体现了中国电力行业特有的体制问题——国有电力企业即便是亏损也还可以拿到国有银行贷款支持，外资发电厂可能只有望洋兴叹。另外，随着中国电力企业的重组，5大发电集团占据了电力市场绝对主导地位，外资企业的谈判能力减弱了许多，售电量难以得到保证。

　　美国联邦能源管制委员会行政诉讼办公室主任William J Froehlich在中国电力论坛上表示，中国自身不能满足电力发展的投资需求，但如果合理的定价机制没有建立，企业没有合理回报，外资来的可能性几乎为零。

　　体制因素是长期困扰电力企业尤其是火电企业的症结所在，近10年来，中国电力体制改革艰难推进，电价形成机制也历经变化，但是近几年的能源紧张使得改革的迫切性进一步增强。

　　英国丹地大学能源、石油及矿产法律和政策中心主任Philip Andrews-Speed对当前中国的电力体制提出警告，他认为，如果中国发电企业继续低于成本运行，总会有人会付成本，有时甚至可能是社会成本。

　　但是，对于电价机制改革的前景，有关专家预测，要彻底解决电价机制改革的复杂问题，消除当中的复杂因素，可能需要5-10年，甚至更长时间。此时，水深火热中的电力企业如何等得起？

　　电力专家朱成章表示，世界银行在加州电力危机后专门告诫发展中国家，在进行电力行业竞争性市场化改革时，要注意起始点问题，其中一个就是电价，只有在电价高于成本，电力企业有合理利润时，才能进行市场化改革。而中国电价长期在国家严格管制下，电价是偏低的。把电价作为宏观调控的工具严控电价，就会推迟电力交易市场的建立，而电力市场难以建立，又使国家有理由对电价实行严格审批，使电价走入严控的怪圈。朱成章建议，当务之急，是让电价高于成本，电价管制要按市场经济规律定价，体现供求关系。

　　从长期看，建立反映供求关系的定价机制是治本之道，但是，眼前的电力企业的政策性亏损问题也需要更现实的解决办法。从各地实践来看，由政策埋单似乎也是一种现实选择。

　　为鼓励地方小火电机组顶峰发电，缓解广州市今夏、秋季用电紧张状况，广州市财政部门已经通过安排地方电力专项资金和财政垫支等方式筹得1.37亿元，目前广州已经有19户电力企业获得了5480万元的财政补贴资金。

　　朱成章对于中国电力行业的未来发展，提出了三种解决方案：其一，电力工业由国家来经营，作为宏观政策调控工具，电力所需投资、费用由国库开支；其二，电力工业按企业化经营、市场化改革，政策性亏损由国家补贴；三是电力工业实行市场化经营，政府在管制电价保证电力企业有合理的利润，使电价高于成本，并体现供求关系。(《证券市场周刊》陈玉洁)