于华鹏

　　“发电，亏损；不发电，更亏损。”这是湖南某火电厂的“一把手”郭亮(化名)给出的诠释。“现在外界对我们有一个误解，认为我们消极不发电，其实火电企业不发电才亏损。”郭亮说。他算了一笔账，以其火电厂为例，如果仅计算可变成本，而不计算固定成本部分，对于火电企业确有2分多钱的边际收益，但是在加入财务费用、人工和折旧等固定成本后，将会产生4亿多的亏损。

　　今年以来，国内多地发生电力紧缺现象，一度被认定为2004年以来的最大电荒，随后发改委年内启动了三次电价调整，针对电力企业无钱买煤进行了救场。

　　然而，在调价同时，质疑的声浪也此起彼伏，火电厂是否真的亏损？现实是最好的答案。本报记者赶赴今年“电荒”几个最严重省份之一湖南省，详细了解一家火电厂的真实运营。

　　经营成本调查

　　对于火电厂是否亏损外界主要有两方面的质疑，一是其真实性，二是亏损是否来自煤炭涨价。解决这些疑问需要两方面数据，一是整个经营成本总体和构成状况，二是煤炭的成本在总成本中的比例。

　　根据郭亮所在火电厂财务部提供给本报的数据，该火电厂的经营成本主要由燃料成本、财务费用、折旧、人工和环保费等组成，截至11月底，该成本共计约为33.4亿元。

　　其中，包括煤和油在内的燃料成本为24.8亿元，占总成本的比例为74.3%。其中24.79亿元为煤炭成本，油成本仅为0.01亿元，与煤炭成本相比，油料成本可以忽略不计。“截至11月底，我们的入炉煤炭的标煤单价为1042.62元/吨，比去年增加129.15元，根据当前的用煤量，因煤炭价格升高而同比增加的成本3.07亿元，若从总成本看，煤价同比增幅甚至达到了41.24%。”该电厂财务部负责人对本报表示。

　　该财务人员称，截至今年11月底该电厂的煤炭采购资金为30亿元，主要来源为银行短期融资借款和去年的电费。其中，2.7亿来自银行借款，其余27.3亿元来自收到的上网电费。

　　如此，剩余的电费将用于其他诸如财务费用、其他原材料等的支出。总体来看，除去煤炭成本外，其他成本约为8.61亿元，而扣除了燃料费用后的电费剩余则为2亿元，距离扣除非付现成本的折旧费后的成本支出仍有3.1亿元的差额。实际上，在总成本中，除了煤炭成本外，财务成本和折旧成本也比较高。具体来看，财务费用今年的支出为2.58亿元，占比7.7%，同比增长19.67%。

　　财务费用主要用于银行长期借款和短期融资的利息。此前，针对燃煤成本与财务费用究竟谁是导致火电厂亏损的主要因素，备受坊间争论。从上述数据来看，燃煤成本的成本为74.3%，是财务费用占比7.7%的近10倍，也就是说，对于该电厂样本，燃煤成本远高于财务费用。

　　除去燃料成本和财务成本，第三大经营成本为折旧费，高达3.4亿元，占比10.2%。然后是维护费用，主要为机组设备运营维护、脱硫成本和原材料费等，为1.4亿元，占比4.2%。

　　还有人工成本，主要是职工的工资，为0.83亿元，占比2.5%，还有环保费，主要为排污费用，为0.1713亿元，占比0.5%。剩余为其他费用，占比0.6%。“整个成本构成中，燃煤成本占了七成多，只有燃煤成本降下来，才会实质缓解经营状况。”郭亮对本报表示。

　　火电亏损真相

　　按照上述成本，不难算出火电厂的盈亏情况，简单来算，即由29亿元的电费构成的经营收入减去33.4亿元的经营成本，火电厂亏损4.4亿元左右。

　　“截至11月底，我们电厂亏损了4.15亿元。”该电厂负责人称，“我们今年负债52.2亿元，资产负债率从年初的95.17%提高到103.1%，增加了7.93%。”

　　对此，郭亮表示，“现在外界对我们有一个误解，认为我们消极不发电，其实对于我们火电企业来讲，是发电亏损，不发电更亏损。”

　　他告诉本报，如果仅计算脱硫成本、水资源费和消耗性燃料等可变成本，而不计算财务费用、人工成本和折旧等固定成本部分，对于火电企业确有2分多钱的边际收益。

　　具体地，该电厂目前的入炉燃煤单价(不含税)为1042.6元/吨，电厂的平均煤耗为318克/千瓦时，以此计算，度电成本为0.332元/千瓦时，加上17%增值税后为0.388元/千瓦时。而目前的湖南加装脱硫的火电上网电价为0.464元，由此计算盈利即为7.6分，然后，除去脱硫成本、水资源费和消耗性燃料等可变成本5分钱后，边际盈利为2.6分钱。“但这是理论上的，还要加上设备的折旧费、修理费、管理费、财务费和工人的工资，把这些算进去，我们的度电成本就从盈利变成亏损了。”他表示，“如果我们停机不发电，仅固定成本的折旧和财务费用等算下来一年就有近7亿元左右。”

　　本报通过上面财务的数据计算，财务费用、人工和折旧费用分别为2.58亿、0.83亿和3.4亿，共计6.8亿元。

　　“以此来看，我们发电越多，这部分费用就会被更多的摊薄，按今年预计的发电90亿千瓦时算，对应的固定成本约为9亿元，即固定成本可折算为10分/千瓦时，如果发电70亿千瓦时的话，则度电成本则要达到12.86分/千瓦时。”郭亮称，“所以说，电厂其实是希望多发电，只有多发电，成本才会更多的摊薄，不发电，这9亿元的成本就要白白花掉，发电还能抵消部分亏损。”

　　“除了煤炭价格造成的成本压力，由于国家货币政策收紧，还导致银行对于电厂贷款带来新的变化。”该电厂财务部负责人对本报表示，“去年银行贷款的利息为5.8%，而且还能申请到10%的利息下浮，我们最低的贷款利息能达到5.229%，但是今年以来，银行四次加息，上浮10%都借不到款，企业面临资金断流。”

　　该电厂燃管部负责人也表示，“这多种压力下的结果就是电厂的煤炭供需不稳定。我们电厂如果机组全开煤耗约为每天2万吨，大部分时间是开三台机组，煤耗每天1.67万吨，以此计算，截至11月底，存煤45万吨可用24天左右。”

　　“但是从年内看，年初1月份电厂存煤曾一度降至5.73万吨，也就是说可用天数仅为3天，远远低于10天存煤的警戒线。”上述燃管部负责人称。

　　对此，郭亮表示，“煤炭企业可以一月不销售，但是电厂不能一天不采购，这是个很尴尬的事情。”

　　在他看来，虽然年内湖南上调了两次电价，但年中的2分钱调价已经被疯涨的煤价冲抵，年底3.7分的调价和限价令，能否长期稳定煤炭价格仍需时日，“重要的是，调价只能解决一时，而不能解决煤电之间的长期矛盾”。

　　(本报实习记者曾佑蕊亦有贡献)

　　来源：经济观察网