火电企业四季度有望扭亏

     大电厂纷纷减薪自救

　　大中型电厂虽然不必像小火电厂那样面临着关停的苦恼，但日子同样并不好过。发电用煤价格大幅上涨，火电企业普遍感受到了不可承受之痛。国家统计局今年3月底公布的一组数据显示，电力行业出现了61％的负增长，陷入全行业亏损。根据Wind统计，56家电企中，有26家电企上半年净利润亏损，亏损总额高达35.4亿元，并由此导致现金流紧张。数据显示，27家火电企业中，经营活动产生的现金流同比下滑的企业有20家，占比接近八成。

　　随着今年中报的陆续出台，可以看到“减薪风暴”已开始刮遍各大电企。在目前的沪深两市56家电力企业中，共有10家电力企业表示“支付给职工以及为职工支付的现金”出现下降。在此之前，作为中国五大电力集团之一的国电集团亦要求集团内平均减薪幅度约30％，范围从集团高层到一线员工无一遗漏。

　　记者查阅各大电力集团公布的中报发现，华电集团的“上市旗舰”华电国际(600027.SH)支付给职工以及为职工支付的现金从去年的3.10亿元减少到2.42亿元，上海电力(600021.SH)上半年支付给职工以及为职工支付的现金从去年的4.16亿元减少到3.87亿元，通宝能源(600780.SH)则由去年同期的0.59亿元“腰斩”为现在的0.27亿元。

　　电力企业自我减薪“过冬”，这在业内引起不小的震动，但广发证券分析员谢军表示此举实际效果并不大，人员成本仅占总成本的5％左右，火电厂生产成本的80％－85％是煤炭、燃油等一次能源的消耗，它们是发电成本构成中的“大头”，止亏的关键是电价是否会进一步上调及下半年的煤炭供需状况。

　　发改委上调电价救电企

　　令电力企业欣慰的是，继6月19日国家发改委将销售电价上调2.5分钱/千瓦时、7月2日将上网电价上调1.7分钱/千瓦时之后，8月20日，国家发改委再次将火电企业的上网电价上调2分钱/千瓦时，此举也意味着电力行业盈利能力有望逐步改善。

　　9月11日，国家电监会相关负责人表示，由于此前担心上调销售电价会推高已处高位的CPI，全国销售电价没有及时调整。而8月份CPI涨幅已经回落至4.9％，这为销售电价调整创造了条件。

　　银行证券研究员邹序元在接受记者采访时表示，现在所有电力企业的资金状况都不太理想，调高电价后会对缓解相当一部分的现金压力，也为电力企业下一阶段的复苏创造了条件。

　　然而对于整个电力行业来说，电价调整涉及到上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价组成的价格体系。因此有分析人士认为，此举虽然部分缓解了发电企业的压力，但其调整幅度还不足以完全弥补煤炭价格上涨所带来的成本压力，电力行业全行业仍然面临亏损。而且电网销售价格并未调整，使得电网企业也可能面临亏损的压力。据了解，如果下半年销售电价不上调，将导致国家电网公司和南方电网公司每月新增40亿元购电成本。这种状况如果持续4个月，两大电网公司就有可能出现亏损。

　　煤价回落四季度有望止损

　　作为煤炭消费大户，火电企业对于煤炭价格最为敏感，而煤炭价格通常与油价联动性较强。而从全球角度看，油价中期下跌趋势基本确立。国际煤价在上周末大跌近15美元/吨。与此同时，国内煤炭市场晴雨表的秦皇岛港存煤量仍持续高位，煤价也普降20元/吨左右。业内人士指出，国际煤价的大跌是跟随国际油价下跌后的补跌。但从深层次原因来看，煤价的大跌与全球经济放缓直接相关，未来煤价走势仍要看整个经济走势而定。

　　据了解，火力发电企业的成本主要包括煤价、财务费用和运输成本。其中，煤炭价格占比高达70％－80％，是决定火电企业业绩的关键因素之一。广发证券研究员谢军对记者表示，煤炭价格的下跌，再配合电价上调，对火电企业将是一个重大的利好。

　　银河证券研究员邹序元则认为，火电行业前景依然可观，用电需求仍然在不断上升，煤价成本回落会缓解之前煤炭供需的紧张状况，火电企业有望在今年四季度止亏，但在账面上反映出来则要等到明年。“如果经济发展平稳，那么火电行业复苏大约还需要一年半左右的时间；如果经济发展不稳定，那么煤价会随着大宗商品的价格下跌而下跌，对于火电行业来说，复苏的时间会缩短。”

　　电力体制改革箭在弦上

　　“但这样不能带来根本性的变化。因为市场是环环相扣的，煤的价格已经放开了，就不可能回到指导价。只有把电价真正的放开，真正市场化，整个电力行业的处境难有改观。”华南理工大学电力学院副教授荆朝霞在接受记者采访时说。

　　电监会负责人也表示，电监会已向国务院和发改委等有关部门提出了完善电价政策和电价形成机制的建议，建议理顺电价方法应该“长短结合”，除了短期的调控煤炭市场和电力调价之外，长期应加快电价改革步伐，促进合理电价机制的形成。这意味着困扰整个电力行业的电力价格改革步伐将进一步深入。此前，由于各地普遍出现电荒问题，导致电力体制改革步伐放缓，随着下半年电力供应缓和，也为电力体制改革创造了条件。

　　自2002年原国家电力公司分拆为两大电网和五大发电集团之后，电网公司和发电集团的利润是分开核算的。但由于电力生产行业的特殊性，产品销售对象非常单一。由发电企业提供电力给电网公司，然后再由电网公司通过电力线路网络分销给消费者。虽然整个电力行业的利润很高，在目前发改委的电力价格管制情况下，煤炭涨价的压力一直是由发电企业在承担，这也造成了电网企业与发电企业的利润分配的不合理，以至于在电网企业利润大得惊人的同时，发电企业却接近亏损，甚至发电越多亏损越严重。

　　电网公司的盈利空间来源于上网电价与销售电价之差。电网公司从发电企业购进的上网电价平均在0.30元/千瓦时，但经过电网公司的线路的一次传输，电网企业的销售电价就可达到每千瓦时0.50元至0.70元，而商业用电价格更高达每千瓦时0.90元。

　　有关统计数据显示，国家电网公司的经营效益在150多家中央企业中排名第四位。作为全国最大的省级电网，广东电网2007年的利润高达142亿元相比于其800多亿元的总资产，资产回报率已高达11％，大大超过了国际6％至8％的平均水平。可是发电企业一方的亏损面却高达三成多，而且主要集中在火电企业。华能、大唐所属的发电厂亏损面分别为34％和36％，广东粤电和国投电力所属的发电厂亏损面也分别达到21.62％和30.77％，而北京能源投资集团有限公司的发电厂亏损面更是高达50％。

　　电价可向试点大用户开放

　　荆朝霞认为，电价改革完全市场化在短期内还很难做到，但可以尝试先对大用户开放电价。“在英国等国家，电价改革最初也是从对大用户开放开始的，慢慢向中等用户开放，最后向个人用户开放。真正的市场化应该是有多个电力供应商，用户有权利做出选择，甚至没有电力资产的公司，也可以从电厂买电，向电网公司交过网费，再出售给用户。用户端的价格会随着成本或经营状况的变化出现一定的波动。在国内，广东台山的经济开发区已经有用电量大的企业在试点，操作方法是电厂按照协议价格卖电给用户，再向电网公司缴纳过网费。”她坦言，如果能对用户直供，就相当于把生产价格与输电价格分开，对电厂和用户都是有利的，往往是电网公司不愿意改革。

　　对于电价开放可能引起的价格波动的风险，荆朝霞认为可以通过签订长期合同来规避。“电厂与用户之间约定长期电价，电厂与煤矿公司之间约定长期煤价。期货在经济上有两个作用，一是规避风险，二是做金融套利的工具。对于用户来说希望电价平稳，对于投资人来说，愿意承受风险，并在电价波动中受益，双方各求所需。但国内目前金融市场不成熟，很容易被人操纵，风险更大。”