应对火电行业经营危机的思考

应对火电行业经营危机的思考
夏元明
      电力是国民经济的命脉，电力行业的稳定发展直接关系国计民生。改革开放30年来，电力工业的发展取得了巨大成就，为经济社会的全面进步奠定了良好的发展基础。但是，电力工业的发展仍面临许多矛盾与不和谐因素。当前，尤为突出的是火力发电企业（以下简称：火电企业）发生了前所未有的经营危机。虽然，国家提倡核能、风力、水力、垃圾、秸秆、天然气等新能源发电，但是可开发资源有限，运营成本太高。目前，我国80%以上的电力供应来源火电。火电企业经营状况如果不能得到改善，不仅损害火电企业本身，而且势必殃及社会，给国民经济发展带来严重的灾难。　
　
一、当前火电企业形势严峻的经营现状及危害

      2008年，我国火电企业进入了历史上经营最困难的时期，全国90%以上的火电企业亏损严重。根据国家统计局发布的最新数据，今年前三季度火电行业亏损额约为250亿元。我国火电企业90%以上国有，50%以上属于央企。在发电生产成本飙升，经营状况不断恶化的情况下，为满足电力供需平衡，积极履行国有企业肩负的社会责任，不计成本发电，为夺取抗震救灾斗争全面胜利，确保迎峰度夏、奥运保电圆满完成，作出了牺牲，也陷入了重度亏损的泥潭。虽然，今年国家发改委先后两次微调火电上网电价（1.7+2分）,然而不堪重负的生产成本居高不下，火电企业亏损面持续扩大，火电企业降薪“瘦身自救”，损失了员工的即得利益，直接导致员工队伍思想波动较大，专业技术人才流失严重，队伍稳定成为摆在火电企业面前的一大课题。随着亏损进一步加重，火电企业在银行信用等级也在降低，设备技术改造的投入也因之受限，发电设备安全可靠性降低。在国家实行从紧的财政、货币政策下，银行更加重视信贷安全，火电企业融资贷款更加困难，资金链异常脆弱。一旦资金断裂，发电机组被迫大规模停运不可避免，其结果就是严重的电荒，将直接威胁到国家经济安全运行。火电企业经营亏损的问题已经严重到非解决不可的时候了。

二、火电厂巨额亏损的原因探究与分析。

      2007年，全国绝大多数火电企业还处于赢利状态，很多火电企业还是地方纳税大户。为何在2008年陷入困境呢，重要原因就是发电成本剧增，无法向下游产业输导。这种状况是火电企业自身无法克服的，属于体制性、政策性亏损。
（一）亏损的主要原因

1、发电用煤价格持续上涨过快。
      近年来，火电企业通过双达标、创一流，精细化管理水平有了很大的提高，煤炭占发电成本的比重已经由过去的60%提高至80%，在发电煤耗不断下降，机组结构不断优化的背景下，火电全行业亏损的主要原因是煤价上涨过快的，对火电企业的冲击，推高了发电成本。2007年底至2008年7月，全国煤炭价格平均涨幅远远超过30%，煤炭平均发热量下降了10.7%。而煤矿资源溃乏、运输线路长、成本高的的长三角地区火电企业标煤单价更是达到1050元/吨（含税），上涨近300元/吨。2008年五大发电集团因煤价疯涨，增加发电成本近300亿元。造成煤炭价格持续、单边上涨，“重创”火电企业的主要因素有：

1）、国内外市场因素。在国际市场，欧洲国家以煤炭替代油气以及中、印、日等亚太国家对煤炭需求增加等因素，使得国际市场对包括煤炭在内的一次性、不可再生能源的需求日趋旺盛，国际煤炭价格进入加速上升通道。按同等发热量折算，今年6月澳大利亚、南非的动力煤价格分别较国内高55%、24%左右。虽然国家有限制煤炭出口的政策措施，但是由于国内与国际巨大的价格差异，煤炭企业为获取最大利润，千方百计增加出口。在国内市场，经济过热，加之国家对煤炭市场价格完全放开，煤炭市场价格随行就市。从行业竞争看，“计划电”不仅在与“市场煤”竞争，而且还在与钢铁、冶金、水泥等高能耗企业竞争。国内外煤炭价格的巨大落差，吸引了大量资本投资于国内高耗能产业。尽管我国火电一直高速增长，但钢铁、冶金、水泥等高能耗企业，不仅增长速度毫不逊色，而且其下游产品并没有销售电价这样严格的价格管制，对于煤炭价格上涨的承受能力远远高于火电企业，市场竞争优势显著。加上国家加大了小煤窑的关停力度，加剧了煤炭需求大于供给的紧张趋势。因此，对于煤炭企业来说，炼焦煤等高价、高增长品种往往处于优先供应地位，火电企业所需的大量动力煤仅仅是贫瘦煤的最后保底去向而已。从经济理性出发，煤炭企业往往不愿意与火电企业签定煤电供货合同，即使签定通常也保量不保价或者拖延交付意图加价。

2）、煤炭开发成本因素。长期以来，我国煤炭等资源性产品价格只反映了采掘、运输等开发成本，忽略了资源稀缺性和环境损害成本。国务院出台的《关于促进资源型城市可持续发展的若干意见》，首次明确了资源性产品的成本构成，这使油、气、煤等资源性产品的价格形成机制浮出水面，为煤炭等资源性产品价格上涨打下了伏笔。包括煤炭可持续发展基金、煤矿转产发展基金、矿山环境治理恢复保证金、资源补偿费、探矿权和采矿权价款、安全费用提取以及炭资源税调增等成本构成要素不断增加，引发了煤炭等资源产品成本的增加。

3）、国家宏观调控因素。为确保奥运期间电力稳定供应，6月19日、7月24日国家先后两次干预煤炭价格，将限价范围扩大至秦皇岛等主要港口和集散地的动力煤。在国家发改委下发二次煤炭限价令后，秦皇岛多个动力煤品种的平仓价终于出现了下滑，山西优混5500大卡煤炭价格为1000元/吨，较前一交易日下降30元/吨。然而，30元/吨的降幅并不能改变电煤高位运行的基本面。而且在电煤需求持续增加的情况下国家实施限价政策，直接导致煤炭企业不愿产煤，提出各种理由减少和延缓合同电煤供应，导致火电企业电煤库存锐减、质量进一步下降，直接影响发电机组安全经济运行，造成锅炉燃烧不稳，甚至锅炉熄火事故，加大了火电企业机组启停及维修成本。另外，由于煤价节节攀升，煤炭资源炎手可热，煤炭掺假现象普遍，发热量严重下降，也造成发电成本大幅上升。目前煤炭市场是卖方市场，存在着“霸王合同”，据报道，大唐集团淮南洛河发电厂每吨电煤的发热量比合同规定值少了200大卡。洛河发电厂上半年因电煤质量下降造成的亏损就高达2000多万元。

2、电价扭曲调整滞后且不到位。
      2002年厂网分开后，区域电力市场试点陆续在东北、华东展开，但由于电价机制没有放开，电力市场试点实际未能达到预期目的。这是因为，建立市场就必须有交易，交易价格则必须由市场决定。但是政府认为电价是涉及千家万户、上下游产业，牵一发而动全身的敏感问题，如果主要由市场供求决定电价，电价会有多大涨幅？对下游产业以及我国经济的冲击会有多大？使政府深感疑虑，据此采取了更谨慎的态度，即电价由政府定价为主，市场调节为辅。于是，煤电价格联动政策应运而生。在经济运行相对平稳的前提下，煤电联动在一定程度上顺应了市场变化，是一个各方暂时都可接受的中间平衡形态。然而，当各种因素集中推动煤价快速上涨，而CPI又成为政府力保的硬指标时，被掩盖的矛盾开始激化。不让煤价退回计划体制，这既是资源性产品价格改革的成果，更受到国际煤价的制约。倘若使CPI失去控制，这既不符合广大消费者的利益，也有悖于政府的执政承诺。在上半年，中国电力企业联合会（简称中电联）两次要求政府部门上调电价，第三次煤电价格联动却迟迟未动。“市场煤、计划电”的格局，使得煤价上涨的成本压力和价格矛盾堵塞积压在火电企业，导致上半年发电企业产生巨亏。年中，在经营状况极度恶化，生产经营难以为继的关键时刻，五大发电集团联名上书国家发改委要求尽快上调电价。迫于压力，国家发改委先后于6月19日、8月20日两次微调上网电价，第一次含税价1.7分/千瓦时，第二次含税价2分/千瓦时左右，提价总额为3.7分/千瓦时。而根据煤电联动来测算，上网电价上调2分/千瓦时，仅相当于电煤价格1吨上涨了50元，而按照目前电煤的价格较去年上涨了300元/吨左右，上网电价至少要上调12分/千瓦时。因此，两次微调电价对火电企业来说纯属杯水车薪，充其量只是让发电企业“喝口水以免渴死”。
　
（二）亏损的其它原因。

1、自然灾害损失和国家税费费门槛提高。
      今年的冰雪和地震灾害给电力企业造成了巨大的损失。仅冰雪灾害，中央直属发电企业直接经济损失613亿元。随着国家资源管理的强化和环保要求的提高，电力生产过程中产生的工业废水、废油、废汽、废灰等物资的回收、利用，特别是烟尘脱硫装置的建设与投用，水资源占用费的收缴，更是极大地提高了包括厂用电率提高在内的管理成本。自去年7月1日起，国家提高了排污费、水资源费、土地使用费标准，并实施烟气脱硫系统在线监控考核运行，电力生产成本呈提高态势成为必然。此外，铁路多次大提速后，货运运力更加紧张，铁路直达煤更加困难，加重了煤炭运输成本，导致发电收益下降。

2、国家货币调控导致融资成本增加。
      从去年到今年8月，国家信贷收紧，6次加息，13次提高准备金率，大大提高了火电企业融资成本和融资难度。以总装机容量百万千瓦级火电企业以例，因货款利率上调，年增加还贷支出达2000万元。更让人但心地是，2003年电荒初显倪端，在全国范围掀起了电源建设热潮，新投产电源建设项目中有相当一部分至今未得到国家核准，其建设资金70%以上都是短期贷款，货款利率水准远远高于国家核准项目贷款，造成资产负债率过高，财务负担过重。按一家火电企业建设2台33万千瓦发电供热机组需投资25亿元计算，其中至少有17亿元投资是短期贷款，是依靠借新贷还旧贷的方法来实现资金周转。在经营状况好的情况下，火电企业尚能得过且过。在巨额亏损的情况下，贷款利率连续上调，无疑是雪上加霜，这些火电企业资金链异常脆弱，还贷更是相形见拙、举步维艰。倘若发电企业无还本付息能力而造成银行财务危机，其增加国民经济运行不确定性和发生金融风险危险性的后果绝对不容忽视。 

三、解决火电厂经营困境的对策和途径。

       火电企业亏损不是一个行业的问题，而是事关国内经济安全的问题，关系我国经济运行能否处于稳定、均衡和持续发展的问题。这就决定了我们一定要站在经济社会可持续发展的高度，站在保护国家经济安全的高度，认真研究、思考，妥善作出合理政策安排和应对措施，尽快让火电企业摆脱政策性经营亏损境地。

（一）、再次实施煤电价格联动，积极推进电力价格体制改革。
       发电企业巨额亏损的根本原因是煤炭行业的市场化碰撞电力行业的行政化，市场“煤”与计划“电”之间深刻矛盾的集中体现就是电价扭曲。市场化的矛盾必须用市场化的方式来解决。然而市场化机制的建立不可能呼之即成，所以煤电价格联动这种过渡性的方式不可或缺。虽然治标不治本，但是对于极待解困的火电企业却是最首选的办法。尽管目前国际金融动荡加剧，全球经济进入衰退期，国际能源期货价格大幅下挫，国内现货煤价也出现了小幅下滑，一定程度上缓解了发电企业经营压力，但是煤价仍处于高位运行的基本格局并没有改变，而且随着冬储煤高峰的即将到来，煤价仍然可能出现反弹，重新走高。发电企业都盼望上调电价来弥补亏损。最近国家公布的经济数据显示：９月份，我国CPI、PPI、GDP出现了“3P”齐降局面，这为政府再次实施煤电价格联动，提供了较好的“时间窗口”。在各种风险降低的情况下，政府应该抓住有利时机，用足电价上调空间，帮助发电企业渡过当前经营难关，尽快实现扭亏损为盈，从而确保电力能源安全。但是上调电价只能一时缓压，仅能在一定程度上弥补火电企业的巨额亏损，解决煤电之争的根本出路在于电力的市场化，要通过电价改革来实现。正如，8月10日，国资委主任李荣融指出，今年上半年中央企业中的电力企业全部亏损，亏损的原因是煤电价格扭曲，这个问题的解决取决于价格体制改革。”他还透露，国务院有专门小组正在研究油价跟电价的改革。《能源法》中关于能源定价的原则表述为：“国家按照有利于反映能源市场供求关系、资源稀缺程度、环境损害成本的原则，建立市场调节与政府调控相结合、以市场调节为主导的能源价格形成机制”。这意味着高度关系国计民生的发电上网等能源产品价格将进一步放开。政府要在我国经济增长速度放缓，电力供需紧张状况出现缓和的情况下，把电价改革推向深入。通过改革，使电价成为资源配置的杠杆，电力供需的风向标。

（二）、充分发挥政府监管职能，多措并举改善发电运营环境。
      “经济要发展,电力需先行”。据专家估算,近年电力增长与经济增长的比例关系约为1.3:1,即GDP增长1个百分点,发电量也增长1.3百分点。上半年GDP回落了1.8个百分点,发电量应该回落约2.3个百分点,但目前发电量增速下降接近3.5个百分点，出现回落比例的不均的重要因素，就是发电成本传导不畅，电价上调又低于之前预期，每发一度电就要承担一定的亏损，发电积极性、主动性大大降低。这种状况就像一个人得了综合病状，需要中西医并治，中药能治根但需要时间，西药见效快但不能治本，要中西医结合、多管齐下。为此，国家必须充分发挥政府监管职能，多措并举改善发电运营环境。如果长期拖下去，对保经济增长将极为不利。

      国家有关部门应抓紧研究制定保障煤炭供应方案，并会同有关行业协会、重点产煤省督促煤电双方执行重点电煤合同，提高煤炭合同的履约率、兑现率。通过政府监管，市场干预，资源调配，运输保障，舒缓发电成本上升压力。在特定时期，对电煤适度实施必要的价格干预，并尽快取消电煤价格的双轨制。目前，在电煤市场化的情况下，我国电煤价格仍实施双轨制，由于新、老电厂以及同一电厂的不同机组的重点煤和市场煤计划比例不同，给政府、煤矿及火电企业在电煤分配和成本分摊上带来很大矛盾。仅安徽省而言，双轨制中重点合同电煤和市场煤的价差上半年达147元/吨，下半年还达到111元/吨，过大的价差致使发电企业的重点合同量难以保证，而无重点合同的发电企业因市场煤价格过高亏损更大。在电煤价格并轨后，政府要将国家每年组织的煤炭订货会改为以铁路运力协调会为主，推动铁路增开列车直达运输线，打破电煤转运环节多、成本高的困扰以及运力不足的瓶颈。与此同时，国家要出台政策鼓励煤炭企业与电力企业签订中长期供货合同，稳定煤炭供货渠道与价格，降低社会交易成本。此外，政府可以通过财政补贴、减税返税等过渡措施，对火电企业政策性亏损由中央财政与地方财政分级进行弥补，适当分流部分煤炭涨价因素。同时，可以考虑对五大发电集团上交国资委10%税后利润进行豁免，对征收的增值税采取先征后返的政策，以维持火电企业正常运营。

      加快外置发展遗留问题。国家在积极推进“上大压小”电源建设项目时，要尽快统筹考虑哪些没有路条、“违规建设”电厂项目的处理。对于在于2003年，全国装机容量不足，出现“电荒”时，催生的一批有省级人民政府承诺，早已建成发电，符合国家环保和产业政府规划要求，并在地方经济发展中发挥重要作用的“违规”项目，优先在各省电源发展计划中予以消化，解决其无项目贷款，融资成本过高问题。

（三）、抓住源头优化产业结构， 努力形成煤电一体经营格局。
 
      煤电联营是当今世界煤炭工业发展的新趋势，世界上许多国家的企业集团都囊括煤炭、电厂、铁路、港口等行业。业内专家认为，煤电联营，有利于实现优势互补，并能使煤、电行业之间的博弈转变到寻求利益均分。党的十七大指出，加快转变经济发展方式，推动产业结构优化升级，是关系国民经济全局的紧迫而重大的战略任务。对于具有雄厚资产实力的五大发电集团来讲，贯彻落实这一战略部署具有重大的现实意义。五大发电集团发电结构以火电为主，煤炭供应对市场依赖程度高，煤价暴涨给下属不同区域火电企业经营带来了巨大影响，电煤资源紧张又给保障供应造成很大困难。解决这一问题的根本出路在于坚持“以电为主，上下延伸”，大力发展煤炭产业，以煤保电，以煤带电，配套发展，形成煤电一体、优势互补的产业格局。中国煤炭工业协会副会长濮洪九认为，“过去我国煤炭发展受前苏联专业化模式的影响，煤炭与其他产业的关系被割裂开来，造成煤炭的产业链无法延伸。而搞好煤电联营是解决能源问题，实现我国经济社会可持续发展的一条十分重要的途径。”
五大发电集团要下决心调整优化结构，从战略的高度推进煤炭资源开发，加大在产煤大省的资源开发力度，通过资产重组、联合、兼并等多种形式，组建大型煤电联营企业或集团，提高煤炭自给能力，实现煤、电和下游产品与经济、环境的协调发展。

（四）、内挖潜力开展生产自救，千方百计降低生产经营成本。
      火电企业困境必须内外并举。对外，需要政府有关部门抓紧调研，适时出台煤电联动、财政补贴政策，推动电价改革。对内，发电企业必须履行起“内挖潜力、实施自救”的职责，从提高管理水平，降低运营成本的角度来弥补亏损，但这些努力的作用非常有限。”

      我们应该看到，五大发电集团通过五年多的深化改革、加强管理，已经取得了比较好的成效，潜力得到了比较好的发挥。但是与国际先进企业相比，我们在劳动生产率、管理成本、经济技术指标等方面还有一定的差距。就经济技术指标而言，2007年我国火电厂的供电煤耗是每千瓦时357个标准煤，国际先进水平是317个标准煤，也就是我国的能耗水平比人家高出11.2%。我国的锅炉能耗效率为60%，低于发达国家20个百分点。这些数字说明挖潜节能的空间还比较大。为此，发电企业都要眼睛向内、练好内功，降本增效，为消化煤价上涨压力发挥应有作用。一方面，发电企业需要进一步提高精细化管理水平，全力改善安全、经营、发展各项指标，绝不能因为自身工作做不好增加企业亏损。要瞄准国内乃至国际同类型发电机组先进指标，建立标杆体系、责任体系、评估体系和考核体系。重点围绕发电煤耗、厂用电率、油汽水耗、入厂入炉煤热值差、发电利用小时、电量峰谷比以及三项费用等影响经济效益的突出指标，深入开展对标管理，深挖降本增效潜力，积极探索高燃料成本下的经济发电模式。在资金允许的情况下，加大设备节能技改的力度。结合季节变化特点，优化系统节能运行方式。加强与电网调度员的沟通，多用本厂煤耗低的机组代替煤耗高的机组发电。开展指标竞赛活动，运用有效的考核激励措施，调动运行一线人员的积极性，进而提高发电量高峰时段比例。此外，牢牢抓住“计划煤”，积极寻求“市场煤”。加强对重点计划矿点的公关，提高“计划煤”的兑现率。进一步拓宽煤源渠道，把握好资源与价格的平衡。强化煤炭采购、运输、验收、接卸、掺烧等环节的过程管理和效能监察。总之，要通过一切手段，力争整体效益最大化。另一方面，发电企业需要进一步加强财务预算管理，强化资金运作，拓宽融资途径，努力降低资金成本。要根据减亏目标压缩、倒排预算费用，从紧、从严控制成本，努力使材料费、修理费、管理费有新的下降。要把控制和防范资金风险放在首位，多渠道、多市场、多方式、多主体融资，不断跟踪、调整和优化融资组合。在资金平衡预算的基础上，及时合理地分配和调度营运资金，抓好内部资金占有用，控制结算节奏，合理占用债权，加快电费回收，提高资金的周转率，力争做到既能解决资金缺口，又能减轻财务费用。

       总之，解决火电企业生存危机已经刻不容缓，火电企业摆脱困境的关键在于政府迅速出台政策、措施，带领发电企业内外并举，从经营巨亏的沼泽地中突围出来。悬而不决将使作为火电行业损失更为惨重，政府解决危机将付出更大的代价。