中电投火电持续亏损 水电核电等成利润支柱

　　“1—10月，中电投水电板块盈利16亿元、核电板块盈利5.5亿元、煤炭板块盈利9亿元、金融板块盈利8亿元……”虽然火电板块到10月份累计亏损额依然高达18亿元，但中电投党组书记、总经理陆启洲11月5日接受本报专访时表示，中电投已比预期提前4个月实现了整体扭亏。

　　寻找火电外的支撑，似乎成了中电投扭亏路上的“排障武器”。陆启洲告诉本报，中电投今年火电投资比例已从原来的70％-80%下降到44%，而水电、核电、风电等清洁能源投资比例大幅上升至56%。

　　不仅仅是发电业务，按照陆启洲的介绍，非电业务如煤炭开采、金融业等已经成为中电投的主要利润支撑之一。

　　事实上，几乎五大电力集团乃至电网公司，都在致力于多元化盈利模式的挖掘，单纯发电的旧有模式正在逐渐远去。

　　盈利模式重塑

　　2008年电力行业探底，受煤价上涨和电价未能理顺影响陷入政策性巨亏。五大电力合共亏损约325亿元，而如果扣除水电等其它产业盈利，五大电力火电亏损超过400亿元。其中中电投亏损67亿元，旗下6家上市公司除露天煤业（002128.SZ）外，也全线亏损。

　　“若今年再亏，发电集团将可能丧失扩大再生产的能力，而上市公司将会因连亏而被ST，失去融资功能。”陆启洲之前对本报记者表示。于是，扭亏增盈成了各发电集团今年最主要的任务。

　　今年以来，煤价同比有所回落。但在陆启洲看来，高煤价的时代并未远去。“短期内这种情况不会得到根本改变，甚至还在恶化。”他指出中电投今年要实现火电板全年扭亏的难度很大，“得靠其它板块的盈利把火电板块的亏损冲掉一部分，让整个集团扭亏为盈。”

　　而事实也是在火电累积仍然亏损的同时，水电、核电、煤炭、金融等板块已成为中电投主要盈利支柱，前三季度合共盈利32.92亿元。

　　据陆启洲介绍，前三季度，中电投水电板块盈利14.44亿元，同比增加利润6.44亿元；核电板块盈利5.02亿元，同比增加利润0.91亿元；煤炭板块盈利7.37亿元，同比增加利润1.36亿元；金融板块盈利6.09亿元，同比增加利润4.07亿元。电站服务等盈利4.99亿元，同比增利3.87亿元。

　　“这得益于中电投在电源结构中，清洁能源比例比重较高，达到28.31%,排在五大电力集团之首，而且这个比重还会逐步提高，且越到后面比例增长越快。”陆启洲说。

　　除此之外，中电投扭亏增盈的另一促进要素是产业一体化协同发展，在产业链协调发展中降低了各环节的生产成本和流通成本。陆启洲告诉本报，目前中电投在东北的电厂基本是自己生产的煤炭供应，既降低电厂的生产成本，也平抑了东北地区的煤价。

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　　中电投还向下游方向投资了铝业、铁口、港口等关产业。对此，陆启洲对本报强调，中电投始终坚持“电为核心，煤为基础，产业一体化协同发展”的发展思路拓展业务。

　　他举例道，中电投在蒙东发展煤电铝联营，该地区主产褐煤，低热值煤，向外运输不经济，所以用这部分煤坑口发电，可降低发电成本；同时用于生产电解铝，不仅能提高发电机组的利用小时数，也能降低电解铝的生产成本，提高整个产业链各个环节的整体竞争力。

　　而在黄河上游中电投采用的是水电铝联营模式。中电投在黄河上游占有大量水电资源，但当地水电上网电价低，与其低价外送不如自己用，这样既能提高水电竞争力，同样能降低电解铝的生产成本。目前，中电投已成为中铝之后，国内第二大电解铝生产企业。

　　与中电投类似，五大电力集团乃至电网公司，也都在致力于多元化盈利模式的挖掘，向煤炭、水电、核电、新能源、铁路、港口、金融等盈利预期更为稳定的领域纵深，降低因火电比例过高而存在的风险局面。

　　厦门大学中国能源经济研究中心林伯强对此认为，电力集团改变原有盈利模式是基于以下三个因素：第一目前电力相对过剩，大规模上马火电已无太大意义；第二、火电上网电价固定，而煤价继续上涨已成定局，火电到了“不赚钱”时代；第三也是迎合了国家大力发展新能源的需要。

　　挖掘结构优势

　　与调整结构及盈利模式相对应的是，各发电集团之间的竞争态势目前也日益超越了此前以装机容量论英雄的阶段。

　　作为中电投的总经理，陆启洲有带领中电投“做大做强”的压力。在接受本报采访时他坦言，曾有“心有余而力不足”之感。他解释心有余就是什么都想干，而力不足就是缺钱。

　　但现在他已经不这么认为，并称他已经放下与其它发电集团“比规模、比装机容量”的包袱，而更专注于集团产业结构的优化调整，着眼于长远利益并控制过高的资产负债率。

　　一个明显的信号是中电投正在逐步降低火电的投资比例，已由此前的70％-80%下降到今年的44%，而相反核电、水电、风电等清洁低碳能源的投资比例则大幅上升至56%。

　　陆启洲告诉本报，中电投火电投资比例还会继续下降，上马火电项目必须满足两个条件：必须是效率高的大机组，且必须有资源作保障。“没有煤炭资源作保障的火电厂，我们基本上不会上。”

　　这实际上已改变了发电集团传统“做大做强”的路径，陆启洲表示，如果从追求快速做大效率看，显然火电建设周期最短，而不是投资建设周期长的水电和核电（一般情况，火电建设周期为3年，而水电和核电一般为7年以上）。

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　　在调整电源结构的同时，中电投也继续加快步伐调整产业结构。最主要是加大对一次能源投资的比重。“如果发电企业不占有一定的煤炭资源风险太大，也很难改变煤电不对等的市场地位。”

　　另外，继续增加铁路和港口的投资，形成自有物流通道，这也是为了做到更大范围的煤电联营。

　　陆启洲表示，调结构是最难的事情，而且要付出相当的时间和成本，但不应该看一时得失。“目前这个优势现在还看不出来，但再过五年，结构的优势、产业协同优势将能显现。”

　　受制多重变数

　　“每一次经济情况不好的时候都是产业结构调整的时候，看你是被迫调整还是主动调整。”陆启洲认为，国内电力企业特别是火电行业受制多重变数且结构不合理，不得不做出调整。

　　首当其冲的是国际金融危机影响了国内电力需求，受冲击最大的正是火电行业。陆启洲对此分析：“金融危机使得电力需求下降，机组利用小时数降低，增加了发电的固定成本；但同时也使得煤炭价格略有下降，降低了发电的变动成本。”

　　去年10月以后，国内用电需求出现连续8个月的同比负增长，拖累了火电机组的利用小时数。尽管到今年8月已实现累积正增长，但机组利用小时数仍然无法达到正常年份水平。

　　陆启洲表示，今年中电投火电机组的利用小时数略高于全国平均水平，约为4650小时（全国约为4600小时），但电价核定的盈亏平衡点都是按5000小时来核算的，这增加发电平均固定成本，也使得火电扭亏更为困难。

　　而占据成本更大比例的燃料（约占到总成本的70%左右）也无法实现大幅降价。在市场环境不利的情况下，发电集团去年底一直期望重点合同电煤价格下调以扭转火电行业亏损局面。然而，但这一愿望最终落空。

　　据本报了解到的情况，2009年中电投约有60%电煤靠市场采购，而东北地区电厂基本全靠自产煤炭供煤，“部分有签合同的重点合同煤基本也是以市场价结算。”陆启洲说。

　　稍微利好的支撑是受金融危机影响，市场电煤价格同比出现了回落。据中电投统计数据，1-9月中电投累计煤折标煤单价较去年同期降低29.09元/吨，减少电煤成本10.9亿元，也使得该集团火电在7月份起实现单月盈利。

　　但陆启洲仍坦言，对中电投第四季度盈利影响最大的变数仍在于煤价。近期受冬储煤需求扩大影响，电煤价格已上涨超过60元/吨。