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中国银行一人士担忧,由电力企业亏损聚集起来的风险如果不断增大、传递、扩散,数额越来越大,牵涉的行业、企业越来越多,加大宏观经济“硬着陆”的风险。
煤老虎和网老虎
对于电力企业大规模举债扩张,导致财务费用居高不下的质疑,中电投旗下一家地方电厂负责人向记者解释,电力企业负债扩张的原因之一便是煤炭成本连年增加导致电企不得不亏损负债购煤,所以某种程度上电企的举债扩张正是煤炭成本增加带来的恶性循环。
据本刊记者了解,自2003年以来,中国煤炭价格持续上涨,以最有代表性的秦皇岛山西优混5500大卡煤炭价格为例,从2003年底的275元/吨已上涨到2011年10月底的850元/吨以上,累计上涨幅度超过200%,而销售电价涨幅不到40%。
“煤炭属于国家的资源,煤矿企业把煤从地下挖出来,应得的应该是挖掘成本加平均利润,但现在的事实不是这样的,煤炭价格2002年就放开了,大量的煤炭私营企业滥采滥挖,抬高了煤价,并导致了无数的矿难,而富裕了一批煤老板;而电力企业的上网价格一直由国家控制,没有放开。这种格局直接导致上游煤炭企业甚至是大量的私营矿主拿走了煤电产业链上的大部分利润。”国家发改委宏观经济研究院副院长、经济学博士刘富垣对记者表示。
“下游电网事实上在产业链上也拿走了不合理的利润。据我了解,电网公司当时给三峡、葛洲坝等发电公司的价格不到0.15元钱,电网销售出来就变成0.30元多了。”刘称。
中国电监会数据显示,2010年,国家电网公司利润高达450.9亿元,南方电网公司利润达101.1亿元。
据悉,我国电价构成主要由上网电价、输配电价和销售电价三部分组成。其中,上网电价和销售电价均通过政府调控定价,而输配电价由电网企业自行核定,并根据电力购销差价核定。因此,上网电价和销售电价之间的差额就是电网赚取的利润,而输配电价即过网费,也就是电网公司的经营成本。
根据中国电监会发布的《2010年电力监管年度报告》,2010年,全国主要电网企业的平均销售电价(不含政府性基金和附加)为571.44元/千千瓦时,同比增长6.95%;而匪夷所思的是其平均购电价383.89元/千千瓦时,同比增长率仅为0.05%。这意味着电价上调带来的利润大部分被电网吞噬了。
与此同时,中国主要电网企业2010年输配电成本合计4222亿元,较上年同期增长20.92%。其中,折旧、职工薪酬以及其他费用分别占输配电成本的41.64%、19.32%和27.15%。而对于高达27.15%的其他费用,电网公司从未对外界公开过。
此外,据电监会在《2010年电力监管年度报告》披露,部分电网企业存在重复收取过网费和网损,变相降低了发电企业上网电价的现象,同时有个别电网公司在与发电企业签订《购售电合同》中,存在显失公平的合同条款。
“由于电力运输被两大电网公司垄断,电力公司受制于人,却从来敢怒不敢言。”上述大唐集团内部人士告诉记者。
目前煤电网整个产业链存在利润分配不合理,如果不理顺各个环节的关系,只单纯地压价格或提价格都是笨办法,而且治标不治本。“刘富垣对本刊记者表示。
自我救赎
由于五大电力集团普遍资金链紧张,旗下不少火电厂岌岌可危,为这些濒临破产的小火电寻找接盘方成为电力集团的当务之急。
近日,中电投将旗下上市公司漳泽电力部分股权转让给同煤集团就正是电企这种生存现状的写照。
不过业内人士告诉记者,同煤集团能接手火电资产是因为地方政府从中斡旋,且山西有大量的煤炭资源。但对于其他煤炭企业来说,目前的市场条件下卖煤的收入远高于卖电,接手火电资产的动力并不强劲。”由于主业亏损,电力集团不得不进行多元化,以其他产业板块的收入来弥补火电的亏损。如风电、光伏发电以及金融地产等板块。“安邦资产管理公司研究员徐杰超告诉记者。
而截至目前,国电、大唐、华能旗下新能源板块已经先后上市,而中电投和华电的新能源板块也正在酝酿赴港融资。
中电投总经理陆启洲在2011年上半年召开的股东大会上承诺,从2010年开始中电投不搞一个没有煤炭保障的火电项目,未来的主要投资将投向非火电项目,而对于煤化工和光伏产业,同样会慎重。
按其中电投发展规划,到2020年,中电投集团水电、核电、风电装机容量将分别达到4000万千瓦、1400万千瓦和1600万千瓦,清洁能源所占的比例将达到50%以上。
而国电集团近几年则大力投资风电,目前其风电装机总容量位居亚洲第一、世界第五。该集团规划,到2020年公司水电、风电、太阳能等可再生能源和核电装机容量将占40%以上。
“但目前风电遭遇间歇性电源并网瓶颈,智能电网建设与风电场建设难以同步完成;国内光伏产业等同于来料加工,政策补贴还远远不足以拉动国内光伏市场。”徐杰超告诉记者,“这些都是五大电力集团向新能源转型的难题。”
“即使是新能源,同样面临发电成本过高、电价低的问题。如果电力价格形成机制不改,电力企业盈利仍然堪忧。”上述大唐集团不具名内部人士对本刊记者表示。
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