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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。”
他说,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。”
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”。
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