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深陷盈亏泥沼的电力企业,在社会责任和利润导向的平衡木上进退维谷,勾勒出一条从放缓火电到挖掘黑金的减亏路线。
增亏谜团
“唱亏哭穷”,似乎成了电力企业向发改委施压的必要手段,而打压煤价、提涨电价,是他们的战利品。
“每度电再涨5分,才可以保障发电企业微利经营。”4月17日,在北京举行的国际煤炭大会上,中国华能集团公司总经济师吴大卫开腔,企盼发改委再度替发电企业排忧解难。
“再涨5分”的诉求其实并不陌生,早在去年11月23日,华能山东发电有限公司副总经济师刘继阔就曾告诉新金融记者,再涨5分才能扭亏转盈,尽管当时山东的上网电价,还处于全国较高水平。
华能山东公司的诉求,正值电力企业亏损面顶峰之时:截至2011年8月,五大发电集团火电业务亏损合计180.9亿元,比上一年同期多亏113亿元,全部火电上市公司可比口径经营活动现金流同比下降14.6%。而同年11月30日,发改委便下发近年来最严酷的电煤限价令,以及上调上网电价的决定。
“会哭的孩子有奶吃”,自认口拙的煤炭企业多次在公开场合酸涩吐槽。2011年,发改委共3次上调上网电价。效果明显,2011年12月,五大电力集团的火电业务利润环比就增加了71.7亿元。
但时隔不久,发电企业今年再度宣布增亏,4月12日财政部公布称,五大电力集团今年1月份实现利润为-22.2亿元,比去年同期增亏18.3亿元,其中火电亏损28.1亿元,比去年同期增亏2.52亿元。
记者就增亏原因询问刘向东,他是中国电力企业联合会规划研究与统计信息部副主任,长期跟踪调研电力企业发展动态,他认为,除了“市场煤计划电”这种价格机制扭曲不能得以解决,还有财务成本增加的原因。
数据显示,2011年发电企业利息支出479亿元,同比增长25.6%,财务费用上升是除煤价上涨外造成电力企业亏损的重要原因。而目前大多数电厂依靠集团公司,向银行贷款来维持运营,还本付息压力很大。
剔除财务成本上涨因素,煤价依然是压制着发电企业抬头的重要因素。据中电联统计, 2003-2011年,五大发电集团平均入炉标煤价格从273元/吨上涨到846.8元/吨含税,涨幅为210.2%。
与电煤价格市场化定价相违背的是,发电上网电价却在实行严格管控:2003-2011年我国平均上网电价从286.5元/千千瓦时上升到436.9元/千千瓦时,升幅为52.5%。
由国资委掌管的五大电力集团,在减亏增效方面,已然做足功课。国网能源开发有限公司副总经理魏建国对新金融记者说,2011年全国平均供电煤耗330克/千瓦时,较2005年下降40克/千瓦时,较2000年下降62克/千瓦时;五大发电集团公司供电煤耗达到320克/千瓦时,我国火电机组能耗已经达到世界先进水平,远低于美国、澳大利亚等西方发达国家。
“发改委去年两次上调电价,对发电企业有些许帮助,但没有起到实质作用。”吴大卫的话,似乎为今年发改委再度上调电价留足空间。
火电投资放缓
“今年全国电力缺口在3000万-4000万千瓦。”根据目前情况,国家电网公司如此判断。而判断依据是,汛前水电来水偏枯可能性较大,电煤地区性、时段性矛盾仍然比较突出,供应外部环境依然比较严峻。
今年的电力缺口与去年持平,但是这两年的用电需求增速却并不相当。2011年全社会用电量为46928亿千瓦时,同比增长11.7%,而今年的增速,根据目前经济运行趋缓态势,中电联预计将低于8%。
吊诡的是,用电需求放低3个百分点之后,电力缺口却没有因此缩减。
探寻原因,或许出自发电装机容量不足上,在华能提供的统计数据中,2011年全国发电装机容量10.56千瓦,增速为9.3%,低于全国用电量增速。
另外,从近五年的电源投资结构变化来看,火电投资从2006年的投资占比60.8%,一路锐减到2011年的28.4%,而水电、核电、风电等非化石能源的合计结构占比从2006年的29.4%,增长到2011年的67.5%,短短五年间,火电和非化石能源发电的投资地位就发生了置换。
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