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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。
新金融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(微博)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(微博)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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12月20日,全国碳排放权交易市场(下称“全国碳市场”)正式启动一周年。按照计划,2019年将进入模拟运行期。“全国碳排放权交易市场条例草案已经形成,并已经过多轮修改。我们正在和相关部门积极沟通协调,加快推进条例的出台进程。”生态环境部气候司履约处副处长王铁在当日的“新环境下的国家碳市场:
2011年11月30日、12日14日,时隔两周,国家发改委连发两条通知:《关于加强发电用煤价格调控的通知》和《关于做好2012年煤炭产运需衔接工作的通知》。这是送给电企最好的新年礼物。此前,国家发改委宣布,从2011年12月1日起上调销售电价和上网电价,其中销售电价全国平均每千瓦时涨3分钱,上网电价对煤电企业上涨每千瓦时2分6。“每千瓦时调高0.26元,可为火电企业增加600亿~700亿元年收入,可弥补因电煤成本提高造成的亏损。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强接受《中国科学报》记者采访时说。迫不得已为进一步规范煤炭市场秩
面对市场煤和计划电这对多年的“老冤家”,电厂一直强调自己处于亏损,并担忧煤炭企业规避限价的措施越来越多;而在另一方面,煤炭企业又表示,发改委严格的限价政策对自身经营效率影响越来越大,部分企业甚至表示已经出现了严重的亏损。在2012年全国重点电煤合同汇总会本周在昆明举行之际,陕西一家煤炭经营企业的王经理对记者表示,“一刀切的限价政策很难取得应有的效果,在实际执行中,限制煤炭价格是很难的事情,甚至根本限制不住。”3条路径“变相涨价”记者调查得知,煤企规避限价的措施主要有以下几个:第一是
昨日是国家发改委规定的重点合同煤签约的最后一天,虽然煤炭运销协会并未像往年一样公布签约量,但从近期煤电谈判的进展来看,效果并不理想。双方不仅仍处于拉锯战,而且签了约的也多半只定量不定价,使发改委重点合同煤限价令成为一纸空文。12月15日,国家发改委下发文件,指明2012年跨省区煤炭产运需衔接中,供需双方签订的煤炭购销合同中,需明确产品质量、价格及违约责任。不过,从前期的全国重点电煤合同的签约情况看,合同中大多只有购买数量而没涉及购买价格。对于煤企的“定量不定价”,卓创资讯分析师张敏认为,煤企是要等明年自主定价,为后期煤炭价格上扬
预计本月底煤炭限价将如期完成距离国家电煤限价令生效还有半个月,预期效应开始引发煤价连跌。最新的环渤海动力煤价格指数连续五周下跌。业内人士指出,电煤限价对煤炭企业利润难造成影响,对电企则有利于减少亏损。昨天,国家发展改革委发出通知,要求落实价格调控政策,稳定电煤价格。据预测,年底前煤炭限价或将如期完成。据专家分析,动力煤价格连续下降,主要原因在于港口库存仍保持高位,买方购买积极性依然不高,加之国家发改委的煤炭限价实施日期将近,买方强势凸显,观望态度明显。受下游采购疲软影响,广州港煤炭库存量快速回升,目前库存量为307.5万吨,达到历史最高。广州港内贸煤炭
今年上半年,尽管包括水电、核电在内的清洁能源发电增速超过火电,但后者仍维持在可观的规模。由于今年以来煤炭价格上涨幅度达五成之多,造成中国火电企业生产成本上升,亏损频仍。同时,煤价持续高企,电煤库存濒临警戒线,各界无不对此忧心忡忡。 国家发改委有关负责人透露,今年前五个月,中国部分地区电煤及电力供应出现不同程度的紧张局面。而随着目前中国进入夏季用电高峰期,加上中国各地今夏气温都高于往年,故此电力供应压力也将加大。今年中国迎峰度夏期间,预计全国最大电力缺口将达一千万千瓦左右。不仅如此,受年初的
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