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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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据北极星电力网不完全统计,已有20家火电上市公司发布业绩预告,其中8家企业亏损,5家企业最高亏损或超20亿元,多家企业已经连续2年亏损。关于业绩预亏的原因,“燃料成本居高不下”、“煤炭价格居高不下”多次被提及,电价增长、电量增长、新能源收入增长,但仍无法覆盖燃料成本的增长。粤电力A表示,
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“十四五”时期是我国由全面建成小康社会向全面建设社会主义现代化国家迈进的关键时期,也是能源电力行业结构性改革的攻坚期。作为共和国的长子、顶梁柱的国有能源电力企业,既是推动国民经济发展的中坚力量,更要争当好“双碳目标”的践行者和引领者。(来源:微信公众号“能源杂志”文|徐进作者系中
昨天傍晚,国家统计局官网上挂出2012年全国工业企业的“大年报”。而在十天前,财政部还抢先晒出了国有企业去年的成绩单。虽然国统局的年报不似后者那样细节丰满,但对照两张“利润表”,2012全年“明星行业”的表现仍可窥知一斑。记者注意到,无论是工业企业还是非工业企业,集中于传统行业的“国字头”收入囊中的利润都出现了小幅下滑,但仍有几个国资垄断的行业逆势赚得盆满钵满。在41个工业大类行业中,利润同比增幅最大的当属电力行业,增幅达到了69.1%。“五度电
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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
眼下正值冬季用煤高峰期,但煤市冬季行情并未如约而至,自国家发改委出台电煤“限价令”以来,沿海动力煤价格普遍出现了不同程度地回调,继续呈现“旺季不旺”的局面。目前,作为国内煤炭价格风向标的环渤海动力煤价格指数已经连续六周下跌。据分析,按目前的煤价下落速度,预计到本月底,大多数煤炭运销企业的调价均会按照限价要求如期完成调价任务,环渤海5500大卡市场电煤离岸平仓价格将下调到800元/吨。就目前市场趋势来看,近期煤炭市场价格下行压力加大,后期市场仍有继续下滑可能。明年产能提升需求放缓省煤炭运销协会会长杨德玉介绍
历经了一年的喧嚣与癫狂,电煤市场在岁末陷入了难有的寂静,而看似平静的水面下却暗流汹涌,在发改委的限价干预下,煤企、电厂、煤商正在进行最后的挣扎和博弈。寂寞港口12月份的秦皇岛港,似乎和“世界上最大的煤炭输出港”的定位并不相称。14日下午,在秦皇岛港一个拥有18个泊位的装卸码头上,只有6艘货船正在进行煤炭装载作业。“这个码头在秦皇岛港比较靠里的位置,风浪小,不容易封港,装卸条件还比较好。”港口一名工作人员对新金融记者说。这意味着,其他码头的情况也大抵如此。此前有“秦皇岛港港口看似停工&rdquo
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
今年以来,五大电力采取强硬措施,拒签订电煤购销合同。但令人不解的是,电煤供应十分宽松,电厂库存一直在高位运行。据最新数据,目前全国电煤库存普遍用量在20天以上,甚至有的达到30天以上。而近一个月来秦皇岛港口的出港煤量日均达到近60万吨,大大高于前两个月。显然,没有哪一家电厂由于电煤不足而停机组。合同不签订,不等于没煤可用。煤炭通过不同的渠道,最终还是进了电厂。结果,在没有政府的干预下,在合同未定的情况下、在电力上层强硬手段的威逼下,电煤交易反而出现了市场化的倾向:不用行政干预、市
网友评论 电煤限价令发布已过1个月,然而昨日记者从秦皇岛港获悉,电煤价格仍在一路走高,秦皇岛大同优混的平仓价为1050-1080元/吨,这一价格较6月19日发改委发布电煤价格限价令当日大同优混的平仓价885元/吨,上涨幅度已经达到22%。 限价令为何成了电煤价格的助涨令?而昨日记者采访煤矿和电厂人士了解到,限价令实施后,国有大煤矿的电煤出厂价受到物价部门的严格监控,但这一举措却间接推高了市场煤的价格,目前市场煤与电煤的差距 已拉大到200元每吨,电厂买煤比以前更难了。 煤企 监管难到位反推
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