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一、发电企业亏损
按照5号文的规划,在厂网分开后,将依次进行主辅分离、输配分开和竞价上网。然而时至今日,电改仅仅完成了厂网分开。对于过早分开形成竞争的发电企业,都在苦苦等待竞价上网,以形成两端均放开的电力交易市场。但是,发电企业盼到的却是煤炭涨价、煤电联动、连年亏损、外资大撤退。
在酝酿电改时,原国家电力公司系统有一种主导观点,即现行的电价构成不合理,利润集中在发电环节。厂网分开后,发电环节将竞价上网,电网环节将引入独立的输配电价,如果不调整现行的电价构成,电网企业就要亏损。
由此,2003年5月,国家发改委出台了《电力厂网价格分离实施办法(发改价格〔2003〕352号)》,按照“零利润”原则核定上网电价标准,并明确发电企业上网电价由发电成本、财务费用和税金构成,未将“利润”加入发电企业的上网电价。
在2003年初厂网分开分割电力资产时,由于许多新独立的发电厂原先属于内部核算企业,与省网公司的收入、费用、利润以及资产、负债、权益统一核算,再加上发电厂改革前的附属地位,在与省网公司不对等的协商中又被截留了一块,因此在电改后的两三年里,五大发电集团的净资产收益率、总资产报酬率都极低,难以覆盖银行长期贷款的利率,基本处于“盈亏平衡点”或“保本微利”状态。
2002年后,国家对于煤炭领域逐步进行市场化改革和尝试。2005年,煤炭市场全面放开,此后市场煤炭价格一路上扬。在发电企业看来,2008年是一个转折点,当年发电企业的火电业务首次出现全行业亏损。数据显示,截至2010年,五大发电集团运营的436个火电企业中,236个企业亏损,亏损面达54%,合计亏损137亿元。2008-2010年火电业务合计亏损则达到603亿元。
不仅如此,从2008年后,五大发电集团的负债率均超过了国资委限制的85%高限。相关数据显示,截至2010年底,五大发电集团运营的436个火电企业中,资产负债率超过100%、处于破产境地的企业达85个,占全部火电企业的19%。
正是由于发电企业的“高投资、低盈利、高负债、高风险”,发电企业的财务费用成为了与煤价因素齐重的亏损因素,而且促使众多民资和外资的撤离。电改后,外资和民资在投资回报率上一路下滑,而且还将面临亏损的局面,特别是实行煤电联动,要求发电企业自行消化30%的上涨煤价,都是外资撤离发电领域的重要因素。
二、全国性电荒
按照5号文的要求,国家电力公司被拆分为“两网、五公司”七大电力巨头。然而拆分后随即出现了令人尴尬的局面,由于1999年国家曾作出三年内不上大的电力项目的决定,导致在2002年后,缺电现象开始凸显。直至2004年,爆发大规模的全国性电荒。
此后,2008年和2011年再次爆发大规模电荒。两次电荒都直指煤价的上涨,不同的是,2008年那次,主要是装机不足,而2011年的电荒,则为发电企业积极性低迷。
十年内发生三次大规模的电荒,很多人开始将其与2002年的电改联系在一起来分析看待,其观点主要是电改的执行过于落后,在煤炭完全市场化放开的同时,电力行业的价格并未实现市场化,导致了煤炭价格和上网电价以及销售电价的不对称。
对此,在2004年电荒后,国家发改委提出了缓解局面的“煤电联动”机制,即以不少于六个月(2012年延长为一年)为一个煤电价格联动周期,若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%,便将相应调整电价。
但是,煤电联动在十年内只联动了四次,而且都是在电荒时期,规定的时间和范围要求并未按照规定执行。同时,煤电联动的出现,虽然缓解了煤电矛盾,但却将电力的市场化进程一再推迟。国家发改委对电力价格采取统购包销的方式,限定两头的发电上网电价和销售电价,对电网企业的输配电价实行价差,这就导致了电力市场难以放开。
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