电厂亏损累积 软缺电或演变为硬缺电

　　【作者：《财经》记者 朱玥 实习记者 王福实习生 何加晋 】

　　“硬缺电”重来忧虑

　　　电厂亏损的累积效应下，2011年全国用电量增速十倍于发电机组投资增速，照此下去，开工率不足导致的“软缺电”将演变为装机不足导致的“硬缺电”

　　短短五年时间，山西省的火电投资情况发生了根本性扭转。

　　一位在山西省电力行业工作多年的资深人士告诉《财经》记者，“十一五”前期，这个坐在煤堆上的省份，火电投资热情高涨。彼时普遍的现象是，火电厂先开工建设，造成既成事实，然后同步向发改委申请路条(发改委批准电厂开工建设的批文)，待正式批复后，项目便可调试并网，两三个月之后直接投入正式运营。

　　但是，现在“一切都变了”。2011年12月下旬，山西省政府相关负责人召集省内主要火电企业负责人在太原开会，主题是“保发电”，实现平稳过冬，有关负责人还严词批评了一些火电企业手握路条但迟迟不开工建设的现象，直斥这种行为加剧了电力供应的紧张。

　　发电企业的代表们虽未在会上表态，但他们的怨言一点不比政府少。一位与会人士对《财经》记者说，在目前形势下，“已建成的火电厂都越发越亏，谁还敢投新的项目”。不过，能否拿到路条是新建电厂正式运营的先决条件，“利好政策一旦出台，必将刺激火电投资，那时再去争取路条，就会慢人一步”，所以大多企业选择观望，等待形势好转，但同时也没有放弃争取路条的努力。

　　政府和企业各有诉求，结果则是火电投资逐年下降。中电联发布的报告显示，2011年前11个月，全国新开工发电装机规模比上年同期减少1216万千瓦，其中火电新开工规模比上年同期减少1036万千瓦。2011年11月底，火电在建规模比上年同期减少1346万千瓦，2011年以来火电在建规模持续处于7000万千瓦以下，报告同时指出，“东部、中部大部分省份发电装机增长缓慢，明显低于全社会用电量增速，对未来电力供需平衡将造成较大影响。”

　　对此局面，多位受访的业内人士均表示担忧：如果火电投资长期萎靡，曾困扰电力行业近50年的“硬缺电”(装机不足)局面将重回中华大地。

　　煤电矛盾重灾区

　　《财经》记者在山西省的调查显示， 2011年山西全省发电设备总装机容量为5035万千瓦(超过九成为火电)，省调机组约3500万千瓦，而整个山西省的最大用电负荷为2200万千瓦。从理论上来说，装机容量完全可以支撑省内用电负荷。但如今面对冬季用电高峰，“保发电”却已成为山西省电力主管监管等相关部门的头等大事。

　　2011年11月底上调电价之前，山西境内多数火电企业的资金链状况已呈紧绷状态。2011年 1月至10月，山西省57家省调发电企业总计亏损33.9亿元，其中火电企业48家中，36家亏损，亏损总额达45.48亿元，其他12家为煤电联营、煤层气发电、坑口电厂其他形式等发电企业。平均折算下来，山西省火电厂亏损额约为3.8分/千瓦时。

　　电价上调也只能让部分电厂实现减亏而非扭亏。在电价调整前，地处山西省中南部的火电厂亏损最为严重，13家主力电厂平均亏损幅度约为5分/度至6分/度，而调价后这些电厂仍平均亏损2分/度至4分/度。

　　燃料成本高企是发电企业亏损最重要的原因，由于山西是产煤大省，省调机组长期执行的是低电价政策。但煤炭市场化改革之后，煤炭价格持续高涨，不断挤占火电厂的利润空间。此外，在山西煤炭市场整合之前，多数省内火电厂出于经济因素考虑，多从小煤窑购买煤炭，整合过后，大量小煤窑关停，面对大型煤矿，原本就受到燃料成本挤压而处于弱势地位的电厂更丧失了议价能力。

　　此外，煤炭在山西省内是短途运输，这也是山西长期执行低电价政策的重要原因。但目前煤炭物流层面盘剥严重，造成省内电煤到厂价格不断走高。受交通网络布局影响，山西省内煤炭的铁路运输线路仅有一条，运力有限，公路承担了主要的运力。

　　山西电力行业内部人士告诉《财经》记者，因涉及的收费项目有差异，在同等距离下，吨公里运输费用为短途公路运输>短途铁路运输>长途铁路运输，“用公路运输，每进出一个地区就会多出几种收费”。

　　山西有关方面向《财经》记者出具的文件显示，同是山西省境内煤炭资源，省内运输的吨公里成本为输送到江苏或湖北的2.5倍。在省内短途运输中，物流成本占总成本比重为28%至30%，其中运输费用占比13%至14%，中间费用占比15%－16%。

　　在铁路运输方面，山西省煤炭运输的平均费用为110元/吨，需要缴纳7种费用。而在公路运输的平均费用则为132元／吨－155元/吨，最高每吨可达180元，涉及各种费用15项。

　　“高煤价、低电价”的窘境让山西省成为煤电矛盾的“重灾区”。中电联研究室主任沙亦强告诉《财经》记者，由于连年巨额亏损，该省火电厂的银行信用评级已大幅降低，在银根不断收紧的形势下，电厂已很难贷到资金，即使能贷到一些，利率也从过去下浮10%调整为上浮10%到20%，有的甚至更高。通常情况下，企业的运作只能靠集团担保高息贷款和拨付应急资金勉强维持。

　　2011年12月中旬，山西省接连出台了两项措施保障冬季电力供应，一是对生产经营比较困难的九家央企和省外在晋火电企业，由山西省财政给予10亿元的借款；二是由山西省煤炭厅组织煤炭企业增加1000万吨的重点合同电煤供应。两项措施配合发改委近期出台的“压煤保电”政策，“基本可解省内火电企业的燃眉之急，但从长远看无助于改善火电投资下降的局面”， 上文提及的山西省电力行业人士称。

　　山西省是“重灾区”，但并非个案，电监会数据显示，2008年至2010年三年间仅五大发电集团的火电业务已经累计亏损600亿元以上，截至2010年底，五大发电集团在全国范围内所运营的436个火电企业中，亏损面已达54%；其中85个资产负债率超过100%的电厂处于破产境地，占比19%。

　　发电企业投资转向

　　火电业务的巨额亏损，使得发电企业的投资方向开始转变。许多企业正逐步舍弃以火电为主的投资策略，开始采取多元化经营战略，在发展火电的同时，加大新能源发电的投入，并拓宽产业链、进军煤炭、金融和科技等领域。

　　这其中以中电投的转型最为激进。2011年“两会”期间，中电投总经理陆启洲曾表示，“十二五”期间中电投的火电投资规模将降至总投资的18%，而此前该集团的火电投资比重一直在80%左右，陆启洲表示，发电企业只有适时调整产业结构，降低成本才能实现生存和发展。他同时暗示，“十二五”期间，中电投的重点投资领域将以新能源为主。

　　2011年10月，中电投下属的漳泽电力在连续两年亏损、停牌近四个月后进行了重组。重组后煤业巨擘同煤集团持有漳泽电力31.99%的股权，取代中电投成为其控股股东。漳泽电力的重组是国有电力企业首次出让火电上市公司控股权，引发了业内的普遍关注。

　　除中电投外，华能、国电等企业的多元化发展倾向也很明显。国电集团总经理朱永公开表示，集团的高科技、煤炭、物资物流、金融等相关产业以六分之一的资产量为其创造了近四分之三的利润。并称国电集团规划把清洁能源的比重从目前的20.5%，提高到2015年的32%，到2020年将达到40%。

　　因亏损严重，近年来火电投资一直呈下降趋势，但随着经济总量的不断提升，社会用电量的增长率一直保持在高位，此消彼长间供需矛盾日益凸显。

　　山西省电网公司提供的数据显示，2011年全省投产的火电项目规模约400万千瓦，2012年预计将缩减至250万千瓦。“十一五”期间，火电投资额呈现出前高后低的走势。2010年山西省全年用电量为1505亿千瓦时，且正以每年9%至12%的速度增长。

　　在全国范围内，新增火电装机容量也一直呈下降趋势(见表2)，中电联方面数据显示，“十一五”初期，火电新增装机容量为9244万千瓦，此后逐年下降，至“十一五”末仅为5831万千瓦，降幅超三成。2011年1月至11月，全社会用电量为43907亿千瓦时，和2010年同期相比增长14.65%，但火电新增装机容量的增长率仅为1.2%。

　　由此，业内人士担心，中国在“十二五”期间可能出现电力装机无法满足用电需求的情况。中电国际高级经济师王冬容告诉《财经》记者，厂网分开之后电源大发展，电力供给本已充足，但目前煤电矛盾致使火电新增装机锐减，长此以往势必又将回到改革前“硬缺电”的状况。

　　“硬缺电”重来？

　　早在2011年春季电力供应形势紧张之时，多位业内专家就指出，当前的缺电属于“软缺电”，是结构性和区域性的，原因是电厂发电意愿降低而非装机量的不足。但“软缺电”如果持续，就会抑制火电投资，最终演变为“硬缺电”。

　　王冬容担忧，“软缺电”时代政府还可以通过协调煤电关系来应急保证供应，一旦“硬缺电”成真，政府就真的没什么有效的应急手段了。

　　国家电监会办公厅吴疆研究员认为，“回顾历史，以2007年为界，用电紧张可分为‘硬缺电’和‘软缺电’两种。”

　　吴疆介绍，上世纪80年代，用电企业“开三停四”甚至“开二停五”都非常普遍，居民生活和社会用电被压制在较低水平。当时是因为计划经济下政府独家办电，导致投资匮乏供给不足，无法满足迅速增长的用电需求。

　　而当时的对策主要是通过集资办电打破独家办电的垄断格局，调动各类投资者的积极性，其次通过每度电征收“两分钱”电力建设专项资金，借助广大电力消费者的力量扭转电力投资困局。

　　1988年后，全国陆续出现中央、地方、外资等电力投资公司数十家，为此后的电力市场化改革奠定了基础。

　　数据显示，1995年全国发电装机容量和发电量分别是1978年的3.8倍与3.9倍，有效解决了改革开放初期全国性“电荒”问题。

　　然而，1999年亚洲金融危机过后，原国家计委给出了全国电力供需将出现供大于求的判断。这使得国务院作出了“三年不建新电厂”的决定。

　　吴疆认为，与此前投资匮乏不同，本世纪初那轮电荒主要是政策原因导致发电装机严重不足，无法满足中国作为世界工厂的电力需求。

　　在“三年不建新电厂”的政策背景下，主管部门主要通过放松管制来应对电荒局面，默许地方各显其能兴建“违规”发电项目。《财经》记者在多地采访了解到，至今全国各类“违规”电厂仍有约6000万千瓦，其中有相当部分是在2002年至2005年兴建的小火电，“这些激增的地方小电厂在当时承担了大量的发电任务，却无法得到公平的电价待遇”。多位业内人士向《财经》记者表示。

　　此外，厂网分开等市场化改革也进一步鼓励了竞争，提高效率成为保证投资回报的首要条件，发电企业开始注重煤耗率、建设造价等指标。2002年至2007年五年间，全国发电装机容量翻了一倍，五年新增3.6亿千瓦，电力供求实现了平衡。

　　但2008年开始，电荒局面开始重新出现。新一轮的缺电更多地表现为电厂发电意愿下降、火电设备利用小时数波动严重。业内普遍认为，去年春季和冬季出现的两轮缺电局面，均是由于煤电矛盾突出，发电企业在“越发越亏”的情况下发电意愿降低，于是在用电高峰来临时出现缺电。

　　变短治为长治

　　和此前的应对措施不同，面对这一轮的电荒局面，国家决策层多采取以疏导为主的措施，特别针对电荒的主因煤电矛盾，国家先后出台了煤电联动、压煤保电等措施，旨在疏导发电企业成本压力，保障电力供应稳定。

　　“但从性质上说，类似煤电联动这样的方法，都应该是临时性的干预措施，而非长久之计。”沙亦强告诉《财经》记者，煤电联动只能在煤电矛盾特别突出的时候起到临时性的缓解作用，待调整期过后，新一轮的煤电矛盾又会重来。

　　2004年出台的煤电联动政策，本是电力体制改革未完成之前疏解发电企业成本压力的临时性举措，但此后由于电改迟迟无法推进，就一直延续下来，成为了治理煤电矛盾的“规定动作”。事实证明，煤电联动实施以来总体上推高了煤价，加剧了煤电矛盾，以至于发改委不得不进一步出台压煤保电政策(相关报道见《财经》2011年第29期“压煤保电胜算几何”)。

　　有业内人士指出，除了寄希望国家层面出台措施疏解煤电矛盾之外，发电企业亦可通过自身挖潜，降低成本，来赢得更多的利润空间。“这在理论上讲得通，但实际运用中不可行。”沙亦强说，厂网分离改革已完成多年，发电侧竞争充分，目前火电厂自身挖潜已近极限。

　　电监会方面提供的信息显示，2001年至2008年我国火电工程单位概算造价从5141元/千瓦下降到4039元/千瓦，单位决算造价从4808元/千瓦下降到3708元/千瓦，降幅分别达到21%和23%，后因土地原材料等成本上涨，下降趋势停止。整个“十一五”期间，我国供电煤耗逐年降低，由2006年367克/千瓦时下降到2010年的335克/千瓦时，这一数据已达到世界先进水平。

　　“唯一的办法就是推进体制改革。”多位业内专家在接受《财经》记者采访时给出了相同的答案，他们一致认为，放松电力市场的准入和管制、改变电价形成机制，建立一个有效的电力市场，通过供需形成价格，“才能真正为发电企业解围，避免硬缺电局面的出现”。

　　“现在煤炭价格过高不是供需造成的，而是体制没有理顺。”山西省电力行业内部人士认为，虽然理顺体制，建立有效的电力市场是最终目标，但不能一蹴而就。

　　“以山西省为例，应该从清理涉煤基金整顿中间收费入手。”他指出，国家对煤炭的限价措施中对这方面有所提及，但并未有任何具体的措施，“如果能在这方面有所建树，至少能够适当缓解当前煤电对峙的紧张局面，为改革的进一步推进赢得空间”。