究竟是谁动了发电企业的“奶酪”

近几年，“煤价暴涨”、“火电巨亏”、“现金流断裂”、“缺煤停机”、“电荒加剧”、“拉闸限电”等媒体报道不绝于耳。一些民营、外资火电企业纷纷撤出发电行业。以五大发电集团为代表的中央国有企业担社会责任之重，坚守阵地，一边内挖潜力，降本增效，优化电源结构、构建新的产业链，大力发展清洁能源产业和煤炭、铝业、路港、科技、工程、金融等非电产业，增强市场抗风险能力，一边不断“联名上书”各级政府部门，亟盼煤电联动、控制煤价、财政补贴，以改善经营环境。但是，目前仍有50%以上的火电企业连年亏损，20%左右的火电企业出现严重的资不抵债。今年沪深两市共有2244家上市公司披露半年报，巨亏的前10名中，华银电力等发电类上市公司竟占4席。9月，像地处山西“煤窝子”的知名上市公司漳泽电力也传出大股东“有意出让，煤企接盘，人心浮动”的信息。面对严峻的经营环境，人们不禁要问“发电行业怎么啦？究竟是谁动了发电企业的奶酪！？”

回顾电改八年多来的发展历程，发电企业拥有的“奶酪”、“蛋糕”，在目前不配套的煤电运行体制、不合理的产业政策下，通过煤价、电价、利率等经济杠杆和政府主导的电力体制改革这只“有形的手”,以及发电企业之间过度无序的竞争，被无情地一次又一次地分割、撬走、让渡了，使得发电企业经营状况由过去的“增产增收、盈利稳定、风险不大”转变为“盈利下降，亏损增加，负债高企，风险剧增”。

渠道之一：2002年以“厂网分开、竞价上网”为主要内容的电力体制改革，由于当时盛行的舆论导向，发电企业成了电力行业既得利益的牺牲品，被活生生分走了“蛋糕”，“保本经营”或“零利润”成了电力改革的风向标。

2001年前后酝酿电力体制改革时，原国家电力公司系统有一种主导的观点，即“现行的电价构成不合理，利润集中在发电环节，上网电价占销售电价的71%，电网环节的输配电价占29%。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”。受这种“似是而非”观点的影响，2003年5月，国家发改委出台了《电力厂网价格分离实施办法》，按照“零利润”原则核定上网电价标准，第四条明确规定，“发电企业上网电价由发电成本、财务费用和税金构成”，在世界电力史上破天荒地、也是不合常理地割舍了“利润”这个重要的构成部分，致使上网电价先天不足。而且，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，与网省电力公司的收入、费用、利润以及资产、负债、权益“统一核算”，再加电厂改革前的“附属地位”，在与网省公司不对等的“协商”中又被截留了一块。因此，在电改后的两、三年里，尽管大量新建电厂实行新的定价方式，机组利用小时也有所上升，但受存量资产的影响，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“盈亏分界点”或“保本微利”状态。

电力体制改革后，虽然国家陆续推出一些电价改革举措，如标杆电价、70%的煤电联动政策等，但大多都是围绕公平竞争和迫使发电企业降本增效来开展，或者为缓解突出的煤电矛盾、防止发电企业现金流断裂不得不作出的调整。对电力行业作为国民经济的“先行官”，需要合理的电价政策引导、鼓励煤电产业之间协调发展以及有效推动全社会节能降耗工作深入开展却考虑得不多。此外，作为央企的五大发电集团，销售端面对的是电网企业“独此一家”的垄断体制和地方政府“分灶吃饭”的财政体制，由于受各自利益机制的驱动，即使国家出台一些新的调价措施（如临时电价、脱硫电价、外送电价、分时分段电价等），也经常被打折扣，有的落实不及时,发电企业对此反映强烈。近年来，国家电监会通过重点检查和抽查，发现一些省份经常违反国家电价、电费结算政策，如用行政手段强制降低上网电价、通过出台峰谷分时电价变相降低上网电价、不严格执行脱硫电价政策等，给发电企业每年带来数亿元的经济损失。

渠道之二：2008年以来，煤炭价格持续大幅度上涨，以火电为主的电源结构和70%以上的燃料成本构成，致使火电企业的收益通过煤价杠杆这只“无形的手”连年被转移给了煤炭企业，形成了一个产业链上相互依存的电力、煤炭两个产业“盈亏大反转、冰火两重天”的局面。

目前，我国煤炭产量约一半用于发电，约73.4%的装机是火电机组，发电量的81%来自火电。铁路、水运约40-50%的运力用于煤炭运输。燃料成本占火力发电成本的70%以上。可见，发电行业作为基础产业，与煤炭、运输行业关联度极大，煤炭资源对火电来讲，可以说是“生命之源”，煤价的涨落直接决定火电的效益。但是，煤炭市场已由以前的买方市场变为卖方市场，火电企业近年来一直受到供应紧张和煤价上涨的“双重困扰”。

2002年以前，我国长期执行的是煤、电计划模式。由于煤炭处于供过于求的状态，国家每年召开一次煤炭订货会，会上国家定好煤炭价格，分配好运力，煤、电企业再去衔接量的问题。在这种计划模式下，煤炭行业长期亏损。上世纪九十年代中期，中央统配煤炭企业亏损80多亿元，中央财政补贴60亿元。不久，不堪重负的中央政府，不得不作出决策，向地方下放煤炭企业。时至2000年，煤炭行业还是全行业亏损。而同期的电力企业却是“电机一响，黄金万两”。

2002年以来，国家逐步放开煤炭价格；2005年以后完全放开，形成了以合同价为主进行煤炭交易并确定铁路运量的市场格局。由于我国经济快速发展，各地新建了一大批重化工、高耗能企业，火电企业又实现了超常规发展，造成煤炭供不应求，加上国际原油、煤炭价格快速上涨，导致国内电煤价格不断攀升，煤炭企业迅速“脱贫致富”。2004年，全国规模以上煤炭企业销售收入由2000年的1214亿元增长到了4204亿元，增长了2.46倍；煤炭企业利润由2000年的全行业亏损，转变为2004年实现利润418亿元。但与此同时，发电企业成本压力却大幅增加，而且本该按照国务院电改5号文件要求在发电环节建立电力市场，实施“竞价上网”，由于种种原因搁浅。上网电价继续承袭了电改前“政府管制”的定价模式，还推出了标杆电价，以及要求30%自我消化、又屡屡不到位的煤电联动政策，火电企业逐步进入“亏损时代”。

最典型的2008年，发电企业经营形势异常严峻，出现历史上第一次全行业亏损局面。当年4月下旬，煤价大幅度上涨，电煤供应非常紧张，许多发电企业资金链越绷越紧，出现缺煤停机现象，“保抗震救灾、保奥运会、保迎峰度夏、保社会稳定和经济发展用电”的压力越来越大。据统计，2008年原煤单价同比上涨112元/吨（五大发电集团平均标煤单价高达628元/吨），按当年发电用煤13.15亿吨计算，就增加全国火电企业成本约1470亿元，火电行业亏损700多亿元。而2008年大型煤炭企业主要经济指标创造了历史最好水平，煤炭行业实现利润超过2000亿元，接近2004年418亿元利润的5倍。

尽管2009年以来，受金融危机的影响，煤炭价格比高峰时有所回落，但煤价一直在高位震荡，从2009年底到2011年，出现了新的一轮又一轮的上涨，煤炭行业实现利润又创出新高，2010年前11个月实现利润2930亿元；2011年前5个月，煤炭行业实现利润1225亿元，同比增长80.9%。同时，对发电行业造成持续大面积的冲击，经营状况进一步恶化。

不妨以五大发集团为例，了解一下发电企业的经营现状。到2010年底，五大发电集团装机47346万千瓦，约占全国装机96219万千瓦的“半壁江山”（49%），较2002年电力改革之时的“三分之一”（34%）提高了15个百分点。其中，火电装机容量达到38152.79万千瓦，占五大发电集团装机容量的80.58%,占全国火电装机容量的54%。

在度过2003—2007年电量、收入、利润五年平稳增长期后，五大发电集团从2008年开始，形势急转直下，出现了增产不增收，成本费用大幅度增加，主营利润急剧下降，火电板块连续巨亏的现象。2010年，五大发电集团运营的436个火电企业中，亏损企业236个，亏损面高达54%。华能、大唐、华电、国电、中电投所属火电企业2008-2010年三年累计亏损分别为85.45亿元、128.15亿元、140.08亿元、110.47亿元、138.42亿元，合计亏损602.57亿元。加上2011年1-7月火电亏损180.9亿元，五大发电集团共计火电亏损783.47亿元。今年火电亏损已成定局，如果按每月亏损近26亿元测算，预计五大发电集团“火电连亏四年，亏损总额将逼近1000亿元”。随着中电联一次次业绩的发布，火电板块境况十分堪忧，业界一片唏嘘。

之所以出现电企、煤企“盈亏大反转、冰火两重天”，一个根本性的原因，在于煤炭、电力两行业产业政策不一致，市场运营机制不衔接，存在“市场煤”与“计划电”、“责任电”的体制性矛盾，以及严重滞后、又不到位的煤电联动措施。在供不应求的煤炭卖方市场的条件下，随着煤炭价格的持续大幅度上涨，火电企业的收益通过煤价杠杆这只“无形的手”，一次又一次地“再分配”给了煤炭企业或产煤大省。2007年，在五大发电集团“综合实力领先”的华能集团，实现利润达到电改后的峰值103亿元，同期总资产、销售收入都不及华能的神华集团，实现利润298亿元，几乎是华能的3倍。2008年，煤价暴涨后，电力利润实现了大转移，华能巨亏55亿元，减少利润158亿元（五大发电集团共计亏损324亿元，减少利润637亿元）。神华实现利润383亿元，增加利润85亿元。2008年，两个产煤大省也赚了个“钵满盆满”。山西全省煤炭行业实现利润达到526.03亿元，占全省工业的82.9%，高居全省各行业之首。内蒙古2008年前11个月，煤炭企业实现利润311.23亿元，占规模以上工业的58.6%，同比增长1.1倍，拉动内蒙古规模以上工业利润增长37个百分点。在短短10年时间里，全国煤炭行业的效益，实现了疯狂的“四级跳”：2000年“全行业亏损”，2004年“实现利润418亿元”，2008年“实现利润2000亿元”，2010年前11个月“实现利润2930亿元”。

渠道之三：2010年以来，庞大的负债，高企的负债率，随着银行的一次又一次加息，作为资金密集型的发电企业每年发生大幅增长的巨额财务费用，不仅侵蚀了发电行业微薄的利润，而且使发电企业在一定程度上成了金融行业的“打工者”。

目前，“高投资、低盈利、高负债、高风险”几乎成了五大发电集团存在的普遍问题。据国资委公布的资料，2008年以来，五大发电集团成了中央工业企业板块平均国有资产保值增值率很低、资产负债率最高的行业。

2008年底，五大发电集团资产负债率平均达到84.9%；2009年底，虽然负债率有升有降，但平均水平又创新高，达到85.94%；到2010年底，120家中央企业平均资产负债率为60.8%,超过80%的工业企业仅6家,五大发电集团无一幸免，而且平均资产负债率达到85.23%，其中：最高的达87.76%，最低的也有81.91%。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有85个，占全部火电企业的19%。五大发电集团的资产负债率早已超过国资委限制的高限（85%），成为国资委重点监控对象。庞大的负债总额，高企的负债率，导致了巨额的利息支出。2010年，五大发电集团平均每家的负债总额高达4500亿元左右，华能、大唐、华电、国电、中电投仅发生的财务费用（不含建设造价中资本化的利息支出）分别达到169.6亿元、156.4亿元、123.9亿元、125.6亿元、124.2亿元,合计高达700亿元，是五大发电集团同期净利润的5.4倍,比2009年大增19.42%。

2010年第四季度以来，伴随着我国通胀压力加大，货币政策全面进入紧缩通道，央行已4次上调存款准备金率、3次上调存贷款利率。央行不仅对银行、信托进行规模调控，还对地方融资平台、保险资金、民间借贷实施控制，多数金融机构均面临资金和规模的“双紧张”，市场上出现了资金供应减少、信贷规模受控、融资成本快速上升的现象。作为资金密集型的电力企业，特别是传统火电企业正在失去原有的融资优势，资金市场已从“借方市场”转变为“贷方市场”，发电行业面临前所未有的融资困难和利息支出压力。到2011年7月份末，五大发电集团负债总额高达24823亿元，同比增长17.23%；累计发生的财务费用达到528.32亿元，同比猛增32.5%；7月份财务费用更是同比增长42.9%，环比增速提高11个百分点，远远超过发电量及销售收入的增长，预计全年财务费用将接近1000亿元。今年前7个月，五大发电集团“四盈一亏”，合计实现利润仅为40.48亿元（主要靠非电产业盈利），不到同期财务费用的8%，发电企业的经营困难进一步加剧。

由于发电行业投资规模大、回收期长，资金来源渠道以债务资金为主，发电企业的盈利能力又很低，特别是火电企业连年亏损，唯一的大股东国资委几乎没有注资，再加各大发电集团发展任务很重，资本金严重匮乏，面临“要发展就增加负债”的局面，使得发电企业负债率高企。五大集团成立时，平均资产负债率已超过65%。2003年以来持续攀升，特别是2008年巨亏，负债率陡增4、5个百分点，到2009年达到高峰，近两年五大集团都在85%上下徘徊，个别较高的接近88%。电改后8年多时间里，共增加负债率20多个百分点，发电行业持续发展后劲严重不足。

当前，五大发电集团正处于结构调整、战略转型的关键时期，“两保一降”（保安全，保发展，降负债率）成了突出问题。煤炭、水电、新能源等很多重点项目、战略项目还处于投入的高峰期，实现回报还需要时间。因此，既要落实“转方式、调结构”项目的发展资金，维持火电亏损企业资金链不断裂，又要完成国资委降低负债率的硬性考核，对每个发电集团都是巨大的挑战。

渠道之四：电改八年多来，发电企业真正进入了竞争性行业，过度扩张、连年征战带来了电力市场的相对过剩和运营效率的下降，同时打了一场又一场的“资源争夺战”，在无序竞争中将部分利益“让渡”给了市场竞争的相关方。

2002年按照“打破垄断，引入竞争”的总体目标，实行厂网分开、政监分离改革。这种“厂网分开”的体制框架、国资委对央企的整合重组目标，新项目标杆电价的实施、区域电力市场和节能调度的试点推广，在发电侧除了上网电价受政府管控、售电端不能自主选择外，发电企业已正式摘除“垄断”帽子，形成了投资主体多元化、全方位竞争的格局。

八年多来，新生的五大发电集团一方面坚持“建并结合”的发展方针，实现了跨跃式发展，为全国装机规模连续突破4亿、5亿、6亿、7亿、8亿、9亿千瓦六次大的历史性跨越、迅速扭转缺电局面做出了重大贡献；另一方面犹如“五虎下山”，谁都不甘落后，大搞“对标管理”活动，打了一场又一场的“资源争夺战”，从电力、煤炭资源到装机规模、煤炭产能，从传统能源到新能源，从基本建设造价到生产运营成本，从电力、煤炭市场到资本、人才市场，从新建项目到并购重组展开了激烈的竞争，而且竞争态势愈演愈烈，竞争理念渗透到“电厂建设——运营管理——并购重组”各个领域，以提升自身实力和行业地位。

但是，竞争也是一把双刃剑，带来了电力市场的相对过剩。特别是2008年受金融危机冲击以来，电力需求出现大幅回落，2008年只增长5.5%,2009年增长6.4%；电力消费弹性系数分别降到0.57、0.71。发电设备平均利用小时2003年小幅上升，2004年达到5460小时一个峰值后，2005—2009年连续5年出现环比下降，到了2010年以后才有恢复性上升。电力市场的相对过剩，带来了发电企业运营效率的下降，表现为设备出力减少和电量的损失，加大了发电企业的经营风险。一些民营、外资企业纷纷退出发电领域，“国进民退”的现象在发电行业屡见不鲜。

面对2008年显现的供大于求的电力市场以及不断恶化的煤电矛盾，一些发电企业的做法，引起了社会媒体的质疑和政府部门的关注。近年来，在国资委重组目标的无形压力下，受国有企业“投资饥渴症”的影响，一些发电企业不顾市场规律还在“硬发展”：继续“跑马圈地”、大上新项目，四处收购各类资产。特别担忧的是，在一次次煤炭、水电、风电、太阳能、生物质能资源，核电项目、煤电一体化项目、热电联产项目，以及专业人才、上市融资、金融资源等“资源或项目争夺战”中，出现了抢夺资源、竞相抬价、中间插脚、超低价投标、高薪挖人等无序、过度甚至恶性竞争现象，白白将自身的一些利益“让渡”给了市场竞争的相关方，如外资、民营企业，煤炭、水能、风能等资源类企业，致使资源价格飞涨、成本费用增加、盈利能力下降。这是常常遭人诟病的地方，国资委研究中心曾直言少数发电企业存在“装机规模过度扩张”、“经营效益下降和效率不高”等问题。这些虽然属于市场竞争中不可避免的个别现象，但已引起国资委的高度关注，告诫中央发电企业在投资并购项目时，“要加强合作与协同，建立沟通协商机制”，“实现共赢，避免出现恶性竞争，损害国家利益”。

令人欣喜和鼓舞的是，近年来越来越多的发电企业“痛定思痛”，开始变规模思维为价值思维，积极探索“电为核心，煤为基础，上下延伸，内外并举，建设综合性能源集团”的战略转型，同时，也注重发电企业之间的战略联盟、市场协同，象其他过剩行业一样适当控制产能，把握电源项目发展节奏，优化电源发展结构，实现管理创新、科技进步，提升企业综合实力。（中国华电集团公司政策与法律部）