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內容來自hexun新聞

新聞來源http://news.hexun.com/2012-05-11/141328317.html

除瞭虧損 還有什麼？

於華鵬“2011年，火電累計虧損312.2億元，比上年增虧190.7億元。”這是日前財政部首次對五大發電集團的運行情況發佈數據。這也是目前官方對於發電企業，特別是“五大電”經營情況的最權威數據。此前，代表電力行業的中電聯頻扔的虧損數據，備受爭議。目前，對於發電企業，所有的焦點都集中於虧損。然而，在電改啟動廠網分開後，發電企業除瞭虧損“魔咒”外，還遭遇著其他的危機：規劃沖突、電荒、市場煤價格飛漲、民資和外資撤離……可以說，電改之於發電企業，是畸形發展的十年。規劃沖突日前，陜西地方電力公司和國傢電網陜西分公司因電網建設分歧發生瞭沖突。其實類似的事情，不僅在陜西，在山東等地也有發生，陜地電的事件僅僅是電力行業規劃之爭的一個小小縮影。早在1997年國傢電力公司成立之前，國傢一度鼓勵地方集資辦電，主要以縣為單位展開，並吸引瞭一批地方資金和外資進入發電領域，這也是以省為主體進行電力規劃佈局的雛形。在國傢電力公司接盤後，逐步開始以省為實體進行“向內”體制改革。1998年底，國務院辦公廳轉發《國傢經貿委關於深化電力工業體制改革有關問題的意見》，隨後在黑龍江、吉林、遼寧、上海、山東和浙江等地展開以省份為實體的廠網分開。一年後，國傢電力公司在多地以省份為主體的改革因形成瞭省級電力市場壁壘而宣告結束，由此開始瞭由原國傢計委主導的電改。直到2002年2月，電改5號文發佈，國傢電力公司被拆分為五大電力集團、兩大電網和四大輔業集團。由此，電網和電源建設的規劃權落到瞭各新公司手中，即電源規劃由發電企業制定，電網規劃由電網公司來制定。而正因此，帶來瞭兩個至今難解的問題，一個是發電企業的電源規劃和電網公司的規劃沖突，一個是地方集資辦電時代形成的電力公司和因過小過於分散而未納入兩大電網的地方電力與兩大電網公司規劃的沖突。陜地電事件便屬於後者。但是相比於陜地電的小沖突，發電企業和電網企業的規劃之爭，則從另一個方面影響瞭整個電力市場格局。特別是在2008年冰災後，多方開始註意到這種沖突的存在和緊要性。一方面，發電企業的裝機累年翻番，遍佈全國各地。數據顯示，2003年廠網分開時，全國的電力總裝機為3.9億千瓦，而到2011年底，該數字達到瞭10.5億千瓦，9年增長近3倍。而這其中，五大電力集團的占比近半。與發電企業形成對比的是，國傢電網的建設速度卻相對滯後。而這，正是造成“窩電”和“缺電”的重要原因之一。“電源的規劃增速較快，而且電源佈局比較分散，電網方面一是審批時間較長，二是對於分散的電源考慮到自身的投資利益一般不會企及。”一位長期從事電力行業的人士對本報記者表示，“特別的，像新能源的風電，近幾年來屢屢出現風電場建成卻無法接入電網的困局。”不僅如此，雙方的沖突還表現在電力佈局的不一致。上述人士稱，“比如在一些煤炭產地，電力供應完全可以靠本地區發電廠供應，但是電網的建設規劃卻不夠理想，造成瞭該地區的發電外送，而地區受電則通過其他電網端供應的怪圈，這也就是常說的結構性缺電，主要是電網建設規劃和發電企業佈局的沖突表現。”“此前，電網和發電側的投資、規劃都統一由國傢電力公司進行設計，在拆分國傢電力公司後，雙方開始各自佈局，發電公司對新增發電種類、發電容量、建廠地址、投運時間、現有機組的退役、檢修安排以及競價上網的容量等自主決策，而電網則主導輸配電網線路的佈設和安全運行風險評估，雙方的各自為政，無法形成有效的統一，造成瞭各類電力事故的發生和沖突。”上述人士表示。對此，廈門大學能源經濟研究中心主任林伯強表示，“雖然廠網實現瞭分離和實行企業化管理，但是雙方仍為國企，而且電源和電網的規劃應予統一，至少協商完成，擺脫當前的無頭管理和多頭定案的局面，最好形成明確的責任機構或部門主體，進行統一的規劃管理。”電荒與虧損如果說規劃的沖突隻是廠網分開後遇到的一個改革新問題，對於發電企業的連年虧損和電荒，對於電改的設計者們來講，則是沒有預料到的。按照電改5號文的規劃，在廠網分開後，將依次進行主輔分離、輸配分開和競價上網。然而十年過去，電改目標僅僅完成瞭主輔分離，對於過早分開形成競爭的發電企業，卻遲遲在等待另一端的市場化。所謂的另一端，即競價上網，形成兩端均“放開”的電力交易市場。但是，十年間，發電企業盼到的卻是煤炭漲價、煤電聯動、連年虧損、外資大撤退。一切仍要從2002年的電力體制改革說起。“醞釀電力體制改革時，原國傢電力公司系統有一種主導觀點，即現行的電價構成不合理，利潤集中在發電環節，廠網分開後，發電環節將競價上網，電網環節將引入獨立的輸配電價，如果不調整現行的電價構成，電網企業就要虧損。”華電集團政法部主任陳宗法此前撰文回憶稱。由此，2003年5月，國傢發改委出臺瞭《電力廠網價格分離實施辦法》，按照“零利潤”原則核定上網電價標準，並明確發電企業上網電價由發電成本、財務費用和稅金構成，未將“利潤”加入發電企業的上網電價。“在2003年初廠網分開分割電力資產時，由於許多新獨立的發電廠原先屬於內部核算企業，與網省電力公司的收入、費用、利潤以及資產、負債、權益統一核算，再加上發電廠改革前的附屬地位，在與網省公司不對等的協商中又被截留瞭一塊，因此在電改後的兩三年裡，五大發電集團的凈資產收益率、總資產報酬率都極低，難以覆蓋銀行長期貸款的利率，基本處於"盈虧分界點"或"保本微利"狀態。”陳宗法撰文中稱。此後，發電企業開始由於煤價的變動和市場化沖擊，正式進入“虧損”時代。2002年後，國傢對於煤炭領域逐步進行市場化改革和嘗試，然而放開後，市場煤炭價格一發不可收拾，2003年和2004年，全國20多個省市出現瞭“電荒”。隨後，2005年，煤炭市場全面放開。直到2008年，全國性電荒再次出現，而巧合的是，這一年，發電企業首次出現全行業虧損。統計顯示，2008年原煤單價同比上漲112元/噸，五大電火電行業合計虧損700多億元，而當年，煤炭行業利潤超過2000億元。在發電企業看來，2008年是一個轉折點，此後，發電企業的火電業務一路虧損。數據顯示，截至2010年，五大發電集團運營的436個火電企業中，236個企業虧損，虧損面達54%。“不僅如此，從2008年後，五大發電集團的負債率均超過瞭國資委限制的85%央企負債高限。”上述業內人士稱。相關數據顯示，截至2010年底，五大發電集團運營的436個火電企業中，資產負債率超過100%、處於破產境地的企業達85個，占全部火電企業的19%。正是由於發電企業的“高投資、低盈利、高負債、高風險”，發電企業的財務費用成為瞭與煤價因素齊重的虧損因素，而且，促使瞭眾多民資和外資的撤離。“電改後，外資和民資在投資回報率上一路下滑，而且還將面臨虧損的局面，特別是實行煤電聯動，要求發電企業自行消化30%的上漲煤價，都是外資撤離發電領域的重要因素。”上述業內人士表示。然而，事實上，煤電聯動在2004年啟動後，僅大規模啟動瞭3次，規定的周期聯動機制根本沒有兌現。不僅如此，多位接受記者采訪的電力專傢都表示，煤電聯動僅是權宜之計，不能作為解決煤電關系的常規方式。“我們的電改方案要求形成開放競爭的電力市場，而一旦依靠政府調節的煤電聯動機制，將又回到計劃決定市場的老路上來，與電改的市場化方向不符。”一位不願具名的電力專傢對本報記者表示。尷尬的“多元化”面對行業集體虧損，發電企業開始尋求其他途徑來彌補火電的虧空。對此，中電聯提出瞭建議發展發電企業多元化發展的路徑。“各發電集團可以根據自己情況，發展多元化，比如向新能源發電、煤炭領域拓展，向清潔煤的方向發展，都是合理的，應給予支持。”中電聯秘書長王志軒此前在接受本報記者采訪時表示，“推動多元化的最主要動因就是緩解電力企業經營困難的局面，另一方面，是尋求在國際能源領域建立競爭力。”據記者瞭解，中電聯給出的發電企業多元化路徑主要包括兩種，一種是以煤電一體化為主的向產業上下遊拓展的業務多元化，一種是需求海外能源項目的投資，也就是國際化。今年2月底，華電集團就對外透露稱，公司將與湖南省簽署《頁巖氣開發利用戰略合作框架協議》，對湖南的頁巖氣資源進行調查和評估，並在湘西選取兩個有利區塊實施勘探、開發及分佈式能源綜合利用示范區建設。此舉當時引發瞭業界的較大爭議，反對者認為發電企業不應涉獵不熟悉領域的非主業，另有反對者認為，涉足非主業進行盲目擴張容易引發新的虧損。“多元化發展主要是發展發電主業緊密相關的煤炭開發、交通運輸產業以及對於煤炭資源的分配、重組等。”王志軒在接受本報記者采訪時明確表示，“希望政府主管部門圍繞著發電、煤炭開發的交通運輸、冶金和發電設備制造產業、煤化工產業列入中央五大發電集團的主業，建議國資委支持和鼓勵中央五大發電集團進入常規天然氣、液化天然氣、頁巖氣、煤層氣等的科研、勘探、開采和運輸領域，並列入中央五大發電集團的主業。”“多元化發展本身並沒有錯，重要的是我們多元化發展的領域能否盈利。”林伯強表示，“十年前的電改方案是否適用於當前形勢，需要相關方面重新審視和研討。”然而，在推翻電改方案的同時，誰應為發電企業的十年畸形發展負責？

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