電力全行業虧損再顯電價改革難題

邢少文

這就是目前電企虧損所面臨的一個困境：不斷的“政策性虧損”后又獲財政補貼和注資，看上去似乎是一種“壞的循環”。

2008年對于電力企業而言，是比較難過的一年，行業全面虧損的事實已成定局。五大國資委直屬發電集團頻繁的人事變動、煤電沖突的加劇、電力需求的大幅下滑等等，令目前電力工業領域存在的矛盾與問題再次凸顯。

繼傳出國資委有意注資五大發電集團的消息之后，1月12日在北京召開的2009年電力監管工作會議上也傳出消息，電監會將于今年會同有關部門，推動電價改革，并開展電力體制改革綜合試點工作。

但在市場人士看來，電力體制改革歷經30年，其中多有反復，包含著復雜的利益博弈，在電力需求仍有可能繼續下滑，電力行業利潤前景并不樂觀的2009年，電價改革能夠推動的可能性究竟有多大?

政策性虧損

2008年隨著制造業陷入低迷，作為國民經濟運行“命脈”之一的電力工業亦未能幸免。

來自中國電力企業聯合會(簡稱中電聯)的統計數據顯示，2008年前三季度，華能、大唐、華電、國電和中電投等五大發電集團共虧損268.36億元，其中，火電行業平均毛利率、平均凈資產收益率均排名全行業倒數第一，分別為6.12％和－2.72％。

今年1月，包括華電國際、國電電力、國投電力、大唐電力等電力上市公司也紛紛發布了2008年年報預虧和預減公告。以華能國際為例，2008年三季度單季虧損額就達到了26.3億元。

“2008年全行業虧損已成定局。”東方證券電力行業資深分析師胡仲華對本刊記者說。

一方面是由于2008下半年受金融危機影響，企業電力需求量持續下滑，一方面是電煤價格在2008年一路飆升，電力企業的生產成本大幅飆升，而作為公用事業行業，電力價格實行計劃定價，在價格上升通道不暢的情況之下，導致了電力企業的虧損。

根據中電聯最新發布的《2008年全國電力工業統計快報》，2008年發電量僅增長5.2％，創下10年來最低水平；裝機增速為10.3％，全國6000千瓦及以上電廠累計平均設備利用小時數為4677小時，同比降低337小時。根據預測，2009年上半年，這一數字可能繼續降低。

煤炭價格的大幅上漲，被電力行業認為是造成2008年發電企業虧損的主要原因，自2007年開始，隨著石油等能源價格的大幅攀升，煤炭價格也隨之大漲，2008年前三個季度，煤炭價格漲幅超過了50％。

在中國的電源結構上，火電發電占了行業電源結構的78％，水電、風電以及其它新能源發電所占的比重較小，由于火電生產主要依賴于煤炭，因此煤炭成本成了發電企業的主要成本，電煤成本占了了發電成本的70％。煤炭價格的上漲，無論是對以五大發電集團為主的央企，還是地方國有電力企業，都形成了成本壓力。

在兩頭受堵的情況下，電企的虧損被國資委定義為“政策性虧損”，據國資委統計2008年1到10月，五大發電企業因電煤價格和售電價格倒掛影響利潤551億元。

按照國家發改委制定的“煤電聯動”機制，煤價上漲超過8％，電價也隨之做出調整，但在2008年，發改委只小幅上調過兩次上網電價，“難以消化煤炭價格上漲所帶來的成本壓力”。胡仲華說，虧損的壓力只能由電企承擔。

正是在這樣的背景之下，桂冠電力獲得財政部3000萬元災后重建財政補貼消息一傳出，市場上關于國資委將向五大發電集團注資以緩解企業財務壓力的傳聞也沸沸揚揚，既是“政策性虧損”，財政補貼也成為理所當然。

根據國資委的統計，不少發電企業的負債率已達到80％以上，按照國資委提出的對央企注資的條件，企業資產負債率要達到90％以上。“目前上市公司的資產負債率已經達到80％，我們的估計，集團的負債率應該比這個數字要高。”胡仲華說。

“國資委注資應該不是空穴來風，如果今年上半年的情形繼續惡化，應該是有可能的。”胡說。

煤電博弈

由于電力需求的下滑，也使得長期以來煤電之間的矛盾顯得激烈起來。

2003年電力體制改革，廠網分開后，國務院逐漸放開了發電用煤價格。2006年，國家又取消了對重點電煤合同的政府指導價，讓電煤價格完全由市場調節。

價格放開后，電煤價格這幾年一直處于上升通道，據電監會統計，全國電煤的平均價格(不含運輸費用)2002年是167元／噸，2003年為253元／噸，2005年為270元／噸，2006年為281元／噸，2007年上升到304元／噸，2008年比2007年漲幅達到10％。

但在發電領域，不論是上網價還是終端價，定價權目前仍然掌握在國家發改委的手中。這即是備受質疑的“市場煤，計劃電”體制。

“在以往，煤電雙方簽訂合同也會因談判拖上一段時間，但不像今年這么激烈。”胡仲華說。

在去年12月底于福州舉行的2009年全國煤炭產運需銜接合同匯總會上，煤電沖突演繹至最高潮，由于對合同煤價格的爭執不下，五大發電集團及其下屬發電企業拒絕簽訂2009年重點電煤合同。

由于在煤炭行業，除了神華和中煤是央企，其余大部分是地方國企，因此，目前雙方的博弈也被看成是地方與央企的一種博弈。事實上，在福州產運需銜接合同匯總會之前，產煤重地山西省便開始進行限產計劃，山西省煤炭工業局要求各國有重點煤炭企業和已批準實現機械化開采的地方骨干礦井一律不準超能力生產，2009年1月各國有重點煤企的原煤生產計劃為1815萬噸，比去年2882萬噸的產量減產幅度超過37％。

“通過限產來提價，”在這個博弈的過程中，“地方政府為了保煤價，傾向于保護地方企業。”胡仲華認為。而地方煤企認為目前五大集團利用壟斷地位，向煤企施壓。對于煤炭企業而言，由于從2008年1月1日起，煤炭行業的增值稅從13％上調到17％，增加了4個百分點，自然要考慮在合同煤上爭取價格上的優勢。

一位受訪人士認為，在發電領域，雖說投資主體已經多元化，但外資和民營企業由于拿不到合同煤，很多已經退出或撤走。2008年，五大發電集團整合地方企業，加強國有化的趨勢也日漸明顯。

與五大發電集團抱團拒簽的方式不同，地方電企采取了相對靈活的方式，如粵電力和深能源則采取了“定量不定價”的方式，如果市場煤價格下跌，則相應調整合同煤的價格。

“地方電企不太可能像五大集團那樣容易形成價格同盟，五大集團的市場占有量畢竟占了差不多50％。”粵電力一位人士對記者說。

不過，市場對于雙方最終達成簽約的前景仍然比較樂觀，進入10月份之后，煤炭價格開始大幅回落，跌至2008年初的水平，

電煤運輸費用也出現大幅下降。但到了今年1月，電煤價格又有所反彈。“年初雙方不太可能簽訂合同，現在能源價格的波動幅度這么大，電力企業自然要觀望一段時間。”廈門大學能源經濟研究中心主任林伯強對記者說，“如果雙方繼續爭議，發改委最終會出來協調的，用不著擔心。”

電價改革難題

煤電雙方間的爭執之所以如此強烈，在于“煤電聯動機制”的失效。

第一次、第二次煤電聯動分別在2005年4月22日、2006年6月29日實行，但2008年煤炭價格上漲最厲害的時候，第三次煤電聯動的靴子卻遲遲沒有落地。

“煤電聯動機制原本就是作為電價市場化的一種過渡性措施，在市場煤計劃電的這種機制下，很難發揮真正的效用，發改委不可能完全監控和限制雙方的成本。解決問題的關鍵，還在于電價定價機制的市場化。”林伯強說。

但在很多人看來，就在目前的這種體制之下，電價市場化的改革前景難以樂觀，“起不到多大的作用，”粵電力上述人士說。原因在于，不同于發電側競爭格局的形成，在輸配電環節仍然是電網壟斷，這意味著一旦競價上網，就更加加強了電網的壟斷，不利因素全堆在發電側，發電企業要承擔虧損。

“電力行業的國企壟斷不破，電價改革就會落空。”林伯強亦認為。在2008年電力需求大幅下滑之前，電力一直處于供不應求的緊張狀態，使得競價行為沒有發生，現在在電企虧損的情況下，更難以推進電價競價。

在此之前，即使是電價上調，也主要是上網價格上調，在終端電價上，由于涉及公用利益，終端電價的上調幅度有限。“目前的價格聽證會沒有意義，因為政企不分，成本不公開不透明，特別是電網企業的成本。”這一系列的因素都導致了電價改革的遲遲未能推動。

2008年，包括寧夏、青海、云南、廣西等八個省市曾經嘗試進行“區域競價”，但最終被國家發改委叫停，主要原因是地方政府的自主定價行為有可能導致產業結構調整的宏觀調控目標落空，違背了宏觀調控“給高耗能企業加價”的初衷。

在個別地區，亦曾嘗試過“直供電”的改革，以改變電網的壟斷，改變發電企業的市場自主權，但改革的試點并不成功，其中亦有著多方利益的博弈。

林伯強認為，定價權和項目審批權都掌握在政府的手中，導致電力價格信號的不明顯，對行業的效率推進作用很有限。發改委應該放開對能源價格的完全管制，只有在上漲幅度超過一定的界限時，才干預。

中國能源研究會副秘書長、電力專家朱成章說：“電力工業對居民用電、農業用電、支農產品的優惠數額巨大，電價市場化之后，這部分優惠可能要政府補貼，但如果政府對理順電價不下決心，就無法改變這個情況。”

這就是目前電企虧損所面臨的一個困境：不斷的“政策性虧損”后又獲財政補貼和注資，看上去似乎是一種“壞的循環”。