電企燃“煤”之急待解

李威

7年之前，因煤價過高，曾導致很多火電企業減產甚至停止發電，造成全國電荒，20多個城市拉閘限電，市場煤和計劃電角力白熱化。為消減爭斗，同年12月，國家發改委宣布啟動煤電聯動，煤電價抱團走市場化。而出臺7年以來，煤電僅聯動了4次，電價上調有限，而煤價一路上漲，煤電矛盾依然不減當年，2010年，火電行業虧損面超過40%。

煤電聯動未能解煤電困境，其本身反而陷入執行困局，深藏其后的是國內有待完成的電價改革和國家宏觀調控。理順煤價和電價的基礎是終端電價改革的徹底化，而不僅僅是一個價格聯動機制。

電企大面積虧損

中國以煤炭為主要能源，80%的電量來自火電，去年煤價高企，火電企業呈現大面積虧損景象，中電聯網站最新公布的數據顯示，僅去年前11個月，火電行業虧損額達到329億元，比上年同期增加105億元，虧損面達43.2%。其中東北三省煤電企業繼續全部虧損，中部地區六省和西部省份的云南、陜西等五省煤電企業虧損面超過50%。中國大唐集團公司總經理翟若愚接受媒體采訪時稱，去年全年，火電裝機容量占全國火電裝機總容量54%的華能、大唐、華電、國電、中電投五大發電集團，每家火電虧損額度都在10億~30億元之間，合計虧損137.19億元，所運營的436個火電企業中， 236個虧損。資產負債率超過100%，處于破產境地的企業有85個。

虧損的主要原因是兩頭擠壓，煤價快速攀升，上網電價（出售給電網公司的價格）長期偏低。秦皇島煤炭交易所的數據顯示，自2003年以來，秦皇島5500大卡煤炭價格累計上漲超過150%，截至4月7日達到785元/噸，而上網電價最近一次大范圍調整還是在2009年。

曾在2008年調研過五大發電集團的英大證券電力行業研究員盧小兵對火電企業的遭遇深有感觸，“煤價對煤電企業的影響非常巨大，從火電企業的成本構成和收入能夠很清楚地看出來。”火電企業計算成本較為特殊，分為固定成本和變動成本，固定成本主要是機組等固定資產投入和利息成本，根據一定年限分攤到每個會計年度，變動成本主要包括發熱量5000大卡左右的燃煤價格和人工費用等。

火電企業收入最主要的來源是出售上網電價，所以，影響火電企業經營狀況最主要的指標有三個：上網電價、機組設備利用小時數和煤價，根據證券分析中的彈性分析方法，一般而言，上網電價對公司盈利影響最大，煤價和機組設備利用小時數根據實際情況先后不等，目前電價基本維持不變，也就是說基本收入相對穩定，而就國內情況看，目前主要的發電企業機組設備利用小時數基本都維持在每年5000個小時左右，眼下煤價如此漲幅，發電企業肯定受不了。

日前，中信證券根據華能國際2010年的年報做了一組數據測算，結論和盧小兵的看法不謀而合，測算認為如果上網電價、煤價及利用小時各變動2%對2011年每股稅后利潤的影響幅度分別為59%、35%和18%。煤價對發電企業成本的影響被業界公認已達到70%。

五大電力公司等巨虧如何還能繼續運營呢？其實所得虧損額是財務數字，電力公司購置固定資產量大，銀行貸款多，所以每年分攤的折舊費和利息費用巨大，實際情況中，影響企業現金流的主要是變動成本，只要利潤所得能夠平衡變動成本，企業運營就不存在太大風險。

制度的變異

按照煤電聯動的思路，火電企業不應如此受煤價“折磨”。在國家發改委網站上翻閱當時的文件發現，其內容主題清晰明確，同時具備很強的操作性。如其規定煤電聯動原則上以不少于6個月為一個煤電價格聯動周期。若周期內平均煤價比前一周期變化幅度達到或超過5%，相應調整電價；如變化幅度不到5%，則下一周期累計計算，直到累計變化幅度達到或超過5%，進行電價調整。同時要求電力企業消化30%的煤價上漲因素，文后還附有兩個詳細的聯動價格公式，分別計算上網電價和電網經營企業配售電價的調整幅度。

但實質上其間多次達到規定，電價卻并未隨煤價實現聯動，這個原本有明顯市場化傾向的制度在執行中發生了變異。2005年5月1日，根據煤價情況，發改委第一次啟動煤電聯動，全國上網電價平均上漲1分左右，從當年5~10月第二個聯動周期內，根據煤炭運銷協會等一致測算，電煤價格上漲已達到了5%，應該實施煤電聯動，發改委并未執行，而是在2006年6月，再次啟動煤電聯動，全國上網電價平均上漲1.1分左右。盡管未嚴格按制度執行，但前兩次煤電聯動運作還算達標。

接下來后兩次的調價顯得非常吃力，在2006年下半年到2008年3月，電煤平均售價兩次上漲幅度超過10%，其間發改委也未啟動煤電聯動。而后2008年發改委連續兩次啟動煤電聯動，兩次提高上網電價共計3.68分。2009年的煤電聯動上調電價受關注度最小，當時將全國銷售電價每千瓦時平均提高了2.8分，對上網電價的調整則是有升有降。秦皇島煤炭交易所特約評論員李廷表示：“綜合幾次的情況看，每次國家發改委該啟動而未啟動的原因一般都是因為社會經濟的整體狀況的發展特別是CPI和PPI指數，本來煤電聯動是電價市場化的過度選擇，目前的電價可以說仍然是‘計劃定價。”

煤電聯動最重要取決于政府把電價作為配置資源的工具，還是宏觀調控的工具，今年國家面臨巨大通脹壓力，所以盡管前一段時間呼聲很響，第五次煤電聯動依然不見動靜。

政府對待煤電聯動的思路也對煤炭行業產生了重大影響。為控制電價，同時降低發電企業的燃煤成本，電煤市場存在重點合同煤和市場煤。前者執行較低價格，能夠獲得運力保障，后者沒有運力保障，實行市場定價，但重點合同煤只能滿足發電企業的部分用煤需求，還有相當一部分的發電用煤是市場煤，因此，發電企業盈利能力近年不斷下降。而且由于合同內外每噸煤價差基本在150元到200元，所以煤電雙方每年為合同價格僵持不下，也存在煤企兌現率低、以次充好等情況。4月8日，鑒于今年重點合同煤的情況，國家發改委發布了禁止煤漲價的通知，懲罰措施非常嚴厲。從未來很長一段時間看，李廷認為重點合同煤還將長期存在，由于煤炭國企隊伍的存在，重點合同煤兌現率也能夠達到80%。

盡管管住了重點合同煤但國家很難管住煤價，重點合同煤在全國原煤產量中占比較低，煤價整體調控難度很大。2008年，國家發改委曾兩度禁止煤價上漲都未奏效。

曲線式變革

電價無法理順，為解決五大電力公司等電企的生計問題，近年來國家相關部門在煤電聯動之外進行了諸多調整嘗試。

2009年的電解鋁直購電試點曾在業界引起較大反響，直購電是指電廠和終端購電大用戶之間通過直接交易的形式協定購電量和購電價格，然后委托電網企業將協議電量由發電企業輸配終端購電大用戶，并另支付電網企業所承擔的輸配服務。2009年，國家發改委、國家電監會等聯合發布直購電試點通知，首批試點單位為15家電解鋁企業，直購電使發電企業和用電企業直接對接，發電成本有望讓下游企業合理分擔。同時，合同簽一年以上還將有利于供電穩定，剝離電網這一環，也讓雙方的利潤和成本有所下降，首例試點遼寧撫順鋁廠與華能伊敏電廠合作，鋁廠購電價格每度下降9分/千瓦時。這種嘗試顯示政府打破電網壟斷的意愿。與此極為類似的是2010年，國家電監會等推出華北區域電力市場內蒙古電力多邊交易市場。

2008年上半年，電企遭遇前所未有的高煤價，而下半年，金融危機使得電力需求大打折扣，國務院國資委陸續發文允許國電集團、大唐集團等企業在原來“電力生產、熱力生產和供應”等主業的基礎上，增加“與電力相關的煤炭等一次能源開發”的又一主業，增強企業抗風險能力。之后，五大電力公司步調一致地向煤產業發展，提高電煤自給率。如，中電投集團全年完成煤炭產量5410萬噸，集團整體電煤自給率達到30%。依靠非火電業務和煤炭、金融等非電產業支撐，五大電力公司彌補了煤價上漲，去年基本都實現了盈利。

去年10月，發改委還公布了《居民階梯電價征求意見稿》，方案顯示，按照月110千瓦時、月140千瓦時、月210千瓦時等對用戶分3檔，按檔實行不同階梯價格，日前，發改委官員表示今年將擇機實施。價格低、數額小的居民用電即使實行了階梯電價，對實際上緩解電力企業的壓力幾乎沒有影響。

此外，國家發改委等部門也多次運用政策杠桿努力調整煤電之間的關系，控制電價。如2008年發改委為緩解電力企業壓力，兩次調高上網電價，而為了不過度推高電價，銷售電價只調高一次，漲價成本實際上先由電網公司擔負，后在2009年的調價中，國家對銷售電價每度提高2.8分，按2008年國家電網公司2.12萬億度售電量算，銷售收入提高近600億元。國家財政也會對電力企業進行補貼，今年3月份，中電投河南公司拿到省政府的汽運煤補貼，河南省政府規定省內汽運煤補貼20元/噸、省外汽運煤補貼30元/噸。

需要注意的是直購電從本質上依然是政府指導價，其最多是電力企業和用戶企業省掉了電網這一環節的某些開支。內蒙古多變交易市場的存在是因為內蒙古電網是國內唯一一家獨立省級電網，看似有多邊競爭和放開電價的兩種舉措，其實依然未能理順煤電價格。

重思市場路

煤電之爭表面上是價格之爭，實際上是電價制度未理順的產物，即使再啟動第五次煤電聯動，也無法從根本上解決問題。只有政府調整調控思路，深化煤電行業改革，嘗試開放電網環節和電價，形成政府有效監管，電價競爭有序的市場，才能消除困擾行業多年的頑疾。

在電力從“計劃”走向“市場”的路上，國家曾很努力地做了嘗試，2002年，國家電力公司分拆為國家電網公司和五大電力公司，南方電網公司也組建成立。2003年，國務院將電價劃分為上網電價、輸電價格、配電價格、終端銷售電價，在定價方式上改變完全由政府定價，上網電價和售電價格由市場競爭形成，輸電、配電價格由政府指定。之后國家發改委公布上網電價、輸配電價和銷售電價三個管理辦法，并公布2006年各省輸配電價和銷售電價，新的電價構成呼之欲出。改革舉措幾乎是英國電力市場化改革的翻版，但由于種種原因，輸電、配電、售電三個環節并未像英國一樣改革，始終仍是兩家電網公司一體化經營。

夾生改革依然未走出計劃主色調，與國家電力公司一家壟斷時代相比，產業鏈條運作效率并未有明顯提高。電網公司壟斷最后3個端口，其輸配電和零售電價差一直被看作不解之謎，除上述發改委公布的相關數據外，幾乎無法再查閱到相關數據，其運營效益和銷售電價的合理性難以評估。而且，電網在掌握電力公司電力調度權的同時，為保證供電穩定，也自備有不少電力發電企業。中國煤炭經濟研究協會秘書長趙家廉表示，自備電廠有存在的需要，但據實際了解，自備電力企業擁有優先上網權，與五大電力公司等系統外企業搶上網指標，起跑線不一致，談何公平。此外，國家近年集中調整能源結構，大力發展風電等新能源，但新能源上網成本遠高于火電，電價不做調整，新能源發展就是空想。

現在，電力改革又重新提上了議程，“十二五”規劃明確提出電價改革。盡管時過境遷，但與上次相比，改革的難度并未削弱，改革的成效依然取決于國家市場化路線的決心和力度。趙家廉表示，我國煤炭產地和消費地點極度不均衡，且煤企中，地方國企占大多數，電力改革不僅要合理分配電網和發電企業利益，同時需要配套鐵路改革，協調央企和地方政府，難度可想而知，需要國家層面統籌安排。

電價改革前途難料，要解電企燃“煤”之急，目前只有控制或變相降低煤價。趙家廉認為，煤炭這類資源性產品漲價是必然趨勢，面對飛漲的煤價，國家應該制定相應的成本核算體系，對煤炭企業的成本和效益進行準確的核算，然后政府根據電價整體控制煤價?；蛘吒鶕y算的結果，像對石油一樣，由中央政府對煤炭征收“特別收益金”，也就是俗稱的暴利稅，當煤價上漲到一定程度后就交納一定比例的收入。由此得到的收入，可以補貼電廠，減緩高煤價對其生存造成的壓力。