电企燃“煤”之急待解

李威

7年之前，因煤价过高，曾導致很多火电企业减产甚至停止发电，造成全国电荒，20多个城市拉闸限电，市场煤和计划电角力白热化。为消减争斗，同年12月，国家发改委宣布启动煤电联动，煤电价抱团走市场化。而出台7年以来，煤电仅联动了4次，电价上调有限，而煤价一路上涨，煤电矛盾依然不减当年，2010年，火电行业亏损面超过40%。

煤电联动未能解煤电困境，其本身反而陷入执行困局，深藏其后的是国内有待完成的电价改革和国家宏观调控。理顺煤价和电价的基础是终端电价改革的彻底化，而不仅仅是一个价格联动机制。

电企大面积亏损

中国以煤炭为主要能源，80%的电量来自火电，去年煤价高企，火电企业呈现大面积亏损景象，中电联网站最新公布的数据显示，仅去年前11个月，火电行业亏损额达到329亿元，比上年同期增加105亿元，亏损面达43.2%。其中东北三省煤电企业继续全部亏损，中部地区六省和西部省份的云南、陕西等五省煤电企业亏损面超过50%。中国大唐集团公司总经理翟若愚接受媒体采访时称，去年全年，火电装机容量占全国火电装机总容量54%的华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团，每家火电亏损额度都在10亿~30亿元之间，合计亏损137.19亿元，所运营的436个火电企业中， 236个亏损。资产负债率超过100%，处于破产境地的企业有85个。

亏损的主要原因是两头挤压，煤价快速攀升，上网电价（出售给电网公司的价格）长期偏低。秦皇岛煤炭交易所的数据显示，自2003年以来，秦皇岛5500大卡煤炭价格累计上涨超过150%，截至4月7日达到785元/吨，而上网电价最近一次大范围调整还是在2009年。

曾在2008年调研过五大发电集团的英大证券电力行业研究员卢小兵对火电企业的遭遇深有感触，“煤价对煤电企业的影响非常巨大，从火电企业的成本构成和收入能够很清楚地看出来。”火电企业计算成本较为特殊，分为固定成本和变动成本，固定成本主要是机组等固定资产投入和利息成本，根据一定年限分摊到每个会计年度，变动成本主要包括发热量5000大卡左右的燃煤价格和人工费用等。

火电企业收入最主要的来源是出售上网电价，所以，影响火电企业经营状况最主要的指标有三个：上网电价、机组设备利用小时数和煤价，根据证券分析中的弹性分析方法，一般而言，上网电价对公司盈利影响最大，煤价和机组设备利用小时数根据实际情况先后不等，目前电价基本维持不变，也就是说基本收入相对稳定，而就国内情况看，目前主要的发电企业机组设备利用小时数基本都维持在每年5000个小时左右，眼下煤价如此涨幅，发电企业肯定受不了。

日前，中信证券根据华能国际2010年的年报做了一组数据测算，结论和卢小兵的看法不谋而合，测算认为如果上网电价、煤价及利用小时各变动2%对2011年每股税后利润的影响幅度分别为59%、35%和18%。煤价对发电企业成本的影响被业界公认已达到70%。

五大电力公司等巨亏如何还能继续运营呢？其实所得亏损额是财务数字，电力公司购置固定资产量大，银行贷款多，所以每年分摊的折旧费和利息费用巨大，实际情况中，影响企业现金流的主要是变动成本，只要利润所得能够平衡变动成本，企业运营就不存在太大风险。

制度的变异

按照煤电联动的思路，火电企业不应如此受煤价“折磨”。在国家发改委网站上翻阅当时的文件发现，其内容主题清晰明确，同时具备很强的操作性。如其规定煤电联动原则上以不少于6个月为一个煤电价格联动周期。若周期内平均煤价比前一周期变化幅度达到或超过5%，相应调整电价；如变化幅度不到5%，则下一周期累计计算，直到累计变化幅度达到或超过5%，进行电价调整。同时要求电力企业消化30%的煤价上涨因素，文后还附有两个详细的联动价格公式，分别计算上网电价和电网经营企业配售电价的调整幅度。

但实质上其间多次达到规定，电价却并未随煤价实现联动，这个原本有明显市场化倾向的制度在执行中发生了变异。2005年5月1日，根据煤价情况，发改委第一次启动煤电联动，全国上网电价平均上涨1分左右，从当年5~10月第二个联动周期内，根据煤炭运销协会等一致测算，电煤价格上涨已达到了5%，应该实施煤电联动，发改委并未执行，而是在2006年6月，再次启动煤电联动，全国上网电价平均上涨1.1分左右。尽管未严格按制度执行，但前两次煤电联动运作还算达标。

接下来后两次的调价显得非常吃力，在2006年下半年到2008年3月，电煤平均售价两次上涨幅度超过10%，其间发改委也未启动煤电联动。而后2008年发改委连续两次启动煤电联动，两次提高上网电价共计3.68分。2009年的煤电联动上调电价受关注度最小，当时将全国销售电价每千瓦时平均提高了2.8分，对上网电价的调整则是有升有降。秦皇岛煤炭交易所特约评论员李廷表示：“综合几次的情况看，每次国家发改委该启动而未启动的原因一般都是因为社会经济的整体状况的发展特别是CPI和PPI指数，本来煤电联动是电价市场化的过度选择，目前的电价可以说仍然是‘计划定价。”

煤电联动最重要取决于政府把电价作为配置资源的工具，还是宏观调控的工具，今年国家面临巨大通胀压力，所以尽管前一段时间呼声很响，第五次煤电联动依然不见动静。

政府对待煤电联动的思路也对煤炭行业产生了重大影响。为控制电价，同时降低发电企业的燃煤成本，电煤市场存在重点合同煤和市场煤。前者执行较低价格，能够获得运力保障，后者没有运力保障，实行市场定价，但重点合同煤只能满足发电企业的部分用煤需求，还有相当一部分的发电用煤是市场煤，因此，发电企业盈利能力近年不断下降。而且由于合同内外每吨煤价差基本在150元到200元，所以煤电双方每年为合同价格僵持不下，也存在煤企兑现率低、以次充好等情况。4月8日，鉴于今年重点合同煤的情况，国家发改委发布了禁止煤涨价的通知，惩罚措施非常严厉。从未来很长一段时间看，李廷认为重点合同煤还将长期存在，由于煤炭国企队伍的存在，重点合同煤兑现率也能够达到80%。

尽管管住了重点合同煤但国家很难管住煤价，重点合同煤在全国原煤产量中占比较低，煤价整体调控难度很大。2008年，国家发改委曾两度禁止煤价上涨都未奏效。

曲线式变革

电价无法理顺，为解决五大电力公司等电企的生计问题，近年来国家相关部门在煤电联动之外进行了诸多调整尝试。

2009年的电解铝直购电试点曾在业界引起较大反响，直购电是指电厂和终端购电大用户之间通过直接交易的形式协定购电量和购电价格，然后委托电网企业将协议电量由发电企业输配终端购电大用户，并另支付电网企业所承担的输配服务。2009年，国家发改委、国家电监会等联合发布直购电试点通知，首批试点单位为15家电解铝企业，直购电使发电企业和用电企业直接对接，发电成本有望让下游企业合理分担。同时，合同签一年以上还将有利于供电稳定，剥离电网这一环，也让双方的利润和成本有所下降，首例试点辽宁抚顺铝厂与华能伊敏电厂合作，铝厂购电价格每度下降9分/千瓦时。这种尝试显示政府打破电网垄断的意愿。与此极为类似的是2010年，国家电监会等推出华北区域电力市场内蒙古电力多边交易市场。

2008年上半年，电企遭遇前所未有的高煤价，而下半年，金融危机使得电力需求大打折扣，国务院国资委陆续发文允许国电集团、大唐集团等企业在原来“电力生产、热力生产和供应”等主业的基础上，增加“与电力相关的煤炭等一次能源开发”的又一主业，增强企业抗风险能力。之后，五大电力公司步调一致地向煤产业发展，提高电煤自给率。如，中电投集团全年完成煤炭产量5410万吨，集团整体电煤自给率达到30%。依靠非火电业务和煤炭、金融等非电产业支撑，五大电力公司弥补了煤价上涨，去年基本都实现了盈利。

去年10月，发改委还公布了《居民阶梯电价征求意见稿》，方案显示，按照月110千瓦时、月140千瓦时、月210千瓦时等对用户分3档，按档实行不同阶梯价格，日前，发改委官员表示今年将择机实施。价格低、数额小的居民用电即使实行了阶梯电价，对实际上缓解电力企业的压力几乎没有影响。

此外，国家发改委等部门也多次运用政策杠杆努力调整煤电之间的关系，控制电价。如2008年发改委为缓解电力企业压力，两次调高上网电价，而为了不过度推高电价，销售电价只调高一次，涨价成本实际上先由电网公司担负，后在2009年的调价中，国家对销售电价每度提高2.8分，按2008年国家电网公司2.12万亿度售电量算，销售收入提高近600亿元。国家财政也会对电力企业进行补贴，今年3月份，中电投河南公司拿到省政府的汽运煤补贴，河南省政府规定省内汽运煤补贴20元/吨、省外汽运煤补贴30元/吨。

需要注意的是直购电从本质上依然是政府指导价，其最多是电力企业和用户企业省掉了电网这一环节的某些开支。内蒙古多变交易市场的存在是因为内蒙古电网是国内唯一一家独立省级电网，看似有多边竞争和放开电价的两种举措，其实依然未能理顺煤电价格。

重思市场路

煤电之争表面上是价格之争，实际上是电价制度未理顺的产物，即使再启动第五次煤电联动，也无法从根本上解决问题。只有政府调整调控思路，深化煤电行业改革，尝试开放电网环节和电价，形成政府有效监管，电价竞争有序的市场，才能消除困扰行业多年的顽疾。

在电力从“计划”走向“市场”的路上，国家曾很努力地做了尝试，2002年，国家电力公司分拆为国家电网公司和五大电力公司，南方电网公司也组建成立。2003年，国务院将电价划分为上网电价、输电价格、配电价格、终端销售电价，在定价方式上改变完全由政府定价，上网电价和售电价格由市场竞争形成，输电、配电价格由政府指定。之后国家发改委公布上网电价、输配电价和销售电价三个管理办法，并公布2006年各省输配电价和销售电价，新的电价构成呼之欲出。改革举措几乎是英国电力市场化改革的翻版，但由于种种原因，输电、配电、售电三个环节并未像英国一样改革，始终仍是两家电网公司一体化经营。

夹生改革依然未走出计划主色调，与国家电力公司一家垄断时代相比，产业链条运作效率并未有明显提高。电网公司垄断最后3个端口，其输配电和零售电价差一直被看作不解之谜，除上述发改委公布的相关数据外，几乎无法再查阅到相关数据，其运营效益和销售电价的合理性难以评估。而且，电网在掌握电力公司电力调度权的同时，为保证供电稳定，也自备有不少电力发电企业。中国煤炭经济研究协会秘书长赵家廉表示，自备电厂有存在的需要，但据实际了解，自备电力企业拥有优先上网权，与五大电力公司等系统外企业抢上网指标，起跑线不一致，谈何公平。此外，国家近年集中调整能源结构，大力发展风电等新能源，但新能源上网成本远高于火电，电价不做调整，新能源发展就是空想。

现在，电力改革又重新提上了议程，“十二五”规划明确提出电价改革。尽管时过境迁，但与上次相比，改革的难度并未削弱，改革的成效依然取决于国家市场化路线的决心和力度。赵家廉表示，我国煤炭产地和消费地点极度不均衡，且煤企中，地方国企占大多数，电力改革不仅要合理分配电网和发电企业利益，同時需要配套铁路改革，协调央企和地方政府，难度可想而知，需要国家层面统筹安排。

电价改革前途难料，要解电企燃“煤”之急，目前只有控制或变相降低煤价。赵家廉认为，煤炭这类资源性产品涨价是必然趋势，面对飞涨的煤价，国家应该制定相应的成本核算体系，对煤炭企业的成本和效益进行准确的核算，然后政府根据电价整体控制煤价。或者根据测算的结果，像对石油一样，由中央政府对煤炭征收“特别收益金”，也就是俗称的暴利税，当煤价上涨到一定程度后就交纳一定比例的收入。由此得到的收入，可以补贴电厂，减缓高煤价对其生存造成的压力。