火电亏不起了 望第5次煤电联动成行

　　煤电联动政策始于2004年年底，当时国家规定，以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便将相应调整电价。然而政策出台后，执行却困难重重，至今只联动了四次，其间多次达到规定，却并未联动。

　　有关人士分析，煤电企业已成为各种矛盾交织的载体。煤电企业亏损既源于电煤价格、结构布局等因素，更源于机制体制和发展方式等原因。现在煤电企业的唯一指望是通过重点合同煤采购低价煤，但从近年的情况看，合同兑现率却屡年下降。

　　两会期间，火电企业亏损的“家底”再度成为舆论焦点：电煤价格上涨，令煤电企业亏损加重，去年五大发电集团火电亏损额达137.19亿元。业内专家表示，如果煤电联动机制不改革，2011年火电企业或将第四年连续亏损。而连续巨亏的火电不仅拷问“煤电联动机制”，也使电价走到了“上涨”的边缘。于是，在今年全国“两会”上，“煤电联动”成了诸多代表、委员议案、提案中的主题。

　　高高在上的煤炭价格和平抑不变的电价造成价格体制的扭曲，让几大电力集团面对煤炭涨价而寄望煤电联动的呼吁此起彼伏。只是，这种呼吁能否最终变为现实，还是个未知数。

　　云南煤电首次亏损

　　全国“两会”期间，第四次参加全国人民代表大会的全国人大代表、云南电网公司总经理廖泽龙又向大会建议上调上网电价和销售电价，进一步完善煤电价格联动政策。支撑这项提议的是这样一组数据：近年来，煤炭价格逐年持续攀升，火电企业采购的煤炭标煤单价由2006年的358.47元/吨涨至2010年的653.47元/吨，基本翻了一番，而上网电价却处于较低水平，导致2010年，全国火电发电企业亏损面达60%以上。

　　“目前，部分火电企业由于连年严重亏损，现金流严重短缺。”中国电力投资集团公司总经理陆启洲说，火电每度的电价缺口已经达到5分钱，因电价不到位，火电企业亏损目前仍在延续，五大发电集团的资产负债率平均已高达85%。

　　与此同时，全国政协委员、原中国大唐集团公司总经理翟若愚表示，以华能、大唐、国电、华电、中电投为代表的中国五大发电集团去年火电亏损额合计达到137.19亿元，其中每个集团亏损12亿元到36亿元不等。

　　据悉，尽管2010年煤电利用小时数同比增加166小时，煤电发电量同比上升一成四，但2010年1-11月煤电亏损企业亏损额比上年同期大幅增加。煤电企业利润主要集中在东部地区，而云南和四川是2010年首次出现亏损；东北三省煤电企业继续全部亏损。

　　据中国电力企业联合会最新公布的数据显示，进入2011年，全国火电企业的亏损问题更加严重。华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团火电企业今年一月份亏损额分别上升到4.6亿元、6.0亿元、3.8亿元、7亿元和4.8亿元。如果接下来电价不能得到提高，火电企业亏损面可能进一步扩大。

　　有关人士分析，煤电企业已成为各种矛盾交织的载体。煤电企业亏损既源于电煤价格、结构布局等因素，更源于机制体制和发展方式等原因。对此，中国煤炭运销协会市场观察员李朝林表示，从火电企业来看，无论煤炭价格如何上涨，都必须购入电煤以保证电力供应，但煤价上涨上网电价却跟进缓慢。现在煤电企业的唯一指望是通过重点合同煤采购低价煤，但从近年的情况看，合同兑现率却屡年下降。

　　煤电联动号角吹响？

　　中电联同时给出了三条止损的途径：完善煤电联动机制、加强对电煤重点合同的监管、加快转变电力发展方式和推进电力体制改革，建立合理的电价形成机制。其中呼吁完善煤电联动机制以疏导电煤价格上涨带来的煤电成本压力中电联已在不同场合多次提及。

　　陆启洲也认为，推进煤电联营是一条出路。“但从目前看，推进煤电联营越来越难，主要原因是煤电两大行业盈利水平差异很大，火电企业严重亏损，煤炭企业没有煤电联营的积极性；另外，我国煤炭资源或煤炭企业大部分归地方，大型发电公司多为央企，存在体制性障碍，影响了煤电联营的实施。”
　　煤电联动政策始于2004年年底，当时国家规定，以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便将相应调整电价。然而政策出台后，执行却困难重重，至今只联动了四次，其间多次达到规定，却并未联动。

　　对于第五次联动，去年有消息称会最快会2010年10月后启动，上网电价或平均上调1.5-2.5分/千瓦时，但事实是联动再次被搁置。

　　近日，中国电力网向电力行业13位分析师就煤电联动将于何时重新启动作出调查。接受调查的13位分析师中有9位认为，目前火电大面积亏损已是事实，煤电联动预计会在2011年得到重新启动。另外4位认为，考虑到由于目前的宏观环境，以及通胀的压力，“煤电联动”会一再搁置。

　　据了解，目前我国电力行业一年发电量大约为4万多亿度，电价每上调1分钱，即给行业带来400多亿元的利润，这样可以填补火电亏损的漏洞。中电联提议，为补上火电价格的差额，可考虑同步上调上网电价与销售电价3分/千瓦时。业内专家表示，在去年CPI上涨超过3%、2011年涨幅可能达到4%的情况下，电价调整“只能以行业平衡或微利为限，幅度不会太大”。

　　另一条路煤电一体化

　　除了寄希望于煤电联动，煤电一体化或许是电企另一个出路。

　　中电联一专家向记者表示，近年来，发电企业因电煤价格持续上涨带来的成本上涨压力得不到有效疏导，生产经营面临严重困难。从长期看，建立市场电价形成机制，并推进电力体制改革是解决当前煤电矛盾的根本出路，同时国家应该鼓励煤电一体化经营。

　　于是，对于电力企业来说，一面联名上书呼吁煤电联动，一面继续积极介入上游煤炭资源，试图摆脱火电亏损的梦魇。继上周五华电下属公司拟投资100亿元在煤炭和地产项目之后，国电电力以及华润电力等主要电企也纷纷在上周日和前两天宣布取得了上游煤炭探矿权的消息。

　　前述专家表示，在巨大的亏损压力面前，电企密集发展非火电业务有利于加快煤电一体化建设，增强公司煤炭资源控制力，提高盈利能力、议价能力。

　　目前，在云南，云南滇东煤电一体化、威信煤电一体化等一系列项目都已经或正在成为煤电一体化的典型案例。前者云南滇东能源有限责任公司在云南省曲靖市富源县境内开发滇东煤电联营项目，电厂两期规模均为4×600MW燃煤发电机组，目前均已投产运行，一期煤矿规模年产为800万吨。由于有煤炭资源保证，云南该项目的盈利水平较好。后者威信煤电一体化项目是威信县招商引资开发优势资源的重大项目，一期工程拟建设2×60万千瓦火电厂及配套年产240万吨煤矿，目前正在建设中。

　　不过，由于优质煤炭资源早已被瓜分，煤电企业一时很难找到优质煤矿，且地方政府对于电力企业采煤也有很多要求，如要求在当地搞煤化工，煤气化等，煤炭外援还要修铁路，港口等，难度很大。中电投、华能、国电等发电集团2010年煤炭产量已经达到5000万吨左右，仍难达到合理的利润水平。

来源：云南信息报