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近年来，一些民营、外资火电企业纷纷退出发电行业，以五大发电集团为代表的央企一边内挖潜力、优化电源结构，一边大力发展新能源产业和煤炭、路港、金融等非电产业，增强市场抗风险能力。但是，仍有50%以上的火电企业连年亏损，20%左右的火电企业出现严重的资不抵债。
在目前不配套的煤电运行体制下，电价、煤价、利率等经济杠杆，以及发电企业之间过度无序的竞争，使得发电企业经营盈利下降、亏损增加、负债高企。 上网电价先天不足 2003年5月，国家发改委出台《电力厂网价格分离实施办法》，按照“零利润”原则核定上网电价标准，第四条明确规定，“发电企业上网电价由发电成本、财务费用和税金构成”，去掉了“利润”这个重要的构成部分，致使上网电价先天不足。 此外，在2003年初“厂网分离”分割电力资产时，由于许多“新独立”的发电厂原先属于内部核算企业，与网省电力公司的收入、费用、利润以及资产、负债、权益“统一核算”，再加电厂改革前的“从属地位”，在与网省公司不对等的“协商”中又被电网企业截留了一块。在电改后的两三年里，尽管大量新建电厂实行新的定价方式，机组利用小时也有所上升，但受存量资产的影响，五大发电集团的净资产收益率、总资产报酬率都极低，难以覆盖银行长期贷款的利率，基本都处于“盈亏分界点”。 电力体制改革后，国家陆续推出一些电价改革举措，如标杆电价、70%的煤电联动政策等，但大多都是围绕公平竞争和迫使发电企业降本增效来开展，或者为缓解突出的煤电矛盾、防止发电企业现金流断裂而不得不作出的调整。对电力行业所需要的合理电价政策引导、鼓励煤电产业之间协调发展以及有效推动全社会节能降耗工作的深入开展却考虑得不多。 此外，作为央企的五大发电集团，销售端面对的是“独此一家”的电网企业以及地方政府“分灶吃饭”的财政体制，由于受各自利益机制的驱动，即使国家出台一些新的调价措施（如临时电价、脱硫电价、外送电价、分时分段电价等），在一些省份，也经常被打折扣，有的落实不及时，致使发电企业利益受损。 电力煤炭冰火两重天 目前，我国煤炭产量约一半用于发电，约73.4%的装机是火电机组，发电量的81%来自火电。发电企业燃料成本占全部成本的70%以上。发电行业与煤炭行业关联度极大，煤炭价格的涨落直接决定火电企业的效益。而煤炭市场已由以前的买方市场变为卖方市场，火电企业近年来一直受到煤炭供应紧张和价格上涨的双重困扰。 2002年以前，我国长期执行的是煤、电计划模式。由于煤炭处供过于求，国家每年召开一次煤炭订货会，在这种计划模式下，煤炭企业严重亏损。 2002年以来，国家逐步放开煤炭价格；2005年以后完全放开，形成了以合同价为主进行煤炭交易的市场格局。由于我国经济快速发展，各地新建了一大批重化工、高耗能企业，火电企业又实现了超常规发展，造成煤炭供不应求，加上国际原油、煤炭价格快速上涨，导致国内电煤价格不断攀升。 2004年，全国规模以上煤炭企业销售收入由2000年的1214亿元增长到了4204亿元，增长了2.46倍；煤炭企业利润由2000年的全行业亏损，转变为2004年实现利润418亿元。与此同时，发电企业成本压力却大幅增加，本该在发电环节建立的电力市场，实施“竞价上网”，也由于种种原因搁浅。上网电价继续承袭了电改前“政府监控”的定价模式，还推出了标杆电价，并要求30%自我消化，而煤电联动政策又屡屡不到位，火电企业逐步进入“亏损时代”。 最典型的2008年，发电企业经营形势异常严峻，出现了历史上第一次全行业巨额亏损。当年4月下旬，煤价大幅度上涨，电煤供应非常紧张，许多发电企业资金链越绷越紧，出现缺煤停机现象。据统计，2008年原煤单价同比上涨112元/吨（五大发电集团平均标煤单价高达628元/吨）。按当年发电用煤13.15亿吨计算，就增加全国火电企业成本约1470亿元，火电行业亏损700多亿元。而2008年大型煤炭企业主要经济指标创造了历史最好水平，煤炭行业实现利润超过2000亿元，接近2004年418亿元利润的5倍。 尽管2009年以来，受金融危机的影响，煤炭价格比高峰时有所回落，但煤价一直在高位震荡，从2009年底到2011年，煤价不断上涨，致使发电行业经营状况进一步恶化。 五大发电集团在度过2003—2007年电量、收入、利润五年平稳增长期后，从2008年开始，形势急转直下，出现增产不增收、成本费用大幅增加、主营利润急剧下降、火电板块连续巨亏的现象。2010年，五大发电集团运营的436个火电企业中，亏损236个，亏损面高达54%。华能、大唐、华电、国电、中电投所属火电企业2008-2010年三年累计亏损分别为85.45亿元、128.15亿元、140.08亿元、110.47亿元、138.42亿元，合计亏损602.57亿元。加上2011年1-7月火电亏损180.9亿元，五大发电集团共计火电亏损783.47亿元。 之所以出现电企、煤企“冰火两重天”，一个根本性的原因，在于煤炭、电力两行业产业政策不一致，市场运营机制不衔接，存在“市场煤”与“计划电”、“责任电”的体制性矛盾，以及严重滞后且不到位的煤电联动措施。在供不应求的煤炭卖方市场条件下，随着煤炭价格的持续大幅上涨，火电企业的收益通过煤价这只“无形的手”，一次又一次地“再分配”给了煤炭企业。 负债率高企财务费用猛增 目前，“高投资、低盈利、高负债、高风险”几乎成了五大发电集团存在的普遍问题。据国资委公布的资料，2008年以来，五大发电集团成了中央工业企业板块平均国有资产保值增值率很低、资产负债率最高的行业。 2008年底，五大发电集团资产负债率平均达到84.9%；2009年底，虽然负债率有升有降，但平均水平又创新高，达到85.94%；到2010年底，120家中央企业平均资产负债率为60.8%。超过80%的工业企业仅6家，五大发电集团无一幸免，而且平均资产负债率达到85.23%，其中最高的达87.76%，最低的也有81.91%。五大发电集团运营的436个火电企业中，资产负债率超过100%、处于破产境地的企业有85个，占全部火电企业的19%。五大发电集团的资产负债率早已超过国资委限制的高限（85%），成为国资委重点监控对象。 庞大的负债总额，高企的负债率，导致了巨额的利息支出。2010年，华能、大唐、华电、国电、中电投仅发生的财务费用（不含建设造价中资本化的利息支出）分别达到169.6亿元、156.4亿元、123.9亿元、125.6亿元、124.2亿元，合计高达700亿元，是五大发电集团同期净利润的5.4倍，比2009年大增19.42%。 2010年第四季度以来，伴随着我国通胀压力加大，货币政策全面进入紧缩通道，市场上出现了资金供应减少、信贷规模受控、融资成本快速上升的现象。作为资金密集型的电力企业正在失去原有的融资优势，资金市场已从“借方市场”转变为“贷方市场”，发电行业面临前所未有的融资困难和利息支出压力。到2011年7月末，五大发电集团负债总额高达24823亿元，同比增长17.23%；累计发生的财务费用达到528.32亿元，同比猛增32.5%；7月份财务费用更是同比增长42.9%，环比增速提高11个百分点，远远超过发电量及销售收入的增长，预计全年财务费用将接近1000亿元。今年前7个月，五大发电集团“四盈一亏”，合计实现利润仅为40.48亿元（主要靠非电产业盈利），不到同期财务费用的8%，发电企业的经营困难进一步加剧。 过度竞争致盈利能力下降 2002年按照“打破垄断，引入竞争”的总体目标，实行厂网分开、政监分离改革。在这种体制框架下，发电行业形成了投资主体多元化、全方位竞争的格局。 八年多来，新生的五大发电集团一方面坚持“建并结合”的发展方针，实现了跨越式发展，迅速扭转了缺电的局面；另一方面“五虎相争”，打了一场又一场的“资源争夺战”，从电力、煤炭资源到装机规模，从传统能源到新能源，从电力、煤炭市场到资本、人才市场，从新建项目到并购重组，展开了激烈的竞争，且竞争态势愈演愈烈。 但是，竞争也是一把双刃剑，带来了电力市场的相对过剩。特别是2008年受金融危机冲击以来，电力需求大幅回落，2008年只增长5.5%，2009年增长6.4%；电力消费弹性系数分别降到0.57、0.71。发电设备平均利用小时2003年小幅上升，2004年达到5460小时峰值后，2005—2009年连续5年出现环比下降，到了2010年以后才有恢复性上升。电力市场的相对过剩，使发电企业运营效率下降，设备出力减少和电量的损失，加大了发电企业的经营风险。一些民营、外资企业纷纷退出发电领域。 面对2008年显现的供大于求的电力市场以及不断恶化的煤电矛盾，一些发电企业不顾市场规律还在“硬发展”，继续“跑马圈地”，大上新项目，四处收购各类资产。在一次次煤炭、水电、风电、太阳能、生物质能资源，核电项目、煤电一体化项目、热电联产项目，以及专业人才、上市融资、金融资源等“资源或项目争夺战”中，出现了抢夺资源、竞相抬价、中间插脚、超低价投标、高薪挖人等无序、过度甚至恶性竞争现象，致使资源价格飞涨、成本费用增加、盈利能力下降。 令人欣喜的是，近年来越来越多的发电企业“痛定思痛”，开始变规模思维为价值思维，积极探索战略转型，同时，也注重发电企业之间的市场协同，适当控制产能，优化电源结构，实现管理创新、科技进步，提升企业综合实力。 |
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