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| 聚焦“火电”困局 |
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| 本报记者 乐佳超 北京报道 2009年02月06日 |
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2008年12月21日，新一年的全国煤炭产运需衔接合同汇总会上，由于五大电力集团与煤炭企业重点电煤价格目标差距过大，两方“不欢而散”。自此，日趋白热化的“煤电顶牛”局面也开始被更多人所关注。牛年春节刚过，电力企业在继续准备同煤炭企业接触的同时，又将目光瞄准了海外煤炭市场。假如有进口煤挤占国内市场，煤电企业间谈判的“天平”或许会发生些许改变。对于很多企业来说，作为经济发展的重要“动力”，电力企业无疑处于经济这个链条的“上游”，并且日益成为银行业的“超级客户”。因此，电力企业目前的困境也在直接影响着众多身处“下游”的企业以及银行业。
而从国家统计局公布的2008年前11月全国工业利润数据来看，煤炭行业利润增长133.7%，电力行业利润则下降了84.1%，煤电双方可谓“冰火两重天”。因此，从这个角度看，在这场“煤电博弈”的背后，似乎隐含着更多的是电力企业的苦涩与无奈。
“2008年电厂的日子着实困难。”张先生是某火电企业的负责人，回想刚过去的2008年，仿佛经历了一场巨大的“梦魇”：“先是年初那场冰雪灾害，让整个电力行业都遭受到了冲击；然后煤价又越涨越离谱，可煤价再高，很多电厂还是要为了完成政府下达的‘保电’任务，一边亏损一边发电。最后到了九、十月份，突然用电需求又开始急剧下降，很多电厂又不得不减产停机，这简直是雪上加霜。”
成本与需求的困境
据中国电力企业联合会的数据显示，2008年火电企业亏损面达90%。据业内人士粗略估算,电力全行业亏损早已成定局,五大发电集团2008年整体亏损可能超过了300亿元，火电业的亏损更是逾700亿元。
由于在发电企业的生产成本中，至少有70%取决于煤炭价格。因此近年来一直呈上升趋势的煤炭价格也越来越成为火电企业的“心病”。“从总体上看，2008年上半年我们这里电煤价格较前一年同期每吨上涨了大概有100元。”安徽的一位电力行业相关人士汪先生告诉记者，虽然在当地电煤价格一直受到较为严格的控制，但电力企业计划内购煤价仍从2007年的每吨377.5元，涨到了2008年的每吨480元左右。
显然，煤炭价格每吨100元的上涨，给火电企业带来了致命的打击。记者请安徽某电力企业的一位财务人员算了笔账：2008年上半年，该公司的综合售电成本约为每度电26.41分（税后）。自去年6月份开始，原煤供应价格涨到每吨450元之后，在不考虑其他因素前提下企业综合的售电成本就涨到了每度电28.75分。而此时，每度电的销售价格却仅为28.71分（税后）。也就是说，企业每发一度电不仅不能产生利润，还要亏损0.04分。
“2008年上半年，煤炭企业处于强势地位，原先在年初定货会上与电厂签订的煤炭合同基本上就成了‘一纸空文’。价格还是由他们定。”而更让某火电企业负责人张先生气愤的是一些煤炭企业的“变相”涨价。“我们2007年买的煤热值大概在3500大卡，2008年相同的情况，热值大概只有2700、2800大卡。每台机组每天要煤的量都增加了很多，有时甚至还要加烧柴油。这折到成本里又是很大一笔。”
从2008年8月开始，市场上的煤炭价格逐步下跌，但对于电力企业来说，似乎并没有传导到他们身上。“主要还是港口煤价下跌，从我们火电企业来看，煤炭这方面的成本并没有出现特别明显好转。”电力行业相关人士汪先生还告诉记者，即使到了2008年年底，电煤价格依然维持在年中时的高位，加之年末发电和供暖用煤增加，电煤价格并没有深度下调。
“屋漏偏逢连夜雨”。一边，市场煤价的下跌短期内还无法令电力企业感受到“暖风拂面”，另一边，金融危机的“寒意”却已悄悄地传导到了电力企业身上。
随着全球金融危机对我国实体经济的影响逐步显现，电力企业也因此受到了较大的冲击。据悉，国家能源局局长张国宝在日前举行的全国能源工作会议上表示，2008年全社会用电量增速比上年回落9.57个百分点，需求下降主要发生在9月份之后；其中重工业、轻工业用电量同比增幅分别回落13.45和7.92个百分点。电力专家分析，第二产业用电需求增速下降是导致发电量下降的主要原因，另外，受国际金融风暴影响，我国出口贸易受阻，珠江三角洲和长江三角洲大批工厂不得不减产停工，一些工厂纷纷倒闭，电力需求由此相应减少。这也给火电行业业绩前景蒙上了一层阴霾。
“我们这里大概从去年10月份开始出现了用电需求下降的情况。目前，我们也因此停了大约不到三分之一的发电机组。”内蒙古某电力企业的相关人士向记者透露。他们企业主要给包头地区的钢铁、铝业等一些大的高耗能企业供电。这些企业的销售受阻、产量下降也使他们的用电需求大幅下降。“据我了解，有部分电网早已明显供大于求了。”
银行的信心与考量
除了众多工业企业，电力企业的困境也直接影响着银行业。电力贷款在中国银行业的银行贷款中占了相当重要的比例。中国能源网执行副总裁、信息总监韩晓平曾指出：目前平均每年新增的发电量中，每一亿千瓦发电量意味着贷款5000亿元，而一个项目的还贷时间在20年~30年。这其中各家商业银行在电力行业中的贷款早已是一个非常巨大的数字。
面对目前的形势，银行却有着自己的考量。“目前看，电力行业主要不是经营性风险，而是政策性的风险。”很多银行业相关人士认为，火电目前依然是我国电力供应的主要来源，而电力又是经济发展过程中不可缺少的元素，因此从长远看，电力企业，尤其是一些骨干发电厂，长期风险不是太大。
某大型商业银行内蒙分行公司业务部门的王先生告诉记者，针对目前的情况，他所在的银行目前已提高了电力企业贷款的准入标准。“除了经营主体实力较强的五大电力公司电厂，现在我们支持的项目基本都是60万千瓦以上机组的，30万千瓦以下机组都不支持了。从实践经验看，新上的60万千瓦机组项目相对能耗、盈利能力都还不错，而且这些项目基本都纳入了国家能源基地，或者目标市场是华北电网、京津塘电网的，这些效益体现比较快、比较明显。”此外，王先生还介绍，原来电力企业的贷款利率大都有所下浮，但考虑到收益负担风险，最近他们已陆续把这些企业的贷款都提高到了基本利率。
鉴于近年略显“疯狂”的煤价走势，能自己掌握煤炭这个“命门”的电力企业更是受到了银行的“青睐”。“我们这里的淮沪电厂和淮浙电厂由淮南矿业集团和上海电力公司、浙江电力股分公司合资建设。他们都是煤电一体化的电力企业，一个电厂配套一个煤场，这样成本就能下降很多。”某大型商业银行安徽分行的韦先生告诉记者，除了成本可控，另一方面，根据双方政府的协议，这两个电厂的发电主要供应给这些发达地区的用电大户。支持这样实力强大、渠道明确、管理先进、抗风险能力强的电厂，银行无疑是比较放心的。“布局在本省用电大户聚集地区的电厂也是我们支持的对象。布局不太合理，装机容量相对小的电力项目贷款我们基本已不介入了。顶多也就考虑在流动资金上谨慎地进行一定合作。”韦先生说。
此外，也有一些银行的也正将“视线”往电力行业的上游转移。他们把营销重点放在了电网企业身上。“电力企业的销售渠道通常只有电网一个，所以相对于电厂，电网企业的风险更小，因此相信是一个很好的选择。”一位银行业内部人士表示。
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