中改院：火电企业亏损近半需加紧输血造血

2018-09-05 13:17 [行业动态] 来源于：中国经济导报作者：季晓莉

导读：近期,中国(海南)改革发展研究院(以下简称中改院)调研组在山西、陕西等地实地调研中了解到，由于煤价上涨、电价调整滞后、利息压力加大、产能利用率低等综合原因，全国火电企业亏损面接近50%。有的技术、管理比较好的火电国企，面临因现金流断流而可能导致企

　　近期,中国(海南)改革发展研究院(以下简称“中改院”)调研组在山西、陕西等地实地调研中了解到，由于煤价上涨、电价调整滞后、利息压力加大、产能利用率低等综合原因，全国火电企业亏损面接近50%。有的技术、管理比较好的火电国企，面临因现金流断流而可能导致企业关闭的严峻挑战。

　　“电力是国民经济的重要基础，火电又是电力行业的重中之重。破解火电企业大面积亏损的问题，不仅能够避免更多企业沦为‘僵尸企业’，而且对保障电力安全、扩大内需有重要意义。为此，建议短期内尽快出台具体政策帮助火电企业打破困境，同时加快电力体制的综合改革，实现电力公益性与商品性的有机融合。”中改院调研组有关负责人表示。

　　“火电亏损大部分是政策和体制原因”

　　基于我国“多煤少油缺气”的现实能源结构，火电在我国电力供给中的位置十分重要。资料显示，虽然火电占比逐年呈现下降趋势，但仍然是主要电力来源，其他能源在未来一段时间内还难以取代火电。而且，火电在电力供给中还承担着其他类型电力发挥不了的“主动调峰”和“兜底保供”作用。

　　国家能源局数据显示，2018年上半年，能源行业效益总体改善，但火电企业亏损面接近50%，例如山西省83%的火电企业亏损。调研组考察的晋南一家火电企业，装机容量为两台60万千瓦，其2017年亏损2.42亿元，累计亏损25.57亿元，资产负债率为151.52%。业内专家认为，火电企业普遍亏损是多种因素叠加、尤其是政策性和体制性因素影响的结果。

　　而且，煤电价格联动机制还不算灵活。2016年下半年煤价上涨以来，电价仅在2017年7月1日上调过一次，上调幅度还不足以覆盖煤价的涨幅。晋南火电企业也反映,该企业上网电价每兆瓦时上涨了12.21元,上涨了3.93%;同期企业采购综合标煤单价不含税的情况下，每吨却上涨了167.56元，涨幅为41.24%。

　　由于历史原因，一些火电企业投资时利用银行贷款，形成经营中比较大的利息压力。例如，晋南该火电企业2017年利息支出1.7亿元，相当于该企业当年亏损的85%。到2018年年底，预计该企业资产负债率有可能从151.52%升至160%左右。这导致其贷款难度加大，企业面临资金链断裂的风险。

　　此外，还有调峰保供等政策性因素导致亏损。晋南该火电企业反映，其投入运营以来，亏损额最大的是2008年“奥运保电”，当年企业亏损达到7.13亿元;此外，2011年煤价飙升,有的发电企业发电意愿不强，但该企业严格按电网调度保障供应，当年亏损5.73亿元。这两个年度亏损占企业历史累亏的50%。

　　中改院专家认为，当前，火电企业正处在发展的“十字路口”。一方面，如果不改变现在火电企业面临的“恶性循环”，一批火电企业将成为“资金断流、生产断工、银行断贷”的“僵尸企业”。尤其是一些中型以上、技术比较先进、环保标准达标的火电企业一旦沦为“僵尸企业”，不仅重启生产和经营的成本巨大，而且有可能严重影响电力的平稳供应。另一方面，如果能够抓住火电企业中的突出矛盾与问题，在短期内采取特殊举措，一批技术水平好、管理规范的火电企业就有条件摆脱困境，变恶性循环为良性循环，由此为扩大内需战略提供重要的基础设施保障。

　　避免火电企业现金流断裂

　　调研组了解到，由于火电投资结构中债务融资比重过高等原因，火电企业面临的直接压力是利息负担。“有效减轻火电企业利息负担，可以大大缓解火电企业的压力。有的火电企业在调研中反映，当前最需要的政策是银行不要抽贷，适当延长还款期限，保证企业正常运转。与此同时，建议以债务置换为主，以政策性贴息为辅，降低火电企业当期利息负担;鼓励市场化的债转股，盘活技术先进、环保标准高、管理规范的火电企业。”调研组专家表示。

　　“火电在调峰和保障电网安全中发挥着重要作用，公益性需要得到相应的补偿。”专家建议，设立全国性调峰补贴机制，在市场中形成火电的高峰补贴运行机制，不同类型调峰由不同主体补偿。

　　“增量配电政策特许企业与用电大户直接签订供电协议，可以改变电网统一定价的格局。但目前该政策适用范围有限，一些火电企业十分希望享受到这一政策。”专家建议尽快全面推开增量电网改革，支持并鼓励火电企业与用电大户直接对接;新增电网业务纳入统一监管，保障用电安全。“这一改革也将为未来电力市场化改革、电力配送体制改革提供有益探索。”

　　深化电力体制改革，助力煤电企业平稳发展

　　目前，我国已经初步建立煤电联动机制，但现实运行中还面临突出矛盾，集中反映在电价调整频次偏少——只有一年一次，而且调整门槛偏高——煤价波动5%以上才调整。这使得煤价波动传导到电价波动的时间过长，火电企业承担了煤价上涨的冲击。专家建议借鉴成品油调价机制，以“小幅快调”为目标加快优化煤电联动机制。例如，缩短调整周期，把以年为周期调整为以半年或者季度为周期;降低电价调整门槛，逐步下调5%的门槛，完善电价形成机制。对超过一定波动幅度、影响到下游企业和居民的电价异常波动，政府予以熨平。

　　调研报告提到，数据显示，煤炭企业参股、控股电厂权益装机容量只占全国火电装机的17%左右，电力企业所属煤矿占全部煤炭产业的比例不足15%。“建议对煤电联营出台具体的鼓励支持政策，争取2020年煤电联营比重提高到30%左右。尤其是鼓励跨区域煤电联营，加快试点，积极探索。”

　　改变“煤盈电亏”“煤亏电盈”的出路在于理顺电价形成机制，打破电网垄断格局，加大市场化电力交易比重。中改院调研组发现，火电企业和用电大户都反映了这个强烈需求。综上，调研组提出了以下四方面建议：

　　首先，火电企业通过提前签约等方式了解购电企业的实际需求。火电企业根据市场需求自主、提前安排下一年度发电量。这样，既可以减少煤和电力的浪费，又可以为工商用户实质性降低电力成本。

　　其次，加快缩小计划电与市场电的差价。随着电力市场化交易比重的提高，火电企业电力销售价格将呈现上升趋势。在一些区域地理跨度较大的省份，全省统一定价难以考虑输电成本。“建议逐步改变全省统一定价模式，鼓励火电企业与用电主体直接交易。”

　　第三，尽快打破省域的行政分割，扩大省间交易空间和频次。当前电力市场已有跨省域交易的案例，但总体上还是以省域为主，市场交易范围偏窄。“建议加快破除电力交易市场分割，鼓励电力跨省交易。推动建立包含中长期、现货交易的全市场化交易机制。”

　　此外，还要尽快实现输配分开的重大突破。把输电网和配电网的功能有效分离出来，电网成为输电主体，强化其公益性;加快配电端多主体建设，提升其竞争性。

　　最后，加快全国统一电力市场，推进电力价格改革，需要加快改革完善电力监管体制。比如，依托电力交易平台，尽快建立统一的电力交易系统，把电网交易和直接交易均纳入到电力交易监管系统中。由此，为破解火电企业大面积亏损的困局创造有利的制度环境。

（编辑：东北亚）

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