多省电力供应告急 电荒或成企业要挟涨价砝码

沉寂了三个月的缺电声浪再次从各地传来。进入9月份后，山西、浙江以及南方五省等地电力供应陆续告急，一时间，刚刚通过上调上网电价“调停”的煤电顶牛局面再次快速地形成，第二轮“电荒”到来。

与此同时，鲜有声音发出的煤炭阵营本次也打破了以往的沉默，加入电荒的讨论，对电企直接将亏损矛头指向煤价上涨进行了回击，称“即使煤价不上涨，电企也会因财务问题而亏损”。

围绕着缺电与亏损，各方各执一词。不过其背后彰显的煤价上涨与电企亏损的矛盾让业界再次审视：“电荒”或已成为电力企业寻求涨价的砝码。

二次电荒来袭

本次电荒的第一波声音来自8月初。8月6日，南方电网发布消息称，进入7月以来，全网统调负荷迅速攀升，其覆盖区域除海南省外，云贵粤桂均出现错峰限电，预计进入三季度全网将面临电力电量双缺，最大缺口1200万千瓦，总体缺电将超8%，个别地区缺电20%以上。

不过这一预测在8月底再次被刷新，南方电网8月31日通报称，全网电力缺口已近15%，而南方五省正遭遇5年来最严重的缺电情况，广西、贵州两省区已经进入电力供应红色预警状态，电力缺口分别接近40%和35%。而对于缺电的原因，南网认为“存煤、来水情况低于预期是主要原因”。

然而，这只是电荒声浪的开始，随后，四川、浙江等省也纷纷加入缺电大军。但被推向高潮的却是“山西缺电停机”和“煤电激辩亏损”。

日前，有消息称山西省8月中旬后陆续发生非计划停运，平均停运容量超过1000万千瓦，最大总停机容量接近1100万千瓦，同时山西13家火电厂联名上书，表示煤价过高，电厂亏损严重，煤炭库存下降，买不起煤。

而且，针对中电联8月中下旬发布的“电企经济效益情况”报告，煤炭相关方面表示，报告提出的“今年前7个月五大发电集团火电业务亏损180.9亿元，同比增亏113亿元，原因为煤价上涨和财务费用增加”并不准确。

煤炭方认为，财务成本已成为亏损的重要原因，煤价并不是影响火电企业利润的唯一因素，“事实上，由于财务费用的增速远超发电量及主营业务收入的增速，即使排除煤价因素，火电企业经营依然越来越困难”。

其给出的依据是，今年年初以来，央行连续三次加息，累计加息0.75个百分点，从而今年前6个月，电力行业的利息支出高达766亿元，超过同期的利润总额，利息支出同比增长16.1%，而且截至今年6月底，火电企业的资产负债率高达74.2%，比5月底提高0.2个百分点。

对于煤炭方鲜有的“破音”，电企方随后撰文回应，称煤炭企业利润过高，应征收暴利税。煤电顶牛局面再次白热化。

其实，不管是山西电厂停机，还是煤电企业激辩亏损，本次电荒的焦点已经比较明显，主要为电企亏损和煤价上涨的矛盾，而这也与几个月前电荒的前奏几出一辙。

“亏损”真相

目前，针对火电亏损的数据主要来源于中电联的调研统计和国家统计局的部分数据，前者的争议较大，后者的数据构成较为简单，记者以五大电的上市公司披露半年报公告分析发现，燃料成本由于电价的上调，缓冲了较大的成本压力，而且财务费用也非想象的高昂，不过增速较快，确应引起注意。

以大唐发电为例，上半年公司经营成本总额约278.06亿元，同比增幅15.33%。其中，电力燃料成本为188.71亿元，约占经营成本的67.87%，较去年同期140.57亿元升高了48.14亿元，同比增长34.2%。

对燃料费成本上涨的原因，大唐发电认为主要原因是火电上网电量较去年同期增加了129.63亿度，同时由于燃煤价格持续上涨及高位运行，使单位燃料成本比去年同期升高26.83元/兆瓦时。

根据公司6月份公布的上调电价公告，公司火电平均上网电价(含增值税)较调整前提高10.11元/兆瓦时，涨幅约2.63%，可以计算出公司6月份前火电平均上网电价为0.384元/度。

也就是说，火电上网电量增加129.63亿度，对应火电营业收入为49.78亿元。而电力销售部分营业收入和营业成本为302.64亿和248.6亿元，成本占收入的比重为0.82。由于火电装机在大唐的总装机占86.62%，所以在忽略其他发电成本差距的影响下，火电增加的上网电量的经营成本为40.89亿元，折成电力燃料成本为27.75亿元。

由此粗算可以看到，在增加的48.14亿元电力燃料费成本中，有27.75亿元为电量增加带来，另外20.39亿元为单位燃料成本增加直接导致，后者占比为42.4%。也就是说，煤价上涨对大唐发电的上半年的成本和利润影响为四成。

而且，公告称公司平均上网电价比上年同期增加约22.80元/兆瓦时，单位燃料成本比去年同期升高26.83元/兆瓦时，冲抵后的煤价上涨影响只有4厘钱/度。

6月1日后，国家又上调了部分省份的上网电价，根据大唐发电公布的公告，上调后公司火电平均上网电价较调整前每度提高0.1元，已经完全可以抵消4厘钱的煤价影响。

与此同时，财务费用方面，公告称公司上半年财务费用约为人民币32.58亿元，比上年同期增加约7.19亿元，增长约28.32%，增幅较大的原因主要是由于利率上升以及带息债务增加所致。

通过对比可以看到，煤价上涨导致的燃料成本增加为20.39亿元，财务费用为32.58亿元，财务费用相对较高，但同时也可看出，如果没有上网电价的冲抵，煤价引起的燃料成本也将会在30亿元以上，与财务费用持平甚至更高。

不仅如此，记者对比五大发电集团上市公司的半年报发现，所有公司的财务费用增速都非常高，其中华能国际的财务费用同比增速高达57.9%。

而对于煤企提出的电企盲目扩张增加电力装机容量导致亏损的说法，记者对比数据发现，装机增加确实增加了投资回报的周期和贷款成本，但相对于用电量的提高，电力装机仍显不足。

以中电联的最新数据，1-7月份，全国基建新增发电装机容量4123万千瓦，同比增容2.2%，然而前7个月的全社会用电量却同比增长了12.2%，电源建设与电力需求相差较大。

同时，记者通过对营业收入和成本的对比发现，发电业务的亏损并非传言的严重。根据中电联公布的数据，1-7月份，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团公司电力业务合计亏损74.6亿元，同比增亏82.7亿元。

但记者从大唐发电的发电业务数据看，其仍有盈利空间。公告称，上半年公司电力销售的营业收入为302.64亿元，营业成本为248.6亿元，累计完成上网电量906.614亿度，那么由此可以粗算出大唐发电的平均上网电价为每度0.334元，发电成本为每度0.274元，度电盈利为6厘钱左右。

而该情况在中国神华的半年报中也有所体现，根据公告数据，公司对内部发电分部和外部客户销售煤炭采用同一销售方式同一定价，其发电分部的售点成本为261.2元/兆瓦时，而售电电价为342元/兆瓦时，其度电盈利为8厘钱左右。

“电荒”成涨价砝码？

虽然上述财务账只是一个公司的财况，不足以反射整个行业的全貌，但其作为整个行业的一个缩影，特别是其作为五大电之一，具有标杆的作用。

但是，面对电荒周期突然缩短，仅仅三个月后就再次出现，而且来势汹汹，刚刚调整的上网电价窗口会否再次开启都将成为疑问。

按照今年2月份中电联的数据显示，自2003年以来，煤炭价格持续上涨，秦皇岛5500大卡煤炭价格累计上涨超过150%，但销售电价涨幅仅有32%。

对此，中电联曾呼吁上调上网电价与销售电价3分/度，以弥补价差缺口。

“电价的涨幅远远低于煤价的涨幅，即使现在有相关贴息的国家补偿政策，也调动不起火电企业的积极性。”刚刚对四川、贵州、山西等省火电经营调研的厦门大学能源经济研究中心主任林伯强对本报记者表示。

据林伯强介绍，通过其对缺电大省的调研发现，目前这些省份火电企业普遍存在消极的情绪，欠账太多买不起煤，煤炭价格较高，有钱也不敢多存煤，通过延长停机检修时间、减少发电小时数来应对处理缺电的情况比较集中。

“上半年的发电小时在2500小时左右，估计全年的发电小时数也不会超过5500小时，其实这些机组可以达到6000到7000小时，足以缓解目前各省缺电的状况。”林伯强说，“问题在于多年积累的矛盾在这一时点达到了临界，之前2004年的缺电是装机不够，所以加强装机就可以解决，但现在煤炭价格上涨过快，电企的盈利被吞噬甚至亏损，这时电力企业肯定就会寻求转变。”

一位不愿具名的电力行业专家甚至称，三个月内两次电荒，电荒成为了发电企业要挟涨价的砝码。所以国家如何平衡各方的诉求，抑制重复的电荒声音成为关键。

对此，中电联统计信息部主任薛静对本报记者表示，其目前测算的电企止损电价由于煤炭价格的上涨已经远超当时预计的3分/度，“现在每度4分都不止，应尽快重启煤电联动。”

而林伯强认为，煤电联动进行多年始终不前说明依靠其解决当下的电荒困局不如另想他法，寻找过渡的方案。

对此，林伯强提出“以不涨电价为前提的基于煤电联动的方案”，其建议将“矛盾”集中在电网，即对煤炭企业和发电企业实行价格联动，让价格传导至电网部分，然后通过财政对电网进行价格补贴，这部分资金主要来自对煤炭企业的资源税，通过对利润较好的上游煤炭企业征收资源税进行调节，如果发现煤炭企业将税金传导至下游发电企业，将通过征收暴利税的形式进行“回补”，设定煤炭企业的盈利天花板。