火电企业亏损原因及对策

一、引言

研究的背景及问题的提出。2008年以来，全国多数火电企业出现了前所未有的亏损局面，导致火电企业负债经营，有的金融业已停止向发电企业放贷，形势严峻。如何让火力发电企业走出低谷和困境，是当前值得探讨的一个重要课题。

研究的目的。本文通过深入探讨影响火电企业亏损的因素，最大程度来破解制约火电企业发展的难题，释放出火电企业应有的活力，让火电企业走上健康发展的轨道。

本文研究的基本思路。面对火电全行业亏损局面，本文以省内某电厂为例，通过对亏损原因的内外部因素分析，提出有针对性的意见和建议。

二、电力行业发展状况

（一）电力经济发展趋势综述

装机容量。2002年国家电力体制改革后，五大电力集团公司在全国各地”跑马圈地”抢占市场。据有关统计资料显示，2008年全国新增发电装机容量9051万千瓦。其中火电装机容量6575万千瓦，全国共有30家发电公司装机容量超过200万千瓦，其装机容量达到55702万千瓦，占全国总装机容量70.28%，同比增长14.42%，高于全国装机容量增长率4.08个百分点。2008年，全国发电量34334亿千瓦时，同比增长5.18%；全社会用电量34268亿千瓦时，同比增长5.23%。

电价。面对煤价连年上涨和排污成本的增加，国家发改委已意识到电力行业亏损，曾适度上调电价，但煤价上涨幅度远超电价上涨的幅度，立即吞噬了火电企业电价上调带来的效益。

区域电网市场。2003年以来，东北、华东、华北、华中和西北5家区域电网公司相继挂牌亮相。新组建的5大区域电网公司和先期成立的南方电网公司，共同构成我国电力市场的骨干平台，为下一步电力竞价上网机制的形成奠定了基础。

（二）中国经济及社会发展对电力需求

国家加大基础设施建设投资力度，加快农村电网建设改造。国家十二五经济规划和西部大开发战略的实施，为经济发展提供了广阔空间，带来投资增长对电力的进一步需求。与此同时，国际金融危机的影响依然在蔓延，我国经济增速放缓，电力增长速度远大于电力需求。

三、案例借鉴

自2008年以来，五大发电集团火电企业年年都在亏，在2010年，五大集团运营的436个火电企业中已有236个处于亏损状态。

2010年9月，山西13家火电企业因资金链断裂无钱买煤，电煤严重短缺无力自救，向政府求救。据悉，9月初，山西省调电厂电煤总库存为189.5万吨，库存低于7天警戒线的电厂有18座；缺煤停机10台。2011年上半年，山西24家主力火电企业中，17家亏损，数额已达24亿元。2011年的山西上演了一出“身在煤海没煤烧”的尴尬戏。

2012年的湖南，全省35台30万千瓦级及以上火电机组，最少的时候只开了6台。开工率不足大大减少了电煤消耗，电厂库存持续走高。6月上旬湖南火电厂存煤近600万吨，可供电厂满负荷发电使用50天，而去年同期电煤库存仅为100万吨左右，可保证1周左右的发电用煤。

前期采购的煤炭价格高，由于火电机组负荷率偏低，库存无法尽快消化，无法采购低价煤炭。2012年5月份以来的煤价下跌，并未让企业尝到太多的甜头，反而因为库存高企、开工不足而使得企业负债率走高，亏损难以扭转。

四、宝热亏损的实证分析

（一）大唐宝鸡热电厂基本情况

大唐宝鸡热电厂（2？30MW）新建工程是积极响应国家“上大压小”产业政策建设的热电联产项目。2009年两台机组如期投产，当年12月份开始供热。大唐宝鸡热电厂人员主要来源于大唐集团在陕企业延安、韩城、略阳等老小电厂。

（二）企业近年经营亏损情况

发电量：2009年完成8.22亿千瓦时，2010年完成25.22亿千瓦时，2011年完成33.76亿千瓦时；供热量：2010年完成79.88万吉焦，2011年完成160.6万吉焦；利润情况：三年累计亏损4.5亿元。

（三）亏损原因分析

火电企业运行体制与市场经济要求还不太相适应.我国电力体制改革取得一定成效，但运行体制还不够完善，没有实行输配、配售分开。目前”厂网分开”只是电网和发电企业实行了体制分开，二者是卖方与买方的关系。而供电公司与电网在体制上并没有割离，实质是一家，既当裁判员又是运动员，这样在电网负荷分配及电价等问题上难于做到真正的公平公正。电网公司以直供、外送等为由，对电价低于标杆进行差异化定价，对新投机组按照实行新机新电量等，一定程度上侵蚀了火电企业的效益空间。这是火电企业亏损机制上的原因。

企业管理理念和市场意识落后于市场的变化。计划经济模式下运行多年的火电企业，对市场经济中的竞争观念、价值观念和供求规律的认识浅薄。就宝鸡热电来说，虽是一个新企业，但人员全部来源于老小电厂，思想僵化、劳动生产率低下的现象较为突出。企业迟迟不能实现由生产管理向市场经营的转变，重发电轻营销习惯、服务意识淡薄等问题依然存在。

省内电力建设超常规发展，导致火力发电企业运行设备利用小时降低。宝鸡热电投产于2009年，生不逢时。以2009年陕西电力市场为例，陕西省售电量仅增长5%（增速同比回落6.53个百分点），全网新增装机容量292万千瓦，总装机容量达1742万千瓦。容量新增幅度大于用电负荷增长的速度。到2010年宝鸡热电火电机组平均利用小时仅为3821小时。2012年，宝鸡地区的宝鸡二发电公司两台66万机组又陆续投产，在电量争发和燃料供应方面，都形成了强烈的区域竞争态势，使宝鸡热电雪上加霜。

电煤价格持续攀升，火电企业发电成本不断上升。国家对煤炭市场按照市场化运做，而电力作为战略资源受国家“审慎”控制，计划电、市场煤的直接结果是煤价飞速上涨和煤源紧张，而电价却因关乎稳定和民生，无法实现煤电联动，导致火电企业成本飙升。尽管火电企业成本因素较多，但电煤价格影响占主流。

煤价高企是宝鸡热电亏损的决定性因素。自建厂以来，一直没有固定煤源，燃料方面一直是吃“百家饭”，不仅煤量煤质受制于人难以保证，煤价更是节节攀升。自2009年底至2012年一季度，煤价上涨幅度超过200元/吨，因煤价上涨给企业发电供热增加成本支出达4亿元。

财务费用较高，加剧了企业亏损。宝鸡热电总投资27.6亿元，但是20%的工程资本金迟迟不到位，导致财务费用居高不下，每年支付银行付息上亿元，2008年电煤价格上涨，导致贷款总额增加，加上银行多次贷款利息调整，使财务费用不断增长，加剧了企业亏损状态。

当地热价较低，供热亏损严重。宝鸡市集中供热市场尚处于待开发状态，宝鸡热电建成后，由于供热面积较小，同时趸售热价偏低，加之燃料成本逐年上涨，供热亏损严重，3年来，累计供热亏损已达3400余万元。

持续性亏损造成企业信用度下降，融资困难。持续政策性巨额亏损造成了资产负债率不断攀升，银行信用等级连年下降，火电企业已不再是银行的优质客户，有的银行已将火力发电企业列入慎入或关注类，给企业融资带来了困难。

五、对策探析

火电企业亏损有政策性因素，有其共性的一面，但具体到个别火电企业来说，又有它特性的一面。具体到宝鸡热电，如何走出扭亏增盈的路子，既需要国家政策的调整和市场的变化，也需要企业自身的努力。

走内涵扩大再生产之路。火力发电企业要从困境中崛起，必须从企业发展和利国利民的长远角度出发，坚决推进以大代小工程建设，才能以大机组能耗更少、发电效率更高、污染更小的优势，降低生产成本和排污指标，提高企业的核心竞争力，实现企业持续发展。

开源节流，增强企业经营效益。要进一步健全管理体系，优化管理流程，提高管理的科学性和有效性。开源就是要多发电，在积极争取电量计划的同时，提高机组负荷率，重点关注电量结构调整，保证各类电量分配合理。同时加强边际成本分析，在保证利润的前提下多争取外送电量。节流就是要抓好成本控制，深挖内部潜力。

抓好设备技术改造，优化生产运行指标。始终把节能降耗作为电力生产的重点，切实抓好设备技改整治工作，对设备系统和运行方式进行优化，确保好的投入产出比。

以人为本，增强企业的核心竟争力。企业的竞争归根结底是综合实力的竞争。宝鸡热电人员源于老小电厂，年龄偏大和技术断层现象严重。应输入新鲜血液，调整人员结构，强化培训提升员工整体素质，以增强企业的核心竟争力。

呼吁政府救市，创造良好的外部环境。多渠道向政府呼吁，促使其充分发挥引导和调控职能，以市场调节和政府调控相结，多措施降电力企业经营风险，促使火力发电企业真正走出低谷困境。

目前火电企业亏损的主要原因在于计划电与市场煤根本性矛盾，政策因素是主导因素，因而解决的方法还要着眼于以下具体措施。

深化电力体制改革，建全完善电价体系。现行的电力体制暴露出一些不适应社会主义市场经济体制要求的弊端。国务院总理在2012年《政府工作报告》中指出：“2012年将推进资源性产品价格改革。继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，逐步理顺煤电价格关系。”业内专家建议，要科学决策电力企业设备利用率和发电量，并以此为基础确定电价水平，保证发电企业在合理的利用小时内保持合理的利润水平。

转变思想观念，增强市场意识。长期处于垄断地位的电力企业，自然淤积了很多的劣根与陈腐。受计划经济体制影响较深，职工的理念比较保守。行业的优越感，使一些职工养成惰性，不思进取，不敢面对市场竟争，更不敢下海游泳。所以火电企业的领导和职工必须要迅速转变观念，打破“皇帝女儿不愁嫁”的思想，加强职工队伍培训，提高全员整体素质，牢固树立“效益为中心”的意识和电能产品质量意识，走“内涵式”发展走路。

健全市场营销体系，全面提高营销人员素质。要借鉴世界先进市场营销经验，健全营销组织机构，从实际出发开拓完善电力市场。不断提高优质服务水平，树立全员营销的理念，要强化营销人员的市场意识、服务意识、竞争意识和营销技能。与电网调度部门及供电部门建立并保持一种共同发展的新型供用电关系。

采取有效措施，加强对财务费用的控制。发电企业为了满足融资、采购燃料所需资金，而向银行借款或发行债券等筹资方式所发生的利息和手续费等数额庞大。如何控制财务费用，总体思路是建立资金结算中心，科学调整资本结构，压缩库存，加强应收账款的管理，严格控制财务费用支出。一是要调整贷款结构，灵活采用长贷，短贷相结合的融资方式，形成以中长期贷款为基础，用短期贷款做周转，到期转中长贷款的多层次结构；二是加强资金管理，根据支付需要，做到用多少贷多少，随用随贷，实现”零存款”和”资金不落地”的模式，高效利资金用；三是拓展融资渠道，用转换融资方式达降财务费用；四是全面推行预算管理，严格控制各种可控成本。

把握市场行情，控制燃料费用的上升。火电企业的成本中燃料占比最大，宝鸡热电燃料成本占发电成本的75%。事实上，电力企业每年从上级主管部门获得的成本费用是固定有限的，成本额外增加只能靠自身来消化。企业无从补足煤价上涨所增加的成本缺口，“亏损”再所难免。要控制火电企业成本，必须从燃煤价格和品质入手，根据市场合理布局燃煤原点，稳定供应渠道，不断提高燃料成本管理效能。还要抓好燃料指标管理，一是数量指标，合同量，重点计划，煤炭库存等；二是质量的指标，控制发热量，挥发份、硫份等；三是经济指标，标煤单价，预付款额等；四是效能指标，热值差，原煤耗等，在对以上指标应用和分析基础上，提升燃料管理水平，内部挖潜。

发挥政府调控职能，改善发电企业营销环境。尽管受全球经济衰退影响，国内现货煤价曾出现小幅下滑，但是煤价高位运行的基本格局并没有改变。政府应当积极发挥其市场调控和监管职能，多措施改善火力发电企业运营环境。首先，国家应出台政策鼓励煤炭企业与电力企业签订中长期供货合同，稳定煤炭供货渠道与价格。同时政府应当引导和促进“煤电联营”，建立起煤电互保机制，稳定和平衡煤价波动，降低煤炭和电力企业经营风险。其次，政府可以通过财政补贴、减税返税等过渡措施，对火电企业政策性亏损由中央财政与地方财政分级进行弥补，适当分流部分煤炭涨价因素。第三，对于热电企业来说，政府应该加大区域小锅炉关停力度，帮助企业开拓集中供热市场；适当提升热价，缓解供热企业亏损问题。第四，政府应用足电价上调空间，帮助发电企业度过当前经营难关，确保电力能源安全。但是上调电价只能一时缓压，解决煤电之争的根本出路在于电力的市场化，要通过电价改革来实现。

本文着重于从政策和电力行业特点进行研究，通过案例与特例相结合，对火电企业亏损情况进行了分析并提供了具体的对策和措施。但由于作者认识和水平原因，在分析问题的深度上还需要进一步拓展，对于企业内部如何通过挖潜降耗、降本增效方面探求有限。

[1]中国产业竞争情报网和慧聪电气网相关文章

[2]中国行业研究网火电行业发展形势研究分析文章

[3]中电联电力行业分析报告（历年）

[4]大唐宝鸡热电厂经济活动分析资料