今年前三季度，我国五大发电集团主营发电业务大部分亏损，尤其是火电业务全面亏损，需依赖非电力业务支撑总体盈利状况。分析人士认为，煤电价格长期“顶牛”及电价改革滞后导致“火电越发越亏”，发电集团不得已向上下游延伸以谋取非电领域盈利。这在一定程度上可能带来发电安全隐忧，破解之道仍是推动市场化电力改革。
主营电力业务“两赢三亏”
记者从国家电监会和各集团了解到，今年前三季度，华能、大唐、华电、国电、中电投等五大发电集团经营状况总体盈利，其中，华能居首，盈利42.8亿元；国电和中电投各盈利30.6亿元；华电微盈3亿多元；大唐殿后，盈利0.83亿元。
但主营电力业务只有华能和国电两家盈利，余下三家亏损，其中火电业务五家全亏，亏损额5亿元至30亿元不等，而水电和风电盈利状况较好。支撑电企盈利的主体是煤炭、电解铝、金融等上下游非电力业务。
如中电投集团，总体盈利30.58亿元，其中电力业务亏损1.57亿元(火电亏损30.62亿元，水电及风电盈利29.05亿元)，非电力业务盈利32.15亿元。
同期，五家集团资产负债率普遍偏高，都高于80%；财务费用负担重，五家总计达518.42亿元，同比增长13.51%。
中电联统计部主任薛静介绍，依靠非电力业务盈利是最近三四年的趋势。2002年厂网分开之初，五大发电集团主要依靠发电盈利，但自2007年电煤大幅涨价之后，火电亏损，绿色发电规模尚小，发电集团纷纷发展非电业务以弥补亏损。她认为，随着五大集团向综合能源集团转变，这种盈利模式今后还将持续。
煤价上涨和机制不顺是主因
薛静认为，燃料成本占发电成本的70%以上，电煤价格持续上涨导致燃料成本增长过快，是五大集团火电业务全面亏损的主因。
统计显示，目前秦皇岛电煤价格已连续8周上扬，整体上涨77元／吨左右，涨幅同比超过10%。其中，11月份的5800大卡市场动力煤价格达855元／吨-865元／吨，同比上涨180元／吨。
据火电亏损最少的华能集团反映，尽管今年加强内部管理，使厂用电率同比下降0.46个百分点至5.31%，供电煤耗同比下降5.34克／千瓦时至324.17克／千瓦时，但因电煤价格上涨过快，平均单位燃料成本达225.10元／千瓦时，同比增长了16.86%，以致火电仍陷入亏损。
国家电监会总监谭荣尧认为，市场机制不健全，电价政策不完善，不同程度降低了发电企业的收益。此外，供热价格远低于成本、地方政府对发电企业的财政补贴不到位也加剧了发电企业的亏损。
以山西省为例，物价部门执行的平均供热单价为15.74元，而发电企业的平均供热成本为30元到34元，价格与成本倒挂达54.23%。去年太原主力供热电厂太原一电厂、太原二电厂应收供热补贴各6000万元，但实际到位才500万元。
资产负债率偏高加重了发电企业的经营难度。国家电监会在地方调研时发现，发电厂资产负债率普遍高于90%，部分电厂已经超出了100%，以致发电企业流动资金严重不足，只能向银行贷款或向集团公司借款。举债经营使财务费用大幅上升，增加了发电成本。
应加快以市场为主导的电力改革
“电力企业主营电力业务的亏损将导致其对主营业务投入的持续减少，可能带来电力安全生产的隐患，进而影响电力工业的可持续发展。”谭荣尧认为，必须从战略的高度认识和解决发电企业主营业务的亏损问题。
薛静认为，从完全市场化竞争的角度来看，发电集团向煤炭、电解铝、港口运输、金融等上下游延伸，是“不务正业”，产业链过长，存在投资风险。但在目前煤电价格机制难以理顺的情况下，这也是不得已之举。
中电投集团是国内实行煤电一体化经营的“先锋”。集团总经理陆启洲认为煤电一体化提高了电企的竞争力。“现在发电企业不得不向上游煤炭、运输等领域寻求联营，以拓展生存空间；煤炭企业也因环境污染严重、安全事故多发等问题，有必要推进与电力等行业的重组。”
他认为，在此背景下，今年8月底国务院提出鼓励煤矿企业与电力等其他行业企业兼并重组的政策具有深义。
分析人士认为，破解发电集团主营电力业务亏损难题，长远来看还是要靠电力市场化改革，从根本上疏导煤电矛盾。
电价改革是电力改革的核心。薛静建议进一步论证煤电价格联动的科学性和操作性，用市场而不是行政办法解决煤电矛盾，避免让“煤电联动”成为“煤电联涨”。
谭荣尧认为，解决发电集团资产负债率偏高、财务费用过大问题，应营造合理的政策环境，加紧把发电企业培育成合格的市场主体。“要把竞争性资产坚决交给市场，用市场的力量来约束企业，使其控制投资速度，加强资金管理，改善债务结构。”
目前，电力“十二五”规划仍在制定中。据谭荣尧透露，参与制定规划的国家电监会提出未来5年要以输配电价改革为切入口和突破口，加快理顺电价形成机制，更多地发挥市场优化配置资源的基础性作用。
