金融为能源风险减压

电力18讯：    王宏图

　　能源和金融属于两个不同的产业部门，但货币的纽带作用使两者之间的相互联系极为密切。对于我国而言，当前切实保证能源供给，有效发挥金融作用，可以大力促进国家经济社会全面、协调、可持续发展。

　　国家开发银行总经济师庄来佑在2004年11月26日举行的“中国能源投资论坛”上，就中国能源行业面临的风险及金融部门的作用进行了阐述……

　　目前，我国已建立了较为完备的能源供给体系，能源市场逐步建立并通过改革进一步完善和规范，市场机制已成为决定能源价格的主要手段，能源供求关系表现为平衡下的供方和需方共同发挥作用。
伴随着国家经济体制市场化步伐的加快，能源供求最终将由市场来决定，市场的变化和复杂性，使能源市场风险已成为能源行业的主要风险因素。能源行业出现风险后，如果不采取有力的防范措施，风险将会扩大和传递，风险集聚到一定程度还有可能造成经济恐慌，引发金融风险，甚至经济危机。

　　能源行业风险与风险控制

　　从全球能源的发展趋势看，能源市场在向开放化发展，因此对于我国可能出现的能源风险要基于市场和全球视角予以积极关注，经常性地开展风险评价，并不断实施有效的管理措施。能源风险始终紧密地与经济和价格波动联系在一起，总括起来主要有以下几方面：

　　第一，能源行业与宏观经济息息相关，行业风险表现为周期性风险，而且近一个行业周期峰谷波动幅度呈现增大趋势。从1994～2003 年我国能源生产弹性系数看，期间数值最高是2003年的2.31，最低为1999年的－1.62，均值为0.468。从1994～2003年我国电力生产弹性系数看，期间数值最高是2003 年的1.67，最低为1999年的0.27，均值为0.982。从数据上看，电力行业统计数据较为可靠，但周期内峰谷差也达到均值的1.426倍。那么对于投产初期的能源贷款项目，一旦行业处于下降或低谷时期，市场需求降低，就有可能出现偿债能力不足的问题，从而给贷款银行带来金融风险。为避免此情况发生，目前开发银行采取动态还款机制的办法，即在合同中约定按照项目现金流情况偿还贷款，缓解可能出现的金融风险。

　　第二，随着能源市场与国际接轨，我国能源市场呈现为国际化风险特征。矿物燃料是我国利用的主要能源资源，所消费能源中煤炭和石油消费目前占总能源消费量的90%以上，至2020 年此比例大致也在80%左右。虽然我国煤炭需求可以依靠国内资源，但石油需求就必须依赖世界资源。从1993 年以后，我国成为石油净进口国，2003 年净进口原油8900多万吨，对外依存度达到30%，而此时国际油价则多次创出了每桶高于40 美元以上的记录，我国的石油进口也创造了历史记录。随着我国石化能源价格逐步与国际接轨，石油天然气企业“走出去”步伐加快，我国能源市场需要防范国际风险转嫁。此外，我国外汇结算通常以美元计价，美元汇率转软的趋势，对石油天然气及煤炭采用美元计价极为不利。因此，能源企业要研究采取多样化货币结算，积极与金融机构合作防范外汇风险。

　　第三，伴随能源市场化推进，能源价格与资金利率一样存在尖峰风险。能源供需市场化以后，能源产品具有两个明显特点：一是价格易变，二是运输昂贵。由于供给、气候等因素影响，加上大部分能源产品的需求缺乏弹性，导致能源产品价格的跳跃而形成尖峰，这与金融市场上资金价格表现极为相似。目前50 美元左右一桶的石油期货价格的表现即如此。从能源运输角度看，能源是一种很昂贵的产品，即便是对运输要求不高的煤炭，我国平均煤炭交货价格中运输的成本要占到一半以上。此外，运输的限制，使能源产品的流动性非常有限，因此能源价格波动性的表现要比资金价格变化还要大和复杂。一旦能源市场出现供给短缺，价格就会急剧上升，甚至到天文数字，直至需求下降，以使供给缺口得以缓解。为防止和缓解能源价格尖峰风险，需要建立能源市场化的价格套期形成机制。

　　第四，能源市场是一个相互联系的大市场，对于单个能源项目来说存在系统性风险。一座火电厂既消耗煤炭，同时还消耗油品， 大量煤炭还需要可靠的运输来保障。从规模化经营角度考虑，当前国家开工建设的能源生产项目规模比以往增大许多，相应也增大了项目经营风险和可能出现的系统性风险。为此，为缓解开发银行贷款项目的金融风险，当前开发银行按照国务院精神，积极推进采取煤电路联营模式，降低项目营运风险。通过相关项目实现上、中、下游联合和产业扩张，方式上一是采取企业龙头模式，即以神华集团采取煤炭、铁路、港口和电厂项目配套一体化开发，实现煤炭开采、运输和发电连续生产，降低可能出现的生产链条中断；二是采取项目平台模式，即以一个大项目为平台，联合相关行业股东共同参与开发，实现产品就地销售或转化，如目前推进的煤电联营方式、能源化工联营方式；三是采取松散联合体模式。即对虽没有参股控股关系，但组建在产品供货等方面有一定契约关系的联合体。通过原料和产品的供销联合，实现煤、电、运