中国电企难现亮色

电力18讯：    国家统计局日前公布数据显示，10月份发电量4年来首次下降。国家电网北京经济技术研究院电力市场研究所副所长单葆国日前表示，预计11、12月份全社会用电量将继续负增长。

　　在遭遇了上半年煤价疯涨的困难期后，电力企业下半年又面临着电量需求减弱的挑战。有关专家表示，第三季度是电力企业尤其是火电企业经营最困难的时候，电力供应在增加，而社会用电需求却在下降，对发电企业最直接的影响是导致设备利用小时数的下降，这对因煤价上涨而亏损的电企无疑是雪上加霜。专家同时指出，当前最迫切的是通过在发电环节引入市场机制，遵循电力行业的规律，通盘考虑其上下游之间的利益关系，制定相关规划，理顺价格关系，进行电力改革。

　　电力过剩国家统计局日前公布的数据显示，10月份发电量至2645亿千瓦时。其中，燃煤发电量较上年同期下滑5.2%，这是总发电量减少的主要原因。燃煤发电在总发电量中的比重约80%。

　　据中国电力企业联合会 （下称中电联）统计，今年1―9月，全国电源基本建设完成投资2166亿元，新增生产能力（正式投产）5648万千瓦，全国6000千瓦及以上发电设备容量同比增长13%。

　　同时，中电联统计数据显示，今年1―9月，我国全社会用电量2.63万亿千瓦时，同比增长9.67%，增幅首次跌到10%以内。进入9月份以来，部分电网企业售电量甚至出现负增长，比如四川省电力公司9月份售电量为78.84亿千瓦时，同比下降了1.13%。

　　从电监会获悉，下半年国内电力需求呈现快速下降的态势，发电设备利用小时到年底预计会跌破5000小时。据了解，5000小时是电力供求的一个关键平衡点，电厂发电设备利用小时低于5000小时则代表着电力供应步入过剩。而在我国出现过的最低点约是4800小时，是1998年东南亚经济尚未走出危机之时。

　　业内人士表示，经济快速下滑导致占全社会用电六成左右的重工业用电增速骤减为10.4%，比上年降低7.3个百分点。其中，北京、天津、河北、山西、四川、宁夏6个地区9月当月全社会用电量同比出现了负增长，下降幅度分别为5.12%、2.5%、6%、2.27%、1.7%和10.71%，北京、天津、河北已经连续两个月出现负增长，是导致用电增速放缓的最重要因素。

　　电企亏损电量的负增长，带给电力企业的只有亏损。而这样的亏损与上半年煤价飙涨所带来负面影响要大得多。

　　数据显示，截至11月初，全国已有12家电力行业公司预亏，前三季度业绩亏损过亿元的公司有10家，其中华能国际、华电国际前三季度业绩亏损超过10亿元，全年业绩亏损额可能还会增加。

　　财政部日前发布的1―9月报告显示，国有及国有控股企业（不包括国有金融企业）利润已经连续两个月出现负增长。业内人士指出，发电企业亏损继续增加，五大发电企业合计亏损214亿元。发电企业目前已是苦不堪言。四川一电厂负责人直言不讳地讲，因为发电需求快速下滑，厂里已有一小部分发电设备停产。

　　分析师表示，价格管制是国有控股企业利润下滑的原因，但今后影响企业利润的最关键因素是需求。当前原材料价格下降，是需求萎缩的后果，但是原材料下降的 “减负”，依然不能解决需求下降的负担。目前需求总体趋势是继续下滑。发改委发布的数据显示：从6月份开始，发电量月度增速已连续4个月低于10%。电力行业想在四季度扭亏是比较难，因为即使原材料价格下跌，也不能增加四季度全国对电力的需求量。

　　电力改革迫在眉睫在电力专家们看来，电力体制改革已迎来了非常期。长沙理工大学管理学院院长叶泽教授表示，电力下一步应走实用的、渐进的市场化改革，不一定拘泥于区域电力市场、输配分开后的双边市场等基本形式，特别是日前市场、实时市场等需要复杂技术经济条件、对效率又没有明显改进的市场形式。只要成交价格和数量中有一个要素是通过市场谈判形成的，就可以认为是市场交易，电力工业就实现了市场化改革。

　　中国人民大学教授、开达经济学家咨询中心理事长何伟表示，电力行业改革是计划经济和市场经济双轨制，名义上是厂网分开、竞价上网，实际上是价格管制。煤价放开是市场，电价管制是计划，这种双轨制的状况是电力行业当前不安全的因素。

　　国家电监会研究室的吴疆指出，价格管制被迫放松背后的核心问题是电力行业的发展环境问题：在国际化市场化的大背景下，既有眼前的能源危机干扰，也有未来的资源环境制约，说明现行电力体制目前无法表现出应变能力。

　　电力市场化改革必须往前走，动力来自于用户和政府两方面。华能技术经济研究院院长谢进认为，政府一定要加强规划管理，提高规划水平，增强规划的权威性，特别要建立规划的制定和修正机制；政府的权威机构应及时公开必要的市场信息，对未来市场的预测要加强信息公开，引导投资者正确投资；项目投融资制度的改革要到位。 陈玮英/文