http://www.yicai.com/news/2011/05/809765.html
華電國際電力股份有限公司（600027.SH，下稱「華電國際」）22日發佈公告稱，公司擬募集不超過21億 元的資金，重點投資火電廠建設；其中10.725億元將用於「萊州一期火電項目」的投資。專家稱，鑑於電荒形勢嚴峻，以及近年來火電審批的收緊，此輪電荒 或將引發新一輪火電廠投資潮。
火電成電荒「急救藥」
華電國際公告顯示，萊州火電項目是山東省及山東電網重點電源建設項目，總規劃裝機容量4×100萬千瓦，一期將進行2台100萬千瓦機組的工程建 設，預計將於2012年實現投產。萊州一期火電項目是正在建設的「魯北電廠—濱州—東營—壽光—萊州—煙台北部」500KV送電通道中的重要電源支撐點。
華電國際擬投入不超過7000萬元建設華電萊州港務有限公司2×3.5萬噸級通用泊位及3.5萬噸級航道工程項目。萊州碼頭的建成將成為萊州火電一期項目的重要煤炭供應渠道。
此外，公司將擬投入不超過6億元對河北峰源實業有限公司（下稱「河北峰源」）增資，開拓臨汾、朔州、張家口、進口煤及煤炭季節性儲存和深加工等業務，以促進華電國際火電業務的開展。
中信證券研究部電力研究小組稱，近年來，隨著火電經營環境的日趨惡劣，全國火電投資已從2005年的近2271億元大幅下降至2010年的1311 億元。重點電力上市公司的火電支出計劃也大幅下降。中國電力企業聯合會（下稱「中電聯」）在一季度的分析預測報告中，也將2011年全國新增裝機規模預期 由9萬兆瓦下調至8.5萬兆瓦。
廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強告訴《第一財經日報》，基於目前東部地區裝機容量不足以及電荒壓力下上網電價維持上調可能的情況，發電集團投資建設火電廠是有利可圖的，符合電荒嚴峻的形勢下，人們尋求「急救藥」的心理。
他表示，自2004年以來，歷年電荒後各地無不進入火電廠投資的高峰期，電荒也給了發電集團發展火電的理由，項目審批也必然容易得多。但實際卻忽略了即使在電荒中大建火電廠，也不可能在短期派上用場，上述因素會在今年催生新一輪火電廠建設潮。
上調電價刺激電企積極性
根據中電聯日前公佈的統計數據，今年1~4月份，新增裝機容量與新開工項目數量雙雙下降。截至 4月末，全國基建新增發電裝機容量1885萬千瓦，比上年同期少投產340萬千瓦，主要是火電新增裝機比上年同期減少388萬千瓦，新開工 1041萬千瓦，新開工裝機小於新增裝機。
中信證券研究部電力研究小組稱，2012年後，由裝機短缺導致的「硬缺電」或將更為突出，火電在一段時間內仍將是解決我國能源問題的主要途徑。但目前火電投資「一無動力、二無能力」，還需從根本上理順價格機制，才能徹底解決火電投資問題。
數據顯示，4月份華東地區火電全年利用小時均處於較高水平，其中安徽、浙江、江蘇均高於5800小時，河北也超過了5700小時。電力研究小組認 為，裝機不足的主要原因在於上述地區核准的常規火電建設項目較少，而新增裝機投產規模的下降，或將使「硬缺電」在2012~2013年表現得更加明顯。
林伯強指出，低碳和環保指標的約束，使得國家發改委近幾年在火電廠的審批上逐年收緊。儘管如此，鑑於社會經濟的快速發展，裝機容量必然增加，重要的是，是否單純增加火電裝機容量，即：其他清潔能源的出力能否填補裝機的空缺。
中電聯統計部主任薛靜接受本報記者採訪時表示，清潔能源在整個發電結構中處於最低端，即使滿負荷發電也遠遠難以滿足用電需求，因此其並不承擔社會需 求，也不直接面對市場。對於電荒之下的電力缺口，則全部依靠火電來調峰。「用電緊張不緊張不是看清潔能源，而是看火電。」薛靜說。
此外，中國電力工程顧問集團一位專家告訴記者，15省上調2分/度電對電廠積極性有很大的促進作用。
對於一台100萬千瓦的發電機組來說，一個小時發電100萬度，「每度電提高2分，是用100萬來乘，數量很可觀。」 上述專家向記者表示。
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「發電，虧損；不發電，更虧損。」這是湖南某火電廠的「一把手」郭亮（化名）給出的詮釋。「現在外界對我們有一個誤解，認為我們消極不發電，其實火 電企業不發電才虧損。」郭亮說。他算了一筆賬，以其火電廠為例，如果僅計算可變成本，而不計算固定成本部分，對於火電企業確有2分多錢的邊際收益，但是在 加入財務費用、人工和折舊等固定成本後，將會產生4億多的虧損。
今年以來，國內多地發生電力緊缺現象，一度被認定為2004年以來的最大電荒，隨後發改委年內啟動了三次電價調整，針對電力企業無錢買煤進行了救場。
然而，在調價同時，質疑的聲浪也此起彼伏，火電廠是否真的虧損？現實是最好的答案。本報記者趕赴今年「電荒」幾個最嚴重省份之一湖南省，詳細瞭解一家火電廠的真實運營。
經營成本調查
對於火電廠是否虧損外界主要有兩方面的質疑，一是其真實性，二是虧損是否來自煤炭漲價。解決這些疑問需要兩方面數據，一是整個經營成本總體和構成狀況，二是煤炭的成本在總成本中的比例。
根據郭亮所在火電廠財務部提供給本報的數據，該火電廠的經營成本主要由燃料成本、財務費用、折舊、人工和環保費等組成，截至11月底，該成本共計約為33.4億元。
其 中，包括煤和油在內的燃料成本為24.8億元，佔總成本的比例為74.3%。其中24.79億元為煤炭成本，油成本僅為0.01億元，與煤炭成本相比，油 料成本可以忽略不計。「截至11月底，我們的入爐煤炭的標煤單價為1042.62元/噸，比去年增加129.15元，根據當前的用煤量，因煤炭價格升高而 同比增加的成本3.07億元，若從總成本看，煤價同比增幅甚至達到了41.24%。」該電廠財務部負責人對本報表示。
該財務人員稱，截至今年11月底該電廠的煤炭採購資金為30億元，主要來源為 銀行 短期融資借款和去年的電費。其中，2.7億來自銀行借款，其餘27.3億元來自收到的上網電費。
如 此，剩餘的電費將用於其他諸如財務費用、其他原材料等的支出。總體來看，除去煤炭成本外，其他成本約為8.61億元，而扣除了燃料費用後的電費剩餘則為2 億元，距離扣除非付現成本的折舊費後的成本支出仍有3.1億元的差額。實際上，在總成本中，除了煤炭成本外，財務成本和折舊成本也比較高。具體來看，財務 費用今年的支出為2.58億元，佔比7.7%，同比增長19.67%。
財務費用主要用於銀行長期借款和短期融資的利息。此前，針對燃煤成本與財務費用究竟誰是導致火電廠虧損的主要因素，備受坊間爭論。從上述數據來看，燃煤成本的成本為74.3%，是財務費用佔比7.7%的近10倍，也就是說，對於該電廠樣本，燃煤成本遠高於財務費用。
除去燃料成本和財務成本，第三大經營成本為折舊費，高達3.4億元，佔比10.2%。然後是維護費用，主要為機組設備運營維護、脫硫成本和原材料費等，為1.4億元，佔比4.2%。
還有人工成本，主要是職工的工資，為0.83億元，佔比2.5%，還有環保費，主要為排污費用，為0.1713億元，佔比0.5%。剩餘為其他費用，佔比0.6%。「整個成本構成中，燃煤成本佔了七成多，只有燃煤成本降下來，才會實質緩解經營狀況。」郭亮對本報表示。
火電虧損真相
按照上述成本，不難算出火電廠的盈虧情況，簡單來算，即由29億元的電費構成的經營收入減去33.4億元的經營成本，火電廠虧損4.4億元左右。
「截至11月底，我們電廠虧損了4.15億元。」該電廠負責人稱，「我們今年負債52.2億元，資產負債率從年初的95.17%提高到103.1%，增加了7.93%。」
對此，郭亮表示，「現在外界對我們有一個誤解，認為我們消極不發電，其實對於我們火電企業來講，是發電虧損，不發電更虧損。」
他告訴本報，如果僅計算脫硫成本、水資源費和消耗性燃料等可變成本，而不計算財務費用、人工成本和折舊等固定成本部分，對於火電企業確有2分多錢的邊際收益。
具 體地，該電廠目前的入爐燃煤單價（不含稅）為1042.6元/噸，電廠的平均煤耗為318克/千瓦時，以此計算，度電成本為0.332元/千瓦時，加上 17%增值稅後為0.388元/千瓦時。而目前的湖南加裝脫硫的火電上網電價為0.464元，由此計算盈利即為7.6分，然後，除去脫硫成本、水資源費和 消耗性燃料等可變成本5分錢後，邊際盈利為2.6分錢。「但這是理論上的，還要加上設備的折舊費、修理費、管理費、財務費和工人的工資，把這些算進去，我 們的度電成本就從盈利變成虧損了。」他表示，「如果我們停機不發電，僅固定成本的折舊和財務費用等算下來一年就有近7億元左右。」
本報通過上面財務的數據計算，財務費用、人工和折舊費用分別為2.58億、0.83億和3.4億，共計6.8億元。
「以 此來看，我們發電越多，這部分費用就會被更多的攤薄，按今年預計的發電90億千瓦時算，對應的固定成本約為9億元，即固定成本可折算為10分/千瓦時，如 果發電70億千瓦時的話，則度電成本則要達到12.86分/千瓦時。」郭亮稱，「所以說，電廠其實是希望多發電，只有多發電，成本才會更多的攤薄，不發 電，這9億元的成本就要白白花掉，發電還能抵消部分虧損。」
「除了煤炭價格造成的成本壓力，由於國家貨幣政策收緊，還導致銀行對於電廠貸 款帶來新的變化。」該電廠財務部負責人對本報表示，「去年銀行貸款的利息為5.8%，而且還能申請到10%的利息下浮，我們最低的貸款利息能達到 5.229%，但是今年以來，銀行四次加息，上浮10%都借不到款，企業面臨資金斷流。」
該電廠燃管部負責人也表示，「這多種壓力下的結果就是電廠的煤炭供需不穩定。我們電廠如果機組全開煤耗約為每天2萬噸，大部分時間是開三台機組，煤耗每天1.67萬噸，以此計算，截至11月底，存煤45萬噸可用24天左右。」
「但是從年內看，年初1月份電廠存煤曾一度降至5.73萬噸，也就是說可用天數僅為3天，遠遠低於10天存煤的警戒線。」上述燃管部負責人稱。
對此，郭亮表示，「煤炭企業可以一月不銷售，但是電廠不能一天不採購，這是個很尷尬的事情。」
在他看來，雖然年內湖南上調了兩次電價，但年中的2分錢調價已經被瘋漲的煤價沖抵，年底3.7分的調價和限價令，能否長期穩定煤炭價格仍需時日，「重要的是，調價只能解決一時，而不能解決煤電之間的長期矛盾」。