电力工业为国民经济的发展提供动力支持，是国民经济的基础产业。2008年以来，在市场经济环境下，煤电价格失衡、社会用电量与发电设备利用小时数回落和融资成本增加等多种矛盾相互交织，导致火电企业发电成本上升，行业整体亏损，经营风险显现，已对银行信贷资产构成威胁，但也为电力行业产业结构调整和理顺电价形成机制等改革带来了机遇。
　　一、渭南市电力发展及经营情况

　　1.渭南市火电具有比较优势。截至2009年9月末，渭南市发电装机容量668万千瓦，其中水电3.91万千瓦，占0.6%；火电664万千瓦，占99.4%。渭南市火力发电占陕西省火电装机容量的三分之一左右，成为陕西电网重要的火电基地。三大火力发电厂构成渭南电网三个主要电源点，其中：秦岭电厂总装机105万kW，主供渭南南部、商洛、西安地区，并向华中电网送电；蒲城电厂装机容量132万kW，主供渭北、铜川和西安地区；韩城一厂装机38万kW，主供渭南、山西和铜川地区；韩城二厂装机240万kW，主供渭南和西安地区。

　　2.渭南市是电力输出大市。由于渭南市工业企业相对较少，电力需求有限，是典型的电力输出大市。2008年，渭南市发电量为232亿千瓦时，全社会用电77.8亿千瓦时，全市用电仅占总发电量的33.53%；而输出电力高达154.2亿千瓦时，占到总发电量的66.47%。

　　3.渭南市火力发电企业经营状况堪忧。2008年火电企业由2007年的全面赢利变为全面亏损，以渭南市三大火电企业为例。2008年渭南市三大火电企业亏损5.79亿元，其中：华能秦岭发电有限公司、陕西华电蒲城发电有限公司和大唐韩城第二发电有限公司分别亏损1.57亿元、3.86亿元和0.35亿元；2009年火电企业亏损程度进一步加剧。1～9月，三大火电企业完成工业总产值35.77亿元，同比增长4.32%；实现销售收入3.29亿元，增长2.04%；亏损6.92亿元，较上年同期多亏2.0亿元，亏损增幅37.27%，其中华能秦岭发电有限公司、陕西华电蒲城发电有限公司和大唐韩城第二发电有限公司分别亏损1.57亿元、2.54亿元和2.81亿元；亏损面达100%。

　　二、存在问题及风险

　　(一)资产负债率上升，经营风险显现

　　2009年1-9月，华能秦岭发电有限公司在销售收入下降17.79%的情况下，销售成本仅下降了8.1%，下降速度相差9.69个百分点，经营已变为发电越多，亏损越多的状况。严重亏损导致火电企业资产负债率不断上升，经营风险显现。据调查，截止2009年9月未，渭南市三大火电企业华能秦岭发电有限公司、陕西华电蒲城发电有限公司和大唐韩城第二发电有限公司资产负债率分别为103.91%、136.72%和93.96%，其中，有两家企业已资不抵债。

　　(二)贷款集中度高，跨区域贷款数额大，信贷风险潜伏

　　目前，火电企业的严重亏损，造成偿债能力不断下降，已对金融信贷资产安全构成威胁，而贷款集中度高，跨区域贷款数额大加剧了风险程度。

　　1.贷款投向集中，风险度高。由于火力发电企业以前赢利能力较强，有些商业银行集中投放贷款，忽视了潜在风险。加之贷款大多采取的是保证方式，且贷款期限长，有的长达20年，更加剧了风险度。如：截至2009年9月末，渭南市3大火力发电企业贷款余额148.62亿元，其中：中国建设银行股份有限公司渭南分行贷款余额42.70亿元，占中国建设银行股份有限公司渭南分行贷款余额总数的73.44%，成为名副其实的“火电专业行”。

　　2.跨区域贷款数额大，银行监控能力弱化。截至2009年9月末，渭南市3大火力发电企业贷款余额139.48亿元，其中异地金融机构贷款76.94亿元，占火电企业贷款的55.16%。异地贷款行对企业现金流、经营风险、道德风险状况等的监控相对比较困难。

　　(三)火电行业对当地经济支撑与区域经济可持续发展的矛盾突出

　　截止2009年9月末，渭南市火力发电企业资产总计211.5亿元，占规模以上工业企业资产总额的20.6%；实现工业产值64.4亿元，占规模以上工业产值总额的18.93%；实缴税金2.6亿元，占规模以上工业企业实缴税金的15.78%。一方面，火力发电企业在渭南市经济结构中占有相当大的比重，是地方经济发展中坚力量。另一方面，过于集中的火电产业，使得区域经济结构更加趋向单一；电力市场波动，对当地经济发展、财政收入和就业都会造成重大影响。同时，也增加了区域经济对不可再生资源的长期依赖性，加大了经济结构调整的难度，加剧环境污染，不利于区域经济可持续发展。

　　三、原因探析

　　1.高煤价使火电企业遭遇前所未有的“寒冬”。煤炭生产成本的上升导致电煤价格大幅上涨，发电成本上升，企业经营严重亏损。煤炭价格上涨始于2007年，2008年达到高峰；受国际经济危机影响，2009年有所回落，但仍处于高位。尽管企业加强管理，压缩费用，也无法抵消燃料上涨带来的发电成本增加，成本利率下降。据调查，2009年陕西新力发电有限责任公司购进电煤价格同比上涨118.90元／吨，增长69.28%，发电燃料成本达146.30元／千瓦时，占发电成本的70.65%以上，因煤价上涨因素全年增加生产成本3636.64万元。

　　煤炭价格上涨的主要原因是国家对煤炭成本构成重新定价所致。2007年国务院出台了《关于促进资源型城市可持续发展的若干意见》，首次明确了煤炭等资源性产品的成本构成。主要有：资源税由0.3～1.2元／吨提高到2.50～4.00元／吨；资源补偿费由销售收入的1%提高到3—6%；煤炭资源价款平均6元／吨；提取安全费用20～30元／吨；提高入井津贴、建立工伤保险制度、采煤沉陷区治理和棚户区改造、征收排污费等，使原煤生产成本增加50～90元／吨。

　　2.“市场煤”碰撞“计划电”，体制因素使价格传导受阻。虽然我国煤炭定价改革始于1993年，但占煤炭消费总量50%左右的火电用煤则处于“计划电”与“市场煤”的双重价格体系下。2007年起，煤炭价格彻底市场化。由于电价涉及千家万户和上下游产业，政府采取了谨慎的态度，即电价由政府定价为主，市场调节为辅，这种“市场煤、计划电”的格局使得煤价上涨的成本压力和价格矛盾堵塞积压在火电企业。为了消除煤炭价格上涨带来的成本压力，发改委先后对上网电价进行调整，如2008年两次上调电价总额为3.7分／千瓦时。而2007年以来电煤的价格平均上涨250元／吨左右，据测算，上网电价至少要上调10分／千瓦时，才能弥补由于煤炭价格上涨对火电企业造成的成本上涨负担。

　　3.大批火电项目』：马，用电量下滑，设备利用小时数下降，产能过剩矛盾突出。一是大批火电项目上马。2008年陕西省电力生产企业装机总容量1500万千瓦，2009年新投产500万千瓦机组；渭南市“十一五”期间，重点建设韩城二电厂二期、蒲城电厂三期、陕西秦岭发展有限责任公司各2×60万千瓦的火力发电扩建工程，火力发电装机容量达到800万千瓦，总投资将达到146亿元。二是用电量下滑，设备利用小时数下降。2008年渭南市全社会用电量增速同比回落9.57个百分点，2009年1～9月份，回落8.13个百分点。重工业、轻工业用电量增速同比分别回落13.45和7.92个百分点。用电量增速下降和火电装机容量的急剧增加造成大量的设备闲置。如：2009年1～8月陕西华电蒲城发电有限责任公司设备利用小时为2447小时，同比减少945小时，减少27.86%。2009年1-8月大唐韩城发电厂设备利用小时为2687小时，同比减少552小时，减少15.21%。

　　4.融资成本增加和环保要求提高给火电企业雪上加霜。一是融资成本增加。2008年，央行6次加息，13次提高准备金率，大大增加了火电企业融资成本。据调查，因贷款利率上调，某火电企业年增加利息支出1000多万元。二是环保成本上升。随着国家资源管理的强化和环保要求的提高，电力生产过程中产生的工业废水、废油、废汽、废灰等物资的回收、利用，特别是烟尘脱硫装置的建设与投用，水资源占用费的收缴，更是极大地提高了包括厂用电率提高在内的管理成本。自2008年7月1日起，国家提高了排污费、水资源费、土地使用费标准，并实施烟气脱硫系统在线监控考核运行，电力生产成本呈提高态势成为必然。

　　四、建议

　　(一)把握火电企业亏损的机遇，积极推进电力体制改革

　　根据目前国民经济发展的基本面和未来发展趋势，国家应对金融危机、拉动内需、改善民生方面采取了一系列措施，火电企业应把握当前电力供大于求的机遇，积极推进电力体制改革。

　　1.抓住结构调整的机遇。当前实施节能减排政策和鼓励发展新能源，抓住资源配置的机遇，处理好发展与规划的关系。①淘汰小火电之类的劣质资产，实现节能减排的目标。②利用大电厂低耗的优势降低成本从而降低上网电价。③调整发电企业产业结构，以更趋合理的格局应对经济的复苏。从高碳走向低碳，从低效走向高效，从不可持续走向可持续，开发利用风能、太阳能、生物质能等可再生清洁能源。

　　2.抓住理顺电价形成机制的机遇。面对突出的煤电矛盾，加快推进电力体制改革，理顺电价形成机制。①完善竞价上网等电力市场交易机制，进一步细化月度竞价、每日交易时段等具体操作程序，发挥出市场调节的优势。②建议成立电力交易中心，在全国形成统一的电力市场交易，从而实现跨网、跨区的供需平衡，解决诸如跨省送电，省内开拓电量电价低于国家批复电价5分／千瓦时的不公平现象。③完善和推行直购电交易方式。直购电交易是电力用户与发电企业直接交易的售电方式。这种方式下，用电大户可与电厂讨价还价，有利于打破电网的垄断，实现电力市场多元化，也有利于刺激电力消费。④建立信息系统确保信息通道畅通无阻，要逐步建立网上交易，向大客户及直供户发布电力信息，通过市场可以向配电商或发电商购电。

　　3.重新划分管理权限，调整监管职能的配置。美国的经验表明，即使电力资源主要由市场化配置以后，电价、准入监管仍是最重要的监管职能和工具，因此，从监管的有效性出发，应结合政府行政管理体制改革，重新划分管理权限，调整监管职能的配置，真正把主要的监管权，特别是经济性监管权赋予一个监管机构。

　　(二)采取多种方式，防范和规避信贷风险

　　1.实行银团贷款，探索“电费收益权质押”贷款等模式，规避信贷风险。由于火电项目贷款容易取得银行支持，项目公司可组建银团，直接与参与银行签署银团贷款协议，并选择一家优秀的银行作为代理行，代理行对贷款的管理可以消除境外贷款监控困难的缺陷。银团贷款不仅可以节省承诺费等，还可以结合中国人民银行有关贷款利率浮动的规定，合理地要求银团参与行下浮贷款利率。另外，由于火电项目投资数额巨大，期限长，不确定因素多，风险防范难的特点，探索“电费收益权质押”、“在建工程资产抵押”、“股东权益质押”等灵活的担保方式，尽量减少保证贷款，降低信贷风险。

　　2.拓宽电力企业融资渠道，实现融资渠道和投资主体多元化。一是建立电力开发基金。建议从电力企业发展的实际出发，尽快设立电力开发基金，发行债券，积聚社会闲散资金，以此扩大对电力行业的投资，缓解和释放火电信贷投放过度集中的压力及其风险。二是建立电力金融市场体系。在电力等能源建设重点地区，整合地方性商业金融机构及其金融资源，组建地方性能源专业银行，并且带动融资担保机构、资产评估机构、金融租赁和信托公司、法律和会计事务所等中介服务组织的发展。

　　3.加大监管力度，防范金融风险。银监局要根据巴塞尔协议加大对商业银行贷款的监管力度，加强风险监控，对于信贷集中度高，多头贷款等加以限制。中央银行应尽快建立相应的监测制度，把中央电力企业纳入监测范围，消除监测盲点，加强对电力行业的景气分析，尤其是密切关注和监测火电企业发展中潜在的行业性风险和信贷风险，及时提示金融机构调整信贷投向和信贷规模，加强风险防范。

　　(三)加强环境维护，提高可持续发展能力

　　地方政府在综合利用区域资源的同时，严控火电企业生产过程中大量的烟尘、粉尘、二氧化硫和废渣等“三废”的排放，加强环境维护，提高可持续发展能力。密切关注煤电行业投资过热导致潜在的行业风险等问题。结合区域实际和资源优势，做好煤电项目建设规划，提高资源综合利用效率，防止煤电行业区域集中投资引发的重复建设等问题。同时，加强对煤电行业投资经营状况的监测，提高过度投资行业的监测、预警和提示能力，以市场化手段促进煤电企业实现良性循环，确保区域经济协调发展。

作者：中国人民银行渭南市中心支行 王凯俊 安芙英 来源：《金融参考》2009年第12期