这就是目前电企亏损所面临的一个困境：不断的“政策性亏损”后又获财政补贴和注资，看上去似乎是一种“坏的循环”。 2008年对于电力企业而言，是比较难过的一年，行业全面亏损的事实已成定局。五大国资委直属发电集团频繁的人事变动、煤电冲突的加剧、电力需求的大幅下滑等等，令目前电力工业领域存在的矛盾与问题再次凸显。
继传出国资委有意注资五大发电集团的消息之后，1月12日在北京召开的2009年电力监管工作会议上也传出消息，电监会将于今年会同有关部门，推动电价改革，并开展电力体制改革综合试点工作。
但在市场人士看来，电力体制改革历经30年，其中多有反复，包含着复杂的利益博弈，在电力需求仍有可能继续下滑，电力行业利润前景并不乐观的2009年，电价改革能够推动的可能性究竟有多大?
政策性亏损
2008年随着制造业陷入低迷，作为国民经济运行“命脉”之一的电力工业亦未能幸免。
来自中国电力企业联合会(简称中电联)的统计数据显示，2008年前三季度，华能、大唐、华电、国电和中电投等五大发电集团共亏损268.36亿元，其中，火电行业平均毛利率、平均净资产收益率均排名全行业倒数第一，分别为6.12％和－2.72％。
今年1月，包括华电国际、国电电力、国投电力、大唐电力等电力上市公司也纷纷发布了2008年年报预亏和预减公告。以华能国际为例，2008年三季度单季亏损额就达到了26.3亿元。
“2008年全行业亏损已成定局。”东方证券电力行业资深分析师胡仲华对本刊记者说。
一方面是由于2008下半年受金融危机影响，企业电力需求量持续下滑，一方面是电煤价格在2008年一路飙升，电力企业的生产成本大幅飙升，而作为公用事业行业，电力价格实行计划定价，在价格上升通道不畅的情况之下，导致了电力企业的亏损。
根据中电联最新发布的《2008年全国电力工业统计快报》，2008年发电量仅增长5.2％，创下10年来最低水平；装机增速为10.3％，全国6000千瓦及以上电厂累计平均设备利用小时数为4677小时，同比降低337小时。根据预测，2009年上半年，这一数字可能继续降低。
煤炭价格的大幅上涨，被电力行业认为是造成2008年发电企业亏损的主要原因，自2007年开始，随着石油等能源价格的大幅攀升，煤炭价格也随之大涨，2008年前三个季度，煤炭价格涨幅超过了50％。
在中国的电源结构上，火电发电占了行业电源结构的78％，水电、风电以及其它新能源发电所占的比重较小，由于火电生产主要依赖于煤炭，因此煤炭成本成了发电企业的主要成本，电煤成本占了了发电成本的70％。煤炭价格的上涨，无论是对以五大发电集团为主的央企，还是地方国有电力企业，都形成了成本压力。
在两头受堵的情况下，电企的亏损被国资委定义为“政策性亏损”，据国资委统计2008年1到10月，五大发电企业因电煤价格和售电价格倒挂影响利润551亿元。
按照国家发改委制定的“煤电联动”机制，煤价上涨超过8％，电价也随之做出调整，但在2008年，发改委只小幅上调过两次上网电价，“难以消化煤炭价格上涨所带来的成本压力”。胡仲华说，亏损的压力只能由电企承担。
正是在这样的背景之下，桂冠电力获得财政部3000万元灾后重建财政补贴消息一传出，市场上关于国资委将向五大发电集团注资以缓解企业财务压力的传闻也沸沸扬扬，既是“政策性亏损”，财政补贴也成为理所当然。
根据国资委的统计，不少发电企业的负债率已达到80％以上，按照国资委提出的对央企注资的条件，企业资产负债率要达到90％以上。“目前上市公司的资产负债率已经达到80％，我们的估计，集团的负债率应该比这个数字要高。”胡仲华说。
“国资委注资应该不是空穴来风，如果今年上半年的情形继续恶化，应该是有可能的。”胡说。
煤电博弈
由于电力需求的下滑，也使得长期以来煤电之间的矛盾显得激烈起来。
2003年电力体制改革，厂网分开后，国务院逐渐放开了发电用煤价格。2006年，国家又取消了对重点电煤合同的政府指导价，让电煤价格完全由市场调节。
价格放开后，电煤价格这几年一直处于上升通道，据电监会统计，全国电煤的平均价格(不含运输费用)2002年是167元／吨，2003年为253元／吨，2005年为270元／吨，2006年为281元／吨，2007年上升到304元／吨，2008年比2007年涨幅达到10％。
但在发电领域，不论是上网价还是终端价，定价权目前仍然掌握在国家发改委的手中。这即是备受质疑的“市场煤，计划电”体制。
“在以往，煤电双方签订合同也会因谈判拖上一段时间，但不像今年这么激烈。”胡仲华说。
在去年12月底于福州举行的2009年全国煤炭产运需衔接合同汇总会上，煤电冲突演绎至最高潮，由于对合同煤价格的争执不下，五大发电集团及其下属发电企业拒绝签订2009年重点电煤合同。
由于在煤炭行业，除了神华和中煤是央企，其余大部分是地方国企，因此，目前双方的博弈也被看成是地方与央企的一种博弈。事实上，在福州产运需衔接合同汇总会之前，产煤重地山西省便开始进行限产计划，山西省煤炭工业局要求各国有重点煤炭企业和已批准实现机械化开采的地方骨干矿井一律不准超能力生产，2009年1月各国有重点煤企的原煤生产计划为1815万吨，比去年2882万吨的产量减产幅度超过37％。
“通过限产来提价，”在这个博弈的过程中，“地方政府为了保煤价，倾向于保护地方企业。”胡仲华认为。而地方煤企认为目前五大集团利用垄断地位，向煤企施压。对于煤炭企业而言，由于从2008年1月1日起，煤炭行业的增值税从13％上调到17％，增加了4个百分点，自然要考虑在合同煤上争取价格上的优势。
一位受访人士认为，在发电领域，虽说投资主体已经多元化，但外资和民营企业由于拿不到合同煤，很多已经退出或撤走。2008年，五大发电集团整合地方企业，加强国有化的趋势也日渐明显。
与五大发电集团抱团拒签的方式不同，地方电企采取了相对灵活的方式，如粤电力和深能源则采取了“定量不定价”的方式，如果市场煤价格下跌，则相应调整合同煤的价格。
“地方电企不太可能像五大集团那样容易形成价格同盟，五大集团的市场占有量毕竟占了差不多50％。”粤电力一位人士对记者说。
不过，市场对于双方最终达成签约的前景仍然比较乐观，进入10月份之后，煤炭价格开始大幅回落，跌至2008年初的水平， 电煤运输费用也出现大幅下降。但到了今年1月，电煤价格又有所反弹。“年初双方不太可能签订合同，现在能源价格的波动幅度这么大，电力企业自然要观望一段时间。”厦门大学能源经济研究中心主任林伯强对记者说，“如果双方继续争议，发改委最终会出来协调的，用不着担心。”
电价改革难题
煤电双方间的争执之所以如此强烈，在于“煤电联动机制”的失效。
第一次、第二次煤电联动分别在2005年4月22日、2006年6月29日实行，但2008年煤炭价格上涨最厉害的时候，第三次煤电联动的靴子却迟迟没有落地。
“煤电联动机制原本就是作为电价市场化的一种过渡性措施，在市场煤计划电的这种机制下，很难发挥真正的效用，发改委不可能完全监控和限制双方的成本。解决问题的关键，还在于电价定价机制的市场化。”林伯强说。
但在很多人看来，就在目前的这种体制之下，电价市场化的改革前景难以乐观，“起不到多大的作用，”粤电力上述人士说。原因在于，不同于发电侧竞争格局的形成，在输配电环节仍然是电网垄断，这意味着一旦竞价上网，就更加加强了电网的垄断，不利因素全堆在发电侧，发电企业要承担亏损。
“电力行业的国企垄断不破，电价改革就会落空。”林伯强亦认为。在2008年电力需求大幅下滑之前，电力一直处于供不应求的紧张状态，使得竞价行为没有发生，现在在电企亏损的情况下，更难以推进电价竞价。
在此之前，即使是电价上调，也主要是上网价格上调，在终端电价上，由于涉及公用利益，终端电价的上调幅度有限。“目前的价格听证会没有意义，因为政企不分，成本不公开不透明，特别是电网企业的成本。”这一系列的因素都导致了电价改革的迟迟未能推动。
2008年，包括宁夏、青海、云南、广西等八个省市曾经尝试进行“区域竞价”，但最终被国家发改委叫停，主要原因是地方政府的自主定价行为有可能导致产业结构调整的宏观调控目标落空，违背了宏观调控“给高耗能企业加价”的初衷。
在个别地区，亦曾尝试过“直供电”的改革，以改变电网的垄断，改变发电企业的市场自主权，但改革的试点并不成功，其中亦有着多方利益的博弈。
林伯强认为，定价权和项目审批权都掌握在政府的手中，导致电力价格信号的不明显，对行业的效率推进作用很有限。发改委应该放开对能源价格的完全管制，只有在上涨幅度超过一定的界限时，才干预。
中国能源研究会副秘书长、电力专家朱成章说：“电力工业对居民用电、农业用电、支农产品的优惠数额巨大，电价市场化之后，这部分优惠可能要政府补贴，但如果政府对理顺电价不下决心，就无法改变这个情况。”
这就是目前电企亏损所面临的一个困境：不断的“政策性亏损”后又获财政补贴和注资，看上去似乎是一种“坏的循环”。