“2011年，火电累计亏损312.2亿元，比上年增亏190.7亿元。”这是日前财政部首次对五大发电集团的运行情况发布数据。
　　这也是目前官方对于发电企业，特别是“五大电”经营情况的最权威数据。此前，代表电力行业的中电联频扔的亏损数据，备受争议。
　　目前，对于发电企业，所有的焦点都集中于亏损。然而，在电改启动厂网分开后，发电企业除了亏损“魔咒”外，还遭遇着其他的危机：规划冲突、电荒、市场煤价格飞涨、民资和外资撤离……
　　可以说，电改之于发电企业，是畸形发展的十年。

　　规划冲突

　　日前，陕西地方电力公司和国家电网(微博)陕西分公司因电网建设分歧发生了冲突。
　　其实类似的事情，不仅在陕西，在山东等地也有发生，陕地电的事件仅仅是电力行业规划之争的一个小小缩影。
　　早在1997年国家电力公司成立之前，国家一度鼓励地方集资办电，主要以县为单位展开，并吸引了一批地方资金和外资进入发电领域，这也是以省为主体进行电力规划布局的雏形。
　　在国家电力公司接盘后，逐步开始以省为实体进行“向内”体制改革。1998年底，国务院办公厅转发《国家经贸委关于深化电力工业体制改革有关问题的意见》，随后在黑龙江、吉林、辽宁、上海、山东和浙江等地展开以省份为实体的厂网分开。
　　一年后，国家电力公司在多地以省份为主体的改革因形成了省级电力市场壁垒而宣告结束，由此开始了由原国家计委主导的电改。
　　直到2002年2月，电改5号文发布，国家电力公司被拆分为五大电力集团、两大电网和四大辅业集团。由此，电网和电源建设的规划权落到了各新公司手中，即电源规划由发电企业制定，电网规划由电网公司来制定。
　　而正因此，带来了两个至今难解的问题，一个是发电企业的电源规划和电网公司的规划冲突，一个是地方集资办电时代形成的电力公司和因过小过于分散而未纳入两大电网的地方电力与两大电网公司规划的冲突。
　　陕地电事件便属于后者。但是相比于陕地电的小冲突，发电企业和电网企业的规划之争，则从另一个方面影响了整个电力市场格局。
　　特别是在2008年冰灾后，多方开始注意到这种冲突的存在和紧要性。一方面，发电企业的装机累年翻番，遍布全国各地。数据显示，2003年厂网分开时，全国的电力总装机为3.9亿千瓦，而到2011年底，该数字达到了10.5亿千瓦，9年增长近3倍。而这其中，五大电力集团的占比近半。与发电企业形成对比的是，国家电网的建设速度却相对滞后。而这，正是造成“窝电”和“缺电”的重要原因之一。“电源的规划增速较快，而且电源布局比较分散，电网方面一是审批时间较长，二是对于分散的电源考虑到自身的投资利益一般不会企及。”一位长期从事电力行业的人士对本报记者表示，“特别的，像新能源的风电，近几年来屡屡出现风电场建成却无法接入电网的困局。”
　　不仅如此，双方的冲突还表现在电力布局的不一致。上述人士称，“比如在一些煤炭产地，电力供应完全可以靠本地区发电厂供应，但是电网的建设规划却不够理想，造成了该地区的发电外送，而地区受电则通过其他电网端供应的怪圈，这也就是常说的结构性缺电，主要是电网建设规划和发电企业布局的冲突表现。”“此前，电网和发电侧的投资、规划都统一由国家电力公司进行设计，在拆分国家电力公司后，双方开始各自布局，发电公司对新增发电种类、发电容量、建厂地址、投运时间、现有机组的退役、检修安排以及竞价上网的容量等自主决策，而电网则主导输配电网线路的布设和安全运行风险评估，双方的各自为政，无法形成有效的统一，造成了各类电力事故的发生和冲突。”上述人士表示。
　　对此，厦门大学(微博)能源经济研究中心主任林伯强表示，“虽然厂网实现了分离和实行企业化管理，但是双方仍为国企，而且电源和电网的规划应予统一，至少协商完成，摆脱当前的无头管理和多头定案的局面，最好形成明确的责任机构或部门主体，进行统一的规划管理。”

　　电荒与亏损

　　如果说规划的冲突只是厂网分开后遇到的一个改革新问题，对于发电企业的连年亏损和电荒，对于电改的设计者们来讲，则是没有预料到的。
　　按照电改5号文的规划，在厂网分开后，将依次进行主辅分离、输配分开和竞价上网。然而十年过去，电改目标仅仅完成了主辅分离，对于过早分开形成竞争的发电企业，却迟迟在等待另一端的市场化。所谓的另一端，即竞价上网，形成两端均“放开”的电力交易市场。但是，十年间，发电企业盼到的却是煤炭涨价、煤电联动、连年亏损、外资大撤退。
　　一切仍要从2002年的电力体制改革说起。
　　“酝酿电力体制改革时，原国家电力公司系统有一种主导观点，即现行的电价构成不合理，利润集中在发电环节，厂网分开后，发电环节将竞价上网，电网环节将引入独立的输配电价，如果不调整现行的电价构成，电网企业就要亏损。”华电集团政法部主任陈宗法此前撰文回忆称。
　　由此，2003年5月，国家发改委出台了《电力厂网价格分离实施办法》，按照“零利润”原则核定上网电价标准，并明确发电企业上网电价由发电成本、财务费用和税金构成，未将“利润”加入发电企业的上网电价。
　　“在2003年初厂网分开分割电力资产时，由于许多新独立的发电厂原先属于内部核算企业，与网省电力公司的收入、费用、利润以及资产、负债、权益统一核算，再加上发电厂改革前的附属地位，在与网省公司不对等的协商中又被截留了一块，因此在电改后的两三年里，五大发电集团的净资产收益率、总资产报酬率都极低，难以覆盖银行长期贷款的利率，基本处于‘盈亏分界点’或‘保本微利’状态。”陈宗法撰文中称。
　　此后，发电企业开始由于煤价的变动和市场化冲击，正式进入“亏损”时代。
　　2002年后，国家对于煤炭领域逐步进行市场化改革和尝试，然而放开后，市场煤炭价格一发不可收拾，2003年和2004年，全国20多个省市出现了“电荒”。
　　随后，2005年，煤炭市场全面放开。直到2008年，全国性电荒再次出现，而巧合的是，这一年，发电企业首次出现全行业亏损。统计显示，2008年原煤单价同比上涨112元/吨，五大电火电行业合计亏损700多亿元，而当年，煤炭行业利润超过2000亿元。
　　在发电企业看来，2008年是一个转折点，此后，发电企业的火电业务一路亏损。数据显示，截至2010年，五大发电集团运营的436个火电企业中，236个企业亏损，亏损面达54%。
　　“不仅如此，从2008年后，五大发电集团的负债率均超过了国资委限制的85%央企负债高限。”上述业内人士称。相关数据显示，截至2010年底，五大发电集团运营的436个火电企业中，资产负债率超过100%、处于破产境地的企业达85个，占全部火电企业的19%。
　　正是由于发电企业的“高投资、低盈利、高负债、高风险”，发电企业的财务费用成为了与煤价因素齐重的亏损因素，而且，促使了众多民资和外资的撤离。“电改后，外资和民资在投资回报率上一路下滑，而且还将面临亏损的局面，特别是实行煤电联动，要求发电企业自行消化30%的上涨煤价，都是外资撤离发电领域的重要因素。”上述业内人士表示。
　　然而，事实上，煤电联动在2004年启动后，仅大规模启动了3次，规定的周期联动机制根本没有兑现。不仅如此，多位接受记者采访的电力专家都表示，煤电联动仅是权宜之计，不能作为解决煤电关系的常规方式。“我们的电改方案要求形成开放竞争的电力市场，而一旦依靠政府调节的煤电联动机制，将又回到计划决定市场的老路上来，与电改的市场化方向不符。”一位不愿具名的电力专家对本报记者表示。

　　尴尬的“多元化”

　　面对行业集体亏损，发电企业开始寻求其他途径来弥补火电的亏空。对此，中电联提出了建议发展发电企业多元化发展的路径。
　　“各发电集团可以根据自己情况，发展多元化，比如向新能源发电、煤炭领域拓展，向清洁煤的方向发展，都是合理的，应给予支持。”中电联秘书长王志轩此前在接受本报记者采访时表示，“推动多元化的最主要动因就是缓解电力企业经营困难的局面，另一方面，是寻求在国际能源领域建立竞争力。”
　　据记者了解，中电联给出的发电企业多元化路径主要包括两种，一种是以煤电一体化为主的向产业上下游拓展的业务多元化，一种是需求海外能源项目的投资，也就是国际化。
　　今年2月底，华电集团就对外透露称，公司将与湖南省签署《页岩气开发利用战略合作框架协议》，对湖南的页岩气资源进行调查和评估，并在湘西选取两个有利区块实施勘探、开发及分布式能源综合利用示范区建设。
　　此举当时引发了业界的较大争议，反对者认为发电企业不应涉猎不熟悉领域的非主业，另有反对者认为，涉足非主业进行盲目扩张容易引发新的亏损。
　　“多元化发展主要是发展发电主业紧密相关的煤炭开发、交通运输产业以及对于煤炭资源的分配、重组等。”王志轩在接受本报记者采访时明确表示，“希望政府主管部门围绕着发电、煤炭开发的交通运输、冶金和发电设备制造产业、煤化工产业列入中央五大发电集团的主业，建议国资委支持和鼓励中央五大发电集团进入常规天然气、液化天然气、页岩气、煤层气等的科研、勘探、开采和运输领域，并列入中央五大发电集团的主业。”
　　“多元化发展本身并没有错，重要的是我们多元化发展的领域能否盈利。”林伯强表示，“十年前的电改方案是否适用于当前形势，需要相关方面重新审视和研讨。”
　　然而，在推翻电改方案的同时，谁应为发电企业的十年畸形发展负责？