能源转型背景下发电企业面临的现金流困境及对策建议论文

　　摘要：“3060”双碳目标的提出，加快推进了新能源领域的跨越式发展，也推动发电企业低碳化电源结构转型。目前，发电企业一边面临着电源建设的巨额投资需求，一边面对着“天价”燃料成本带来的巨额经营亏损，发电企业如何渡过资金难关，成为困扰企业现金流管理的难题。本文从总体的宏观形势以及发电企业面临的困境入手，就如何解决发电企业目前的现金流危机提出了相关对策及建议，以期为发电企业加强现金流管理提供有益参考。

 

　　关键词：发电企业；双碳目标；现金流；融资

 

 

　　随着“3060双碳”目标的提出，我国正向低碳发展之路积极迈进。目前，我国电力企业碳排放量约占全国碳排放总量的40％，化石能源发电量约占总体发电量的65%，在当前构建低碳社会的大背景下，电力行业作为我国控制二氧化碳排放的重要领域，必须承担更多的责任，推动“化石能源清洁化、清洁能源规模化”已是必然要求，实施节能减排，调整优化能源及电力结构迫在眉睫。

 

　　为积极地响应“双碳目标”，近年来，发电企业纷纷向新能源领域进军，将清洁低碳作为企业未来发展方向之一，各大发电企业在新能源装机、储能系统建设、存量煤电机组环保升级改造等方面各显神通，抢占新能源发展新高地。《中国可再生能源发展报告2020》中指出，“十四五”期间，我国可再生能源新增发电装机容量将达到总发电新增容量的70%以上；2025年，可再生能源发电装机容量占总装机容量将会突破50%。同时，发电企业同样迫切需要对传统煤电机组清洁改造。习近平总书记在中央政治局第三十六次会议以及其他多次会议中提出了对推动煤电节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”的要求。国家发改委、能源局等部委针对煤电机组升级和清洁化改造也出台了相应的实施方案，要求新建煤电机组的供电能耗原则上不得超过270克标准煤/千瓦时，对供电煤耗在300克标准煤/千瓦时以上的煤电机组，“十四五”期间改造规模不低于3.5亿千瓦；设计工况下供电煤耗高于285克标准煤/千瓦时的湿冷煤电机组和高于300克标准煤/千瓦时的空冷煤电机组不允许新建。

 

　　电源结构的调整需要巨大的投资，2020年、2021年我国的电力工程年度投资总额连续两年均超过10000亿元，相关研究机构报告指出，2018-2050年，全球范围内新增发电装机投资将达到11.5万亿美元。未来30年新建的电源投资中80%将落在风电、太阳能发电和储能三大产业。按此测算，新建电源年均投资规模将高达3500亿美元，资金需求成为亟须解决的问题。

 

 

　　(一)受燃料价格上涨影响，发电企业普遍出现亏损

 

　　2021年，发电企业的日子并不好过，受国际、国内能源供需形势变化、疫情后经济复苏、气候变化异常等多重因素影响，火电行业迎来了至暗时刻，各大发电企业普遍巨亏，自有造血能力严重不足。一方面，全国全社会用电需求持续快速增长，2021年全国全社会用电量达8.4万亿千瓦时，同比增长9.8%；另一方面，电煤价格一路上涨，例如，秦皇岛5500大卡动力煤价曾一度超过2000元/吨。2021年，因电煤价格上涨导致全国煤电企业的电煤采购成本额外增加了6000亿元左右。在高煤价、保供电背景下，火电企业面临“越发越亏”的尴尬局面。据我国部分大型发电企业近期年报披露，华能国际2021年净利润亏损102.6亿；华电国际净利润亏损49.65亿元；大唐发电亏损92.6亿元；中国电力亏损5.16亿元；国电电力预计亏损18.45亿元。

 

　　发电企业在面对燃料价格的暴涨，风险应对能力较弱。以某省属国有发电集团为例，2021年其按照国家规定价格机制签订的中长期合同不足30%，年度合同签订履约率不足80%，个别供应商履约率比例甚至低于50%。中长期合同签订率低以及履约率不足的问题，加剧了燃料价格上涨对该集团经营业绩的影响，2021年该集团经营利润出现重大亏损，经营现金流为负，该集团下属电厂亏损面大幅扩大。尽管2022年一季度煤炭价格有所回落，但仍处于历史高位，原材料价格仍高于集团电厂盈亏平衡点，火电板块亏损局面未发生实质性转变。若燃料价格持续居于高位，发电企业资金周转压力将会进一步加大甚至出现资金链断裂风险，生产经营面临极大困难和挑战。

 

　　(二)发电企业在转型中采用激进型投资策略

 

　　国内环境压力以及未来趋势都倾向于发展清洁能源，国内很多电力企业也纷纷投入光伏风电等发电行业。新能源发电已是大势所趋，新能源发电作为典型的资金密集型企业，呈现出前期一次性资金投入大、运行和投资回收期长、投资回报率低等特点。风电、光伏单位千瓦成本分别约8000元、6500元，如一个建设容量30MW的光伏项目，一次性投资金额高达2亿元。光伏项目运行期长达20年，投资回收期往往长达10年以上。与传统的发电企业相比，新能源发电需要依赖国家的可再生能源补贴，获得一定的利润空间，随着新能源电价补贴的逐步滑坡，新能源企业的投资回报率可能进一步被压缩。

 

　　部分发电企业在新能源转型背景下，因产业政策等各种利好因素，对投资商业计划、整体的收益测算以及回收期限都偏激进，部分企业缺少对应的投后管理、投资后评价的制度空白或缺失、没有严格进行投资后评价以及投后责任追究机制落实不到位等，都可能造成企业盲目扩张而产生过度投资问题。成本测算的不合理、风险把控的不到位、未来行业政策走向的预测不准，甚至光照时间预判偏差都会导致投资决策失误，投资项目难以达到预期收益，从而带来重大投资损失风险。

 

　　(三)融资结构不合理，债务风险偏高

 

　　发电企业融资结构单一，长期高度依赖债务融资，普遍存在负债水平较高、资本结构不合理等问题。发电企业的权益融资能力偏弱，上市平台未发挥出应有的融资作用。部分电力上市公司的市净率低于1，由于公司权益性资金来源匮乏，项目的资本金及债务资金主要来自外部借款，尤其是新建项目，除了满足基础设施建设自有资金本不低于20%的红线要求外，其他80%投资需求基本依靠债务融资，这进一步推高了企业资产负债率。特别是在经营亏损、企业自身造血能力严重不足的情况下，企业还需要大量的资金进行技术改造、设备升级以及规模性扩张。一旦融资环境恶化，高度依赖债务的融资模式以及激进的筹资策略，就可能引发重大的偿债风险。据公开资料显示，华电国际、华能国际、大唐发电、国电电力上市公司2021年资产负债率同比增长5%-7%，粤电力资产负债率同比提升12.9%。

 

　　市场风险带来的经营亏损、激进的投资策略、高度依赖债务的融资模式均对发电企业现金流管理带来了前所未有的挑战。

 

 

　　(一)落实落细煤炭“长协机制”全覆盖要求，减少原材料价格波动带来的经营损失

 

　　煤炭行业与发电行业高度关联依存，面对燃料价格的疯涨，2021年年底，国家发改委出台了《2022年煤炭中长期合同签订履约工作方案(征求意见稿)》(以下简称“《方案》”)。《方案》要求发电企业年度用煤扣除进口煤后应实现中长期供需合同100%全覆盖，《方案》的出台，有利于实现煤电行业效益互保、风险共担，同时也能有效避免煤炭市场价格失灵，降低发电企业因原料价格波动而带来的经营损失风险。

 

　　发电企业一方面要落实好煤炭“长协机制”，落实落细国家对煤炭中长期合同签订的要求，加快足量签订电煤中长期供应合同，减少煤炭价格波动带来的经营损失。另一方面，要做好合同履约率的监督，积极向国家有关部门反映中长期合同签订及履约率不足等问题，推动国家及时完善相关政策，共同推动促进煤炭、电业行业健康发展。

 

　　(二)创新资本运营，推动权益融资形式多元化

 

　　随着逐步引入现代化的企业制度及市场化的竞争机制，发电行业的市场化程度逐步提高。在这种情况下，发电企业在探索融资方式多元化发展新路径方面，既需要积极主动作为，又需要有足够的可为空间。

 

　　1.加快推动混改步伐，加强资本运营力度

 

　　通过股权转让、市场化兼并重组、增资扩股等多种形式，引入战略投资者，为企业发展注入资金；积极推动资产证券化，包括申请公募REITs项目、建立新能源产业基金，引入银行、保险、基金和证券等社会资本，进一步丰富资金募集渠道；积极培育新的上市公司，充分发挥已有上市公司的平台作用，完善信息披露，做好市值管理，通过资产重组、注入优质资产等方式做强做大上市公司，提升上市公司的再融资能力。

 

　　2.加强对投资项目的权益融资管理

 

　　一方面，在较为成熟的BOT模式基础上，探索引入ABS融资模式，以项目所拥有的资产以及未来可预测的稳定现金流为基础，利用SPV信用评级措施，通过在资本市场发行债券，推动资产证券化来获取资金；另一方面，积极联合其他大型发电企业、银行、地方政府，抱团实施新能源项目开发和并购，缓解新能源大发展带来的资金压力。

 

　　(三)加强债务融资管理，避免债务违约风险

 

　　1.加强债务融资管理

 

　　充分利用集团资信资源作用，维护现有资金保障及低成本融资，并根据需求进一步扩大银行授信和贷款额度，建立适应新能源大发展资金需求的资金管理和保障体系，消除资产负债率攀升对集团信用评级、融资成本、融资额度等方面的不利影响。同时，加强对困难火电厂的债务动态监管，及时提供资金支持解决其流动性不足问题。

 

　　2.丰富直接融资工具，充分利用贷款政策支持

 

　　通过短期融资券、中长期票据、发行公司债券等方式开展直接融资活动；充分发挥集团内部财务公司等金融机构作用，加大对碳金融以及绿色金融政策研究，充分利用国家出台的绿色金融政策，积极争取发放绿色债券、绿色信贷、绿色再贷款、绿色再贴现、补贴确权贷款等支持，获取绿色优惠贷款利率，拓宽融资渠道，降低融资成本。

 

　　(四)强化投资全过程管理，降低投资回收风险

 

　　1.科学制定投资计划，抓实重点项目前期工作

 

　　紧紧围绕“构建以新能源为主体的新型电力系统，着力推动存量煤电清洁低碳化转型”为目标，合理安排年度及“十四五”投资规划。加强投资项目的可研管理，对项目面临的市场环境、供求情况、发展前景等进行深入调查，充分研判项目存在的市场风险、财务风险、技术风险、法律风险和政策风险等，深入分析投资项目的必要性、可行性和经济型，避免盲目过度投资，审慎科学决策。

 

　　2.加强投资全过程管理

 

　　抓实年度开工、投产目标任务、投资进度管理，对项目实施过程中出现的风险问题，加强研究，及时制定应对方案，避免投资进度滞后或超概等带来的投资损失风险。强化投后评价管理，对比可研报告分析投后效益达成情况，对违规投资带来的损失进行严格追责。

 

　　3.强化对参股企业的管理

 

　　全面梳理参股企业的情况，对长期不分红、应收金额大、长期亏损的企业采取有力措施，加强财务管控和运行监测，必要情况及时止损；对长期盈利不分红的企业介入管理，加强沟通和协商，必要时利用法律手段维护股东分红权利等。

 

　　(五)牢固树立降本增效思想，强化成本精细化管控

 

　　1.加强原材料采购管理

 

　　充分利用集团集中采购的优势，增强与上游供应商议价能力；加强库存精准管控，在保持基本的库存水平上，尽可能地降低库存储存成本。

 

　　2.做实成本费用精细化管理，开展降本增效等价值管理活动

 

　　明确各预算主体成本费用管控责任，强化预算刚性管控，加强对预算内成本支出的效益及变动分析，对预算外事项严格履行决策审批程序，坚决压减或取消非必要支出。

 

 

　　(一)加大对绿色能源发展的融资支持

 

　　加大对清洁电源建设及新型电力系统构建的融资政策支持，推广国际国内优秀做法，推动金融机构综合运用债权、股权、资产证券化等金融工具支持电力企业降本增效。首先，加大对绿色债券、绿色信贷的支持力度，在还续贷、新借贷等方面以及利率设置上给予政策支持，鼓励金融单位依法合规发放补贴确权贷款，缓解电力企业的资金流动性压力；其次，创新模式，研究开发新的绿色金融产品。推动金融企业设立绿色产业基金和银政企合作基金，加快发展绿色基础设施REITs。引导金融企业、社会资本参与新能源投入、新能源并购等，支持电力企业通过债转股、“引入战略投资者”等模式上市增发，提高资产证券化率。支持探索依托企业碳配额等碳资产新的抵质押和回购式融资模式，进一步拓宽电力企业的融资渠道。

 

　　(二)加大煤价等原材料的监管力度

 

　　国家针对煤价异常等情况，已于去年底密集出台了多项政策，进一步明确了煤炭中长期合同采用“基准价+浮动价”价格机制的基本要求，严格要求企业落实“长协机制”。接下来，要加大对政策落实的监管和执行力度，加大对不执行价格干预的违法违规行为的曝光和处罚力度，加强对煤炭中长期签约及履约情况的过程性监管，将中长期履约情况纳入企业信用评价，建立对应的考核制度，对恶意违约、签约率及履约率过低的单位严肃约谈，实施失信联合惩戒，对涉嫌违规单位依法依规追责。

 

 

　　发电企业的生存发展离不开现金流的支撑，随着“双碳目标”的提出，电力企业转型发展需要大量资金的支持，使企业现金流过度紧张。因此，发电企业要将现金流管理提升到重要位置上，并且在管理过程中，要正视当前发电企业面临的困境，围绕资金这一基本点，科学制订投资计划、加大对投资全过程的管理力度、加强对参股企业的监督管理，把握内外环境变化，促进企业高质量发展。

 

 

　　[1]赵媛.火力发电企业现金流量管理研究[J].产业经济，2019(35)：29-30.

 

　　[2]吴若溪.“新能源+绿色金融”破局能源融资难题[J].能源，2022(4)：75-80.

 

　　[3]臧宁宁.发挥资本市场作用助力新型电力系统建设[N].中国证券报，2021-10-18(A03).

 

　　[4]姚金楠.“煤电顶牛”迎来破题良策[N].中国能源报，2022-02-28(001).