发电企业万亿元贷款暴露巨大风险

福尔莫斯

发电企业万亿元贷款暴露巨大风险

电力行业的持续亏损，已经威胁到上万亿元金融资产的安全。

近日，本报记者独家获取了一份专供银行管理层参阅的电力行业信贷风险报告。这份由北京银联信信息咨询中心（下称“银联信”）出具的研究成果显示，电力行业正面临着前所未有的巨额亏损，电力企业不良贷款率已经偏高，长期信贷风险须引起足够重视！

近期房地产市场波动，银行信贷系统已经发出警报信号。令人担忧的是，作为另一个贷款大户，电力行业如果与房地产业金融风险并发，金融系统将不堪重负，甚至有崩溃的可能。

<DIV align=center>345亿元巨亏背后：风险过度集中转移</DIV><DIV align=center> </DIV>

“电力行业不良贷款率历来偏低，近期不良率迅速抬头，这一行业的信贷风险已经暴露出来，应当引起银行和监管部门的高度重视！”

还不还得起贷款？对于如今的电力企业来说，这是个大问题！

广东东莞一家燃料油发电厂，在2003年项目启动时，各大商业银行展开激烈争夺，最终由工行、农行和农信社三家分食了近5亿元银团贷款。

“民生银行专门派人从深圳赶来，虽然没赶上银团贷款的班车，但是经过‘公关’，还是发放了流动资金贷款。”农行广东分行信贷部门袁经理对当时的情景记忆犹新。那时候，银行能从此项目中分得一杯羹，已是相当不易。

三年后，银团贷款到期，由于燃料油价格大涨，电厂出现持续亏损，已无力归还贷款本金。无奈之下，银行只能对贷款进行展期偿还处理。在信贷系统中，该笔贷款从“正常”划入“关注”。

这一拖就是两年。如今，这家电厂每个月都要归还几百万元的利息。好在电力不愁销售，而且有母公司（深交所一家上市公司）的支持，电厂勉强能够偿还利息。7月1日，南方电网每度电上调2.6分钱，对这家电厂不啻于雪中送炭，即便如此，今年内还清贷款的难度仍然很大。

一朝被蛇咬，十年怕井绳。

袁经理告诉记者：“现在每家银行都想退出来，只是苦于没有机会！两年之内，我们不会再碰其他电力项目！”

记者通过调查发现，跟这家电厂一样，发电行业中还不起贷款的难兄难弟不在少数。

中国电力企业联合会提供的数据显示，今年前5个月，进入国家统计局统计范围的电力企业亏损面已达38.06%，亏损企业累计亏损额达345.15亿元，同比增长349.51%。

这些惊人的数字击中了敏感的信贷神经。

急剧上升的不良贷款率，印证了发电行业的财务危机。银联信的研究显示，各大银行在电力行业的不良贷款比率，目前在5%至10%之间，部分地区已高达20%。

据山西银监局的公开数据，2006年上半年，山西电力行业贷款不良率仅为0.31%。如今，这个煤电大省已成为电力不良贷款率最高的省份之一。

银联信行业研究部能源组负责人赵妍告诉记者：“电力行业不良贷款率历来偏低，近期不良率迅速抬头，这一行业的信贷风险已经暴露出来，应当引起银行和监管部门的高度重视！”

在各大银行的贷款中，电力行业所占份额都不小。其中，工行占到13.9%，建行占到11.53%。农行、交行、招行等大商业银行也很看重电力行业贷款，并将作为其资产业务的重头。截至2007年底，仅工行、农行、建行、交行四家银行投放到电力行业的贷款，总额已超过1万亿元。

银河证券电力行业资深分析师邹序元告诉记者，去年发电企业资产负债率上升很快，每个新项目负债率都高达80%以上，因此每投产一个新项目，就会增加总体的资产负债率。此外，由于去年连续加息，有一个利率重估的过程，增加了电力企业的财务成本。

赵妍表示，电力行业，尤其是火电企业的资产负债率已经偏高（今年5月底为71.47%）。高度依赖银行贷款的新增固定资产项目建设，会显著提高总体负债水平和短期负债水平。这意味着，电力行业长期投资的风险，被过度集中地转移到了商业银行体系。

<DIV align=center>偿债能力衰减危机：谨防“短痛”变“长病”</DIV><DIV align=center> </DIV>

在银监会的一次内部会议上，相关负责人已明确提醒商业银行：电力行业原来利润就很低，现在又呈下降之势，须高度关注其信用风险！

如果不改变电煤价格不断高涨的局面，电厂的亏损状况将长期持续，这是业界人士的普遍观点。

邹序元表示：“五大发电集团议价能力较强，华能的项目很多能拿到9折的贷款利率优惠，国电、华电等也都有一定的贷款利率优惠，因此压力还不是那么大。地方电厂问题就严重多了，需要地方政府补贴来度过难关。”实际上，即便是五大发电集团，在电价上调前提下，仍然处于亏损状态。

持续亏损的恶果已经显现，部分电厂已经“撑不住”了。银联信提供的数据显示，全国火力发电企业数量，已由2007年11月的1346家，减少到今年5月的1277家。

电力贷款可能“短痛”变“长病”，银行对此心态复杂。

“不做电力行业贷款，我们做什么？”在接受本报记者采访时，国家开发银行海南分行相关人士反问道。

电力行业一向是各大银行逐鹿的战场。这位国开行人士不无遗憾地表示，电力企业原先是银行典型的最优质客户，只是如今由于行业性亏损，其财务状况才出现普遍性恶化。现在大量贷款投放在电力行业，短时间内不可能大规模撤出。

记者从民生银行总行信贷管理部、农行广东省分行等机构了解到，即便是现在，银行对电力行业贷款仍抱有很高的热情。

这与银行的信贷传统相关。赵妍告诉记者，由于电力行业普遍存在区域寡头垄断现象，电力销售有保障，同时电力行业集中了约8000亿元国有资产，所有制背景优越。因此，大型电力企业一直是各家银行眼中的“香饽饽”。

然而，昔日的“香饽饽”，极有可能成为“烫手山芋”。

记者从独家渠道获悉，监管部门已对电力行业作出信用风险预警。今年4月份，在银监会的一次内部会议上，相关负责人明确提醒商业银行：电力行业原来利润就很低，现在又呈下降之势，银行必须高度关注其信用风险！

今年以来，各大银行对电力行业的基本信贷政策已发生改变：一方面是对火电支持相对缩小，对水、风、核、太阳能等可再生能源支持逐步扩大；另一方面是支持火电行业内部“上大压小”，向大机组优化和调整，环保标准、规模门槛不断提升。

赵妍表示，当前电力行业融资格局呈现三大特点：一是融资总量不断攀升；二是间接融资比重逐年提高，目前以国开行和商业银行贷款为主；三是融资期限结构长期化倾向明显。

之所以形成这种格局，主要原因是电力生产行业属于资本密集型行业，行业建设需要巨额的资金投入。一般来讲，建成一座5万千瓦的小火力发电站，成本至少需要2亿元。

同时，电力生产行业建设周期相对较长，投资回收期也比较长。以大型水电项目为例，一般需要投资8年后才能获得第一笔投资收益。

融资规模巨大、期限较长，使银行承受着很高的信贷风险。

赵妍向银行建议说：“现在到了采取银团贷款实行风险分散化策略的时候了！在选择客户时，要注意选择自筹资金比例相对较高、具有外资或电力基金共同投资背景、在海内外证券市场进行融资的电力企业。拥有完整产业链，即拥有煤炭资源或合同煤占比较大的电力企业风险相对较小。此外，达到环保标准的大型发电机组，未来将拥有广阔的发展前景。”

ICE

电网与清洁能源技术论坛西安召开

本网讯 记者 鹿飞　报道　在世界能源紧张和全球污染加重的情况下，推动清洁能源发展，已成为国内外关注的重大课题。7月26日至27日由西北电网有限公司主办的“2008年电网与清洁能源技术论坛”在西安举行。本次论坛突出“建设坚强电网，奉献清洁能源，构建和谐社会”的主题，探讨电网与清洁能源开发利用方面的新技术，并就中国西北地区风电开发与利用研究等清洁能源开发技术及研究成果进行了交流。
　　这次论坛是为了进一步贯彻党的十七大提出的“发展清洁能源和可再生能源”“建设科学合理的能源资源利用体系、提高能源资源利用效率”的战略部署，落实党和国家关于“建设环境友好型、资源节约型社会”的要求，第一次由企业举办的开发利用清洁能源方面的技术论坛。旨在促进电网和清洁能源发展，推动电网新技术推广和清洁能源的开发与利用。充分体现了电网企业勇于承担社会责任的使命感。
　　出席本次论坛的有国家发改委能源局副局长吴贵辉、陕西省政府副省长吴登昌以及国家电网公司有关领导。中国工程院院士、中国资源利用协会、中国风能协会、中国气象局国家气候中心、中国电力科学研究院、西安交通大学、国际埃森哲咨询公司等单位的专家教授，在论坛上发表演讲或作专题报告。专家们就世界能源发展和我国清洁能源开发利用，西北750千伏电网发展及风电并网技术等发表了各自观点和研究成果。来自全国各地电网和清洁能源方面的专家、学者、技术工作者和相关企业代表260余人参加了论坛。
　　吴贵辉在讲话中指出，当前世界面临的资源、能源、环境和气候变化的问题日益突出，如何解决这些问题是人类共同面临的挑战。随着油价、粮价不断上涨，能源问题成为大家关注的焦点，可再生能源和新能源成为未来解决能源问题的必然选择。我国西北地区具有丰富的可再生能源，黄河上游是我国十三大水电基地之一，已建成的龙羊峡、刘家峡、公伯峡水电站在西北地区的电力供应中发挥了重要作用。西北地区土地广袤，具有丰富的风能和太阳能资源，随着风电等可再生能源技术的进步，昔日的茫茫戈壁将成为源源不断清洁能源供应基地。为了加快我国可再生能源发展，近年来，国家发改委通过特许权招标等方式，加快西部地区的风电开发利用，特别是按照“建设大基地，融入大电网” 的要求启动了甘肃酒泉千万千瓦的风电项目，近期还将规划二期工程500万千瓦以上的风电项目，争取在“十二五”期间建成甘肃千万千瓦风电基地。西北电网公司举办电网与清洁能源论坛，这是推进西北地区清洁能源开发利用和电力工业可持续发展的一件大事，我希望以此为开端，开辟电力领域大力开发利用可再生能源等清洁能源的新局面。
　　吴登昌在讲话中指出，我很高兴参加“2008年电网与清洁能源论坛”。我代表陕西人民政府对本次论坛的开幕表示热烈的祝贺。担负着陕西电力能源供应任务的西北电网公司、陕西省电力公司以及五大电力集团等单位，多年来认真履行中央企业社会责任，围绕省委、省政府的工作大局，加快电网建设改造，加快电源开发建设，提供优质供电服务，确保电力安全稳定发展，为陕西经济社会发展和建设西部强省做出了重要贡献。推动清洁能源发展，是国家能源发展的基本趋势。党的十七大提出，建设科学合理的能源资源利用体系，提高能源资源利用效率。国家加快节能减排工作步伐，促进资源节约型、环境友好型社会建设。陕西煤炭资源丰富，是我国西煤东送、西电东送的重要基地。我省大力发展煤电一体化产业，加快发展750千伏超高压电网，实现煤炭资源就地转化，依托750千伏电网将清洁电能向东部地区大规模输送，实现西部资源在全国的优化配置，促进陕西资源节约和环境保护，推动区域经济协调发展。
　　国家电网公司发展策划部主任刘开俊在讲话中指出:西北地区是我国重要的能源基地，也是水能、风能、太阳能等清洁能源的富集区。其中风能资源约占全国陆上风能资源的1/3，开发条件好，具备大规模开发的潜力，西北已经成为我国风电开发的重要基地。青藏高原、甘肃北部、宁夏北部和新疆南部等地是我国太阳能资源最丰富的地区，全年日照时数3200小时，开发前景十分广阔。为了落实对风电等清洁能源“保证接入，全额收购，优先调度”的承诺，国家电网公司发挥集团化运作优势，加快西北750千伏电网建设，积极推进西北主网与新疆、西藏联网，预计2010年西北电网将形成覆盖五省（区）的750千伏骨干网架，并通过直流与“三华”电网联网，促进新疆、甘肃等地的风电集约化开发，推动大项目建设，实现水、火、风、电打捆外送，将清洁能源从西北输送到东部地区，为电力资源在全国范围优化配置提供支持。
　　电网与清洁能源技术主要包括，水力发电、风力发电、太阳能光伏发电、生物质发电等开发、应用以及相应的电力传输技术。我国能源资源主要集中在西部和北部。西北地区能源资源较为丰富，除了具有丰富的煤炭、石油、天然气资源外，还有丰富的水力、风能、太阳能资源，其中陆上风能成为最具西北特色的清洁能源。因此，开发风电等清洁能源、探讨并网技术成为本次论坛关注的热点。
　　中国工程院院士黄其励发表的《我国可再生能源现状和发展路线图》演讲，提出了在保护环境和生态的条件下，可再生能源发电利用的构想。他说：我国近期和中期可大规模发展水力发电、风力发电，其次是生物质发电，太阳能发电是一种补充；远期主要是发展太阳能光伏和风力发电,以及潜在的海洋能和其它新能源发电 。他提出，西北应高度重视并加快风电开发，西北风电资源占全国陆上的1/3，新疆技术可开发2.34亿千瓦,甘肃0.27亿千瓦,宁夏356万千瓦,蒙西0.3-0.4亿千瓦。西北风电研究取得了重大成果，前期工作已经开始，甘肃打造“风电三峡”,建设酒泉1000万千瓦级风电基地已有实质性进展，预计2010年可开发569万千瓦,2020年达到1500-2000万千瓦。由此将促进西北 “外向型、送出型、规模型” 电网发展，有利于西北水、火、风电打捆外送。
　　国家发改委能源研究所副所长李俊峰在“国内外可再生能源发展形势与展望”中提出：可再生能源正在成为世界各国的共识，从少数国家向更多的国家辐射，世界上已经有60多个国家和经济体提出了可再生能源发展的目标或政策，不仅仅是发达国家，许多发展中国家也开始成为发展可再生能源的领头羊，例如中国、印度和巴西等。可再生能源的发展已经成为世界能源发展的重要方面，2007年风电新增装机首次突破2000万千瓦，成为继火电和水电之后的第三大新增发电电源。他说，发展可再生能源在减排温室气体、应对气候变化方面的作用日益显现，尤其是风电和水电，成为清洁发展机制项目的核心内容。发达国家也将风电、太阳能发电等作为减排温室气体的主要技术措施。欧盟、日本、澳大利亚减排温室气体的主要措施也是依赖可再生能源，中国政府把发展可再生能源作为减排温室气体的重要措施之一。2003年6月全国人大将可再生能源立法纳入立法议程，2007年9月7日，中国政府颁布了《中国可再生能源中长期发展规划》，正式提出了国家可再生能源发展目标,加快推进风力发电、生物质发电、太阳能发电的产业化发展，逐步提高优质清洁可再生能源在能源结构中的比例，力争到2010年使可再生能源消费量达到能源消费总量的10％左右，到2020年达到15％左右 。可再生能源的技术和市场前景一片光明，我们现在看到的只是一丝曙光，需要持之以恒的努力。
　　中国风能协会副理事长施鹏飞在介绍了“全球风力发电现况及发展趋势”后指出：将来随着化石燃料资源减少，火电成本必然增加，风电将具备市场竞争能力，会发展得更快。风电以其良好的社会和环境效益，日渐成熟的技术，逐步降低的发电成本，必将成为本世纪重要的电源。
　　西北电网有限公司董事长陈峰在论坛演讲说：积极发展和应用先进电网技术，加快建设坚强电网，支撑清洁能源开发和利用，推动清洁能源远距离、大规模、大范围资源优化配置，既是落实科学发展观，加快构建资源节约型、环境友好型社会，服务和谐社会建设的重要实践，也是解决我国煤电油运紧张局面、保证国家能源安全的根本途径。
　　陈峰说：西北地区是我国重要的能源接续地，也是水能、风能、太阳能等清洁能源的富集区。西北地区煤炭远景储量2.76万亿吨，约占全国一半。水电资源理论蕴藏量、经济可开发容量分别占全国的13.15％、10.38％。西北风能资源总的技术可开发量估计在3亿千瓦以上，约占全国陆上风能资源的1/3，主要集中在新疆、甘肃和宁夏三省（区），开发条件好，具备大规模开发的潜力。另外，青藏高原、甘肃北部、宁夏北部和新疆南部等地是我国太阳能资源最丰富的地区，全年日照时数为3200～330O小时，开发前景十分广阔。
　　近年来，国家对清洁能源特别是风电的发展给予了很大的政策支持。组织开展了全国风能资源评价和风电特许权项目建设，风电建设和投产规模明显增加。虽然西北风电装机容量最近刚刚突破100万千瓦，不足西北电网总装机的2%，但西北风电大规模开发已全面启动，风电装机比例将不断提高。
　　甘肃省提出的“建设河西风电走廊，再造西部‘陆上三峡’”的构想，得到国家有关方面的大力支持。目前，国家发改委已批复甘肃酒泉千万千瓦级风电基地“十一五”建设方案，明确2010年风电装机达到500万千瓦，2015年达到1271万千瓦，最终建成千万千瓦级风电基地。新疆风电发展规划也已上报国家发改委待批，根据最新的新疆风电发展规划，2010年，将建成达坂城、哈密2个百万千瓦级风电基地，2020年形成5个百万级风电基地，总装机达到千万千瓦；远期规划总装机达到2000万千瓦，形成达坂城千万千瓦级和6个百万千瓦级风电基地。预计2010年，西北地区风电装机将接近1000万千瓦，约占西北电网装机容量的9%，风电比例超过目前欧盟的平均水平。远期风电装机比例还将进一步提高。最近国家发改委批复同意15家风电企业在酒泉风电基地投资建设的300万千瓦风电项目，同时批准750千伏金昌～酒泉～安西输变电工程和11项配套330千伏输变电工程开展前期工作。标志着西北风电开发及配套750千伏电网工程建设全面提速。
　　陈峰说：建设千万千瓦级的大型风电基地，是我国可再生能源开发与利用中重要的里程碑，在世界范围内也是绝无仅有的宏伟工程。西北风电的大规模开发，对于扩大我国可再生能源应用规模和优化能源结构、缓解我国节能减排及环境生态压力、促进西部地区经济社会发展等各个方面，都具有十分重要的现实意义和示范作用。
　　西北风电的大规模开发，离不开西北坚强电网的支撑，西北坚强电网的建设发展，也需要以风电大规模开发利用互相推动。目前，西北电网750千伏电网进入建设高峰，正在建设“22站38线”，“十一五”末初步建成覆盖西北五省（区）的750千伏送端电网，将为甘肃酒泉、新疆哈密等大风电基地可靠外送奠定基础，实现西北水、火、风电“打捆”外送。西北电网公司将主动承担起加快西北电网和清洁能源发展的重任，推动清洁能源又好又快发展，力争把西北地区打造成我国发展清洁能源和节能减排的示范基地，为建设资源节约型、环境友好型社会作出更大贡献。
　　在本次论坛上，中国可再生能源学会副理事长贺德馨发表的“世界风力发电设备先进技术及国产化”，中国气象局国家气候中心研究员朱蓉发表的“风能资源评估最新技术及进展”，国家电网公司原顾问刘本粹发表的“浅议西北电力规划和定位”，中国电科院新能源发电研究室主任戴慧珠发表的“风电接入电网技术研究”，西北电网公司技术中心主任衣立东发表的“中国西北地区风电开发与利用研究”，等专题演讲受到与会代表的关注和赞赏。
　　据悉，西北风电开发与利用研究课题此前已通过专家评审，并达到国内领先水平。与会专家认为，本次论坛将对我国清洁能源开发利用、推动可再生能源发展，促进西北大规模风电建设，实现全国能源资源优化配置起到积极的推动作用。科技先行，专家引领，政策支持，积极开发，是电网与清洁能源发展的动力和源泉。加快风电发展西北当先行，成为与会代表的心声。

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福尔莫斯

警惕电企亏损危及经济安全

今年以来，随着国际国内煤价大幅上涨，国内发电企业亏损越来越严重。近期，国家对电力价格进行了调整，但发电企业上网电价平均不到2分钱的提价水平，远远不能解决问题。
　　对于发电企业亏损，有一种观点认为：多数发电企业是国有企业，国家出于对宏观经济运行的考虑，牺牲发电企业保全局，不必大惊小怪。

　　笔者认为，电煤价格飙升将导致发电企业无法组织再生产，将严重危害国民经济健康运行。与此同时，由于发电企业亏损，没有还本付息的能力，最终造成银行财务危机，引发金融风险。发电企业亏损问题，不仅仅是一个行业的问题，而是事关我国经济运行能否保持平稳较快发展的问题，相关部门和单位必须站在保护国家经济安全的高度，认真研究加以解决。

电价微调难补巨大缺口

近两年，我国煤炭价格一直在高位运行，特别是今年5、6月份，受国际煤价大涨影响，全国煤炭价格飙升，由于煤电联动不到位，发电企业生存状况不断恶化。

以山西一家发电厂为例，该厂含脱硫电价仅为0.2358元/千瓦时，按照620元/吨的综合标准煤单价计算，每发1千瓦时电的燃料成本就达到0.223元，基本吃掉了全部上网电价，如果再加上每千瓦时0.04元的财务费用、0.04元的其他生产成本费用、0.05元的机组折旧费，电厂平均每发1千瓦时电，就要亏损近0.1元。据悉，河南一家发电企业的标准煤单价已经达到980元/千瓦时，但上网电价也就是0.34元/千瓦时，同山西发电企业一样，燃料成本几乎占用了上网电价。可见，2分钱的电价调整，距解决电企亏损问题相去甚远。

电企亏损危及经济安全

目前，很多发电企业的生产经营只能依靠银行贷款勉强维持，由于经营状况恶化，发电企业到期不能偿还的贷款，则依靠增加新的银行贷款偿还旧账。随着发电企业亏损进一步恶化，出于信贷安全考虑，很多银行已经不给发电企业发放贷款，发电企业在银行的信用等级也在降低。在很多地方，即使有五大发电集团总部的担保，银行也不发放贷款，发电企业正常生产无法运转。
另外，发电企业亏损对投资者也有失公平，虽说大部分发电企业是国有企业，但近年来，发电行业投资主体加速多元化。同时，发电企业上市公司数量也在不断增加。上市公司中不仅有国有股份，也有其他投资者，包括广大股民，发电企业长期亏损，是对投资者的不负责任。
今夏，由于电煤供应紧张，全国很多地方已经出现严重的电力供应吃紧。随着夏季用电高峰的到来，如果问题不能解决，可能演变为我国有史以来最严重的电荒，其结果将导致经济运行出现严重问题，甚至危及经济安全。

警惕引发银行财务危机

2002~2007年，我国发电装机增加3.5亿千瓦，如果加上去年“上大压小”机组1438万千瓦，截至2007年共增加装机容量约3.65亿千瓦。我们按每千瓦时造价4400元测算，我国发电装机共投入资金1.606万亿元，按20%的项目资本金计算，发电行业五年从银行贷款1.284万亿元，平均每年投入约0.257万亿元。2007年，我国银行信贷规模为3.7万亿元，发电企业贷款额度占信贷规模的6.95%。

这么多资金投入到发电行业，一方面保证了国民经济发展对电力的需求，同时也推动了电力装备的进步，促进了小火电关停和节能减排工作。

但问题是，从目前发电企业的经营情况看，连简单的再生产都难以为继，巨大的银行贷款更无力偿还，极可能造成银行财务危机，引发金融风险，增加国民经济健康稳定运行的不确定性。

近期，国家发展改革委对电煤价格采取临时干预措施，要求全国煤炭生产企业供发电用煤的出矿价，不得超过2008年6月19日实际结算价格。但我们应注意，6月19日的煤价，已是发电企业无法承受的高价。

笔者认为，当前应适时调整发电企业上网电价，改变煤电价格严重倒挂局面，进一步加大对电煤价格的干预力度，确保电煤价格不出现过快上涨，解决发电企业的燃煤之急，确保国家经济平稳较快发展不受影响。

ICE

山东遭遇10年来最大电荒开始大范围限电

　　“确保全省人民能够观看到奥运会尤其开幕式、闭幕式电视实况转播。”

　　前日，山东省政府办公厅下发紧急通知，要求做好近期城乡居民生活和重要用户电力供应保障工作。

　　曾经电力供应充沛的山东省现在面临着缺电的窘况。

　　供电缺口接近全省需求1/3

　　“这个省近10年来面临最大‘电荒’。”昨日，新华社的相关报道作了如是描述。山东省潍坊市当地媒体则称，该市遭遇到近15年来最大的电力供应紧张局面。

　　《第一财经日报》了解到，现在山东省许多地区，尤其是农村，停电已经成为“家常便饭”。

　　“前段时间，一下子停了一个星期。电力部门的解释是雷电所致。”济宁市鱼台县的李先生昨日这样告诉本报记者。

　　不过本报记者昨日从国家电网山东电力集团了解到，从今年5月开始，山东省就开始限电。现在已经是第2次大范围限电。

　　“7月29日，山东电力最大缺口达到1022万千瓦，接近全省电力需求的三分之一。”山东电力集团相关人士说。

　　地方电厂开机率低

　　山东电力供应紧张主要原因还在于当地发电企业(包括地方公用电厂及企业自备电厂)开机不足。

　　济南主要靠黄台电厂和章丘电厂两大电厂供电，这两家电厂共8台机组发电，但据济南当地媒体报道，目前只有3台机组维持运转。

　　前几年，全国许多地区缺电而山东“一枝独秀”，一个重要原因是地方电厂和企业自备电厂起到了补充作用。但现在已经是“风光不在”。

　　山东省经贸主任郭述禹7月24日在相关会议上表示，山东省地方电厂开机率低加剧了全省电力保障压力。上半年，山东地方公用电厂完成发电量107.3亿千瓦时，同比下降20.86%，低于全省发电增幅(13.42%)34.28个百分点，占全省发电量比重7.8%，较去年同期下降3.39个百分点；发电设备利用小时仅1754小时，下降677小时，比全省平均水平低714小时。

　　缺煤是造成地方电厂开机率低的一个重要原因。

　　本报记者从山东电力集团获悉，截至7月30日，山东省统调公用电厂煤炭库存355.1万吨，按日耗煤28.3万吨测算为12.6天。多数主力电厂电煤库存低于7天警戒线。

　　此前，郭述禹表示，最近有的产煤省因地方煤矿开工不足，出现了大面积的缺煤停机，出台了一系列省内煤保省内电的措施，也会影响到对山东省电煤的供应，预计煤炭供需紧张局面近期难以缓解。

　　此外，由于煤电价格倒挂，山东电力行业普遍出现亏损。据山东省统计局今年前5个月的数字，山东电力生产行业179家企业亏损额为30.0亿元，是去年同期的10.8倍。

　　鲁南兖州市一企业拥有自备电厂，但其相关负责人告诉记者，除了维持企业正常运转，该自备电厂不愿意多发电。“发得多，亏得多。” 李攻（来源：第一财经日报）