8月7日，申能股份有限公司（以下簡稱“申能股份”，600642.SH）公告表示，其2018 年度第二期超短期融資券發行完成。本期超短期融資券發行總額為15 億元。

　　事實上，除了發行短期融資券外，申能股份近期還擬非公開發行募集資金20億元用于申能安徽平山電廠二期工程項目（以下簡稱“平山二期項目”）及上海臨港海上風電一期示范項目（以下簡稱“臨港海上風電項目”）。

　　公開信息顯示，上述“平山二期項目”是在一期項目的基礎上進行擴建，而項目的運營主體為淮北申皖發電有限公司（以下簡稱“申皖發電”），該公司2017年度營業收入16.93億元，凈利潤虧損9501.59萬元。

　　在一期項目虧損的情況下，為何仍開展平山二期項目建設？對此，申能股份證券事務代表周鳴告訴《中國經營報》記者：“關于申皖發電的盈利情況以相關財報為準。再融資項目目前還在反饋階段，且正在準備年中財報的相關披露，不方便接受媒體采訪。”

　　在本報記者實地走訪調查中，申皖發電多位內部人士透露：“平山二期項目正在進行地基的搭建，還需近3年時間才能完全建成。”

　　煤價高企致火電“尷尬”

　　2017年1月，由申能股份控股的平山二期項目獲得核準。該工程擬建設1臺135萬千瓦超超臨界高低位布置二次再熱燃煤發電機組。項目動態總投資53.9億元，其中項目資本金占比為20%，約10.8億元。

　　申能股份稱，該項目會進一步壯大公司產業規模，促進長遠發展的同時，推動綠色火電行業發展及潔凈燃煤發電技術進步。

　　不過，記者了解到，申皖發電已建成投入的平山一期項目處于虧損狀態。據申能股份2017年年報顯示，申能股份全年實現營業收入324.04億元，同比增長16.73%；實現歸母凈利潤17.38億元，同比下降29.39%。其中，申皖發電凈利潤為-9501.59萬元。

　　對于平山一期項目的虧損，申能股份曾回應股東稱：“平山項目目前執行的是皖電東送上網電價，安徽地區的煤價較高導致了申皖發電盈利情況不佳。安徽是去產能的重點省份，區域煤價位居全國前列。”

　　國家電網安徽淮北供電公司的一名工作人員告訴本報記者，現在安徽省在部分用電高峰時段電量不足，特別是夏季晚峰時段，需要從江蘇、上海等地調劑。所以目前申皖發電的有效發電量基本都能上網。但目前安徽省已將太陽能、風能等新能源發電全部吸收接納，火電的設備能量也可能存在部分閑置的情況。

　　上述淮北供電公司人士告訴記者，電廠的盈利與煤耗息息相關，原材料的成本價格對是否盈利起到決定性作用。一般而言，大廠、新廠的綜合煤耗更小，盈利更好。小廠和舊廠受制于技術等原因煤耗較大，并且需要的人力資源也會更多。

　　在業內人士看來，由于燃煤總量控制、電力體制改革逐步深化，競爭性交易電量占比不斷提高，企業經營壓力增加，煤炭價格有所下降但仍居于高位，導致煤電企業經營效益受到影響。

　　同時，電廠面臨著“兩頭競價”的尷尬局面，其盈利與賣電價格、煤炭等原料價格密不可分，且煤炭的價格和上網的賣電價格都不是由電廠定價。電廠往往處于被動局面。

　　加上國家大力補貼、推廣新能源，以及環保等方面的因素制約，火電企業在盈利上顯得愈發困難。記者了解到，截至2016年末，平山電廠一期工程在環保方面投入7.64億元，占工程總投資的12.5%。

　　上述淮北供電公司人士向本報記者透露，距離申皖電廠車程30分鐘的大唐淮北發電廠也同樣受到煤炭價格影響。記者梳理大唐國際發電股份有限公司（601991.SH）2018年一季度報告發現，當期該公司實現凈利潤5.41億元，同比減少14.19%。

　　事實上，為應對煤價走高而產生的經營壓力，申能股份也嘗試通過參股中天合創等項目延伸產業鏈，完善煤炭采購工作，盡可能降低成本，并意圖通過開拓新能源項目，以優化產業結構來提高抗風險能力。

　　據中電聯的數據資料，2017年燃料供應偏緊，電力行業效益明顯下滑，五大發電集團煤電板塊虧損面在60%以上。 與申能股份相同，為降低公司經營風險，增強公司抗風險能力，五大發電集團著手分布于煤電、氣電、核電、新能源發電等領域，實現多能互補。

　　新能源成救命稻草？

　　公開信息顯示，近年來，申能股份加大了在天然氣發電、風電等清潔能源領域的投資力度，清潔能源裝機比重不斷提高。該公司新增了一定規模權益裝機，并加快各地區風電、光伏項目儲備。

　　據悉， 2018年上半年，申能股份控股發電企業完成發電量186.9億千瓦時，控股發電企業上網電量178.85億千瓦時，同比增加11.7%，其中風電完成4.3億千瓦時，同比增長11.3%。

　　目前，申能股份擬募投的臨港海上風電項目已獲得上海市發改委核準。記者了解到，該項目總投資17.70億元，建設規模為10萬千瓦，所發電力經海底電纜到岸上升壓站升壓后接入220千伏公共電網。

　　不過，證監會問詢稱：“該項目曾分別于2013年及2015年取得相關的環評批復文件，但卻遲遲未開工建設。”本報記者調查獲悉，上述臨港海上風電項目的建設確實直至2018年5月才正式開工。

　　華東勘探設計研究院一名技術人員向本報記者表示，安徽等華東區域基本不存在消納問題。臨港海上風電項目的延宕可能是由于海上風電的投資較大，技術復雜。相比火電的利潤率更低且發電質量不穩定，成本回收較慢，回報周期長。

　　中國能源網首席研究員韓曉平向本報記者分析道：“部分企業在海域的使用上還存有問題，雖然在供電上相比陸上風電更為穩定，但海上風電在施工上比陸地風電難一些，造價也高，所以企業拿到批文也會猶豫是否建造。有些企業還在等待工程造價的下降，另外海上風電的風險較大，融資成本也比較高，保險等費用也是額外的負擔。”

　　也有業內人士認為，海上風電建造難度較大，面臨材料腐蝕、強風、海浪水流較大等眾多問題，施工難度較大，且在海底建立基座，施工成本較高，部分企業認為掙不了錢，但是又想把資源搶先占上。甚至部分傳統能源企業將發展新能源當作救命稻草。

　　廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強也持類似觀點，他在接受本報記者采訪時表示：“海上風電面臨地點選擇和成本高兩個嚴峻問題。離海岸線的距離、水的深度、原材料成本與后期維修費用都相對較貴。現階段中國風電做得不錯，但還是存在一定的問題。接下來發展海上風電是趨勢，海上風電距離市場較近，發出的電量基本都能實現上網。”

　　在韓曉平看來，海上風電正在為能源企業產生效益。隨著海上風電的需求增多，海上施工能力在不斷加強，成本造價是一個逐漸下降的過程，海上風電正處于接近能夠產生效益的階段。

　　目前一些傳統能源企業的業務紛紛向新能源領域延伸，以構建綜合性的能源平臺。林伯強認為，能源企業的盈利與否和成本控制、項目選址有關。2017年火電行業發展面臨很大的困難，且火電企業經營難度越來越大。

　　在林伯強看來，新能源肯定是需要發展的。以海上風電為例，成本較高，補貼還不夠，但由于這些能源企業的新能源業務比重不大，所以火電業務往往決定著企業是否盈利。

　　一位業內人士告訴本報記者：“傳統能源企業為了持續發展，正轉變為綜合能源平臺，增加綜合能源服務，從供給側慢慢轉向需求側，其角色不再僅僅是發電賣給電網，也開始提供能源托管等一些新的能源服務，以融入市場終端。”