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8月7日，申能股份有限公司（以下简称“申能股份”，600642.SH）公告表示，其2018年度第二期超短期融资券发行完成。本期超短期融资券发行总额为15亿元。
事实上，除了发行短期融资券外，申能股份近期还拟非公开发行募集资金20亿元用于申能安徽平山电厂二期工程项目（以下简称“平
山二期项目”）及上海临港海上风电一期示范项目（以下简称“临港海上风电项目”）。
公开信息显示，上述“平山二期项目”是在一期项目的基础上进行扩建，而项目的运营主体为淮北申皖发电有限公司（以下简称“申皖发电”），该公司2017年度营业收入16.93亿元，净利润亏损9501.59万元。
在一期项目亏损的情况下，为何仍开展平山二期项目建设？ 对此，申能股份证券事务代表周鸣告诉《中国经营报》记者：“关于申皖发电的盈利情况以相关财报为准。再融资项目目前还在反馈阶段，且正在准备年中财报的相关披露，不方便接受媒体采访。”
在本报记者实地走访调查中，申皖发电多位内部人士透露：“平山二期项目正在进行地基的搭建，还需近3年时间才能完全建成。”
煤价高企致火电“尴尬”
“平山项目目前执行的是皖电东送上网电价，安徽地区的煤价较高导致了申皖发电盈利情况不佳。安徽是去产能的重点省份，区域煤价位居全国前列。”
2017年1月，由申能股份控股的平山二期项目获得核准。该工程拟建设1台135万千瓦超超临界高低位布置二次再热燃煤发电机组。项目动态总投资53.9亿元，其中项目资本金占比为20%，约10.8亿元。
申能股份称，该项目会进一步壮大公司产业规模，促进长远发展的同时，推动绿色火电行业发展及洁净燃煤发电技术进步。
不过，记者了解到，申皖发电已建成投入的平山一期项目处于亏损状态。据申能股份2017年年报显示，申能股份全年实现营业收入324.04亿元，同比增长16.73%；实现归母净利润17.38亿元，同比下降29.39%。其中，申皖发电净利润为-9501.59万元。
对于平山一期项目的亏损，申能股份曾回应股东称：“平山项目目前执行的是皖电东送上网电价，安徽地区的煤价较高导致了申皖发电盈利情况不佳。安徽是去产能的重点省份，区域煤价位居全国前列。”
国家电网安徽淮北供电公司的一名工作人员告诉本报记者，现
在安徽省在部分用电高峰时段电量不足，特别是夏季晚峰时段，需要从江苏、上海等地调剂。所以目前申皖发电的有效发电量基本都能上网。但目前安徽省已将太阳能、风能等新能源发电全部吸收接纳，火电的设备能量也可能存在部分闲置的情况。
上述淮北供电公司人士告诉记者，电厂的盈利与煤耗息息相关，原材料的成本价格对是否盈利起到决定性作用。一般而言，大厂、新厂的综合煤耗更小，盈利更好。小厂和旧厂受制于技术等原因煤耗较大，并且需要的人力资源也会更多。
在业内人士看来，由于燃煤总量控制、电力体制改革逐步深化，竞争性交易电量占比不断提高，企业经营压力增加，煤炭价格有所下降但仍居于高位，导致煤电企业经营效益受到影响。
同时，电厂面临着“两头竞价”的尴尬局面，其盈利与卖电价格、煤炭等原料价格密不可分，且煤炭的价格和上网的卖电价格都不是由电厂定价。电厂往往处于被动局面。
加上国家大力补贴、推广新能源，以及环保等方面的因素制约，火电企业在盈利上显得愈发困难。记者了解到，截至2016年末，平山电厂一期工程在环保方面投入7.64亿元，占工程总投资的12.5%。
上述淮北供电公司人士向本报记者透露，距离申皖电厂车程30分钟的大唐淮北发电厂也同样受到煤炭价格影响。记者梳理大唐国际发电股份有限公司（601991.SH）2018年一季度报告发现，当期该公司实现净利润5.41亿元，同比减少14.19%。
事实上，为应对煤价走高而产生的经营压力，申能股份也尝试通过参股中天合创等项目延伸产业链，完善煤炭采购工作，尽可能降低成本，并意图通过开拓新能源项目，以优化产业结构来提高抗风险能力。
据中电联的数据资料，2017年燃料供应偏紧，电力行业效益明显下滑，五大发电集团煤电板块亏损面在60%以上。与申能股份相同，为降低公司经营风险，增强公司抗风险能力，五大发电集团着手分布于煤电、气电、核电、新能源发电等领域，实现多能互补。
新能源成救命稻草？
海上风电的投资较大，技术复杂。相比火电的利润率更低且发电质量不稳定，成本回收较慢，回报周期长。
公开信息显示，近年来，申能股份加大了在天然气发电、风电等清洁能源领域的投资力度，清洁能源装机比重不断提高。该公司新增了一定规模权益装机，并加快各地区风电、光伏项目储备。
据悉，2018年上半年，申能股份控股发电企业完成发电量186.9亿千瓦时，控股发电企业上网电量178.85亿千瓦时，同比增加11.7%，其中风电完成4.3亿千瓦时，同比增长11.3%。
目前，申能股份拟募投的临港海上风电项目已获得上海市发改委核准。记者了解到，该项目总投资17.70亿元，建设规模为10万千瓦，所发电力经海底电缆到岸上升压站升压后接入220千伏公共电网。
不过，证监会问询称：“该项目曾分别于2013年及2015年取得相关的环评批复文件，但却迟迟未开工建设。”本报记者调查获悉，上述临港海上风电项目的建设确实直至2018年5月才正式开工。
华东勘探设计研究院一名技术人员向本报记者表示，安徽等华东区域基本不存在消纳问题。临港海上风电项目的延宕可能是由于海上风电的投资较大，技术复杂。相比火电的利润率更低且发电质量不稳定，成本回收较慢，回报周期长。
中国能源网首席研究员韩晓平向本报记者分析道：“部分企业在海域的使用上还存有问题，虽然在供电上相比陆上风电更为稳定，但海上风电在施工上比陆地风电难一些，造价也高，
所以企业拿到批文也会犹豫是否建造。有些企业还在等待工程造价的下降，另外海上风电的风险较大，融资成本也比较高，保险等费用也是额外的负担。”
也有业内人士认为，海上风电建造难度较大，面临材料腐蚀、强风、海浪水流较大等众多问题，施工难度较大，且在海底建立基座，施工成本较高，部分企业认为挣不了钱，但是又想把资源抢先占上。甚至部分传统能源企业将发展新能源当作救命稻草。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强也持类似观点，他在接受本报记者采访时表示：“海上风电面临地点选择和成本高两个严峻问题。离海岸线的距离、水的深度、原材料成本与后期维修费用都相对较贵。现阶段中国风电做得不错，但还是存在一定的问题。接下来发展海上风电是趋势，海上风电距离市场较近，发出的电量基本都能实现上网。”
在韩晓平看来，海上风电正在为能源企业产生效益。随着海上风电的需求增多，海上施工能力在不断加强，成本造价是一个逐渐下降的过程，海上风电正处于接近能够产生效益的阶段。
目前一些传统能源企业的业务纷纷向新能源领域延伸，以构建综合性的能源平台。林伯强认为，能源企业的盈利与否和成本控制、项目选址有关。2017年火电行业发展面临很大的困难，且火电企业经营难度越来越大。
在林伯强看来，新能源肯定是需要发展的。以海上风电为例，成本较高，补贴还不够，但由于这些能源企业的新能源业务比重不大，所以火电业务往往决定着企业是否盈利。
一位业内人士告诉本报记者：“传统能源企业为了持续发展，正转变为综合能源平台，增加综合能源服务，从供给侧慢慢转向需求侧，其角色不再仅仅是发电卖给电网，也开始提供能源托管等一些新的能源服务，以融入市场终端。”
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