华东火电企业亏损应引起高度重视

    2010年入冬以来，由于电煤价格持续大幅攀升，华东地区部分燃煤火电企业亏损加剧，资产负债吕普遍较高。华东电监局直接监管的上海市、安徽省，2010年1月~11月，上海市，安徽省统计电厂单位发电利润分别为27.37元/千千瓦时、-16.95元，同比下降了50%、250%，其中安徽省发电企业已普遍亏损，六家发电集团23个电厂，亏损22个亏损面达96%。
      主要困境
       1、煤价大幅攀升且难以疏导。与2005年相比，上海、安徽煤价增幅分别达82%和94%。2005年~2009年，上海市、安徽省煤价的涨幅均达到电价涨幅的6倍。虽然发电企业的管理效率在不断提高，工程造价、运行成本在不断降低，但仍无法扭转企业经营困境。部分发电企业2010年9月底的资产负债率已经高达90%以上存在资不抵债，资金链断裂风险。
        2、煤质下降增加运行成本，影响发电设备安全生产。 一些煤炭企业受利益的驱动，采取减少重点合同兑现，降低煤质，亏卡亏吨等方式变相提高电煤价格。与2002年相比安徽省的电煤热值下降了1290大卡/千克，同时煤质下降给企业正常生产经营带来了巨大的影响一是锅炉使用设备磨损严重；二是燃煤量、助燃用油量增加、厂用电率和供电煤耗率上升使得运行成本和生产维护费用大幅度增加2010年前三季度仅大唐安徽分公司因亏卡亏吨引起的损失高达7000万元。
        3、环保要求提高、政策执行不到位，银行信用收紧、利率提高等外部因素，加剧了发电企业的经营压力。 企业脱硝的建设运行成本尚未补偿，水资源费等环保费用日益增加，脱硫加价政策执行不到位，如安徽省脱硫加价的电量仅为基数电量，尚有8.56%的电量未能执行脱硫加价。同时，由于企业经营状况不乐观，银行信用收紧、加之目前利率的逐步上调，电厂还贷风险资金支付风险日益加剧。
        4、受新机投产等因素影响，发电利用率小时呈下降趋势。上海市、安徽省2009年的用电量较2005年分别增长了26%、68%但由于同期发电装机容量和外来点快速增长，发电利用小事逐年下降，上海市2005年~2009年统调电厂发电利用小时数从5978小时降至4596小时，降幅达23%;安徽省2005年~2009年统调电厂发电利用小时从5916小事降至4773小时，5年下降1143小时降幅达19%
        5、物价上涨使材料、人工等费用上行的压力增加爱，部分机组无法正常检修。由于国际国内宏观经济形势的影响，2010年11月消费物价指数（CPI）同比上涨6.1%，环比上涨1.4%尽管发电企业努力挖掘潜力，但材料费、修理费。人工费等费用上行的压力仍然不断增加，难于内部消化。成本压力使得部分发电企业因资金困难或为完成年度经营指标而大幅削减机组正常的修理和技改资金，影响到机组的性能及安全稳定运行，增加了事故风险。
       6、供煤合同与发电权交易不配套，替代发电难于开展。再实施节能环保以大代小替代发电过程中，由于重点煤合同未能与发电计划同步转让，小机组转出电量造成煤炭使用量减少导致重点合同煤减少，大机组转入的代发电量必须使用重点合同外的高价煤，以大代小替代发电使得本应在发电企业间的内部利益转移至煤炭企业。在煤价持续走高的情况下，大机组不愿意也无法承担替代发电的风险，发电权交易难于开展。
        7、现行的管理体制，约束生产力并影响节能减排效果。再现行以省为实体的管理体制下，行政手段的减排难以打破省间壁垒，影响了资源的合理利用和分配，影响了节能减排的效果。如2010年1月~11月份安徽60万千瓦机组的平均发电利用小时低于上海、江苏、浙江30万千瓦机组的发电利用小时，省间的壁垒不利于全社会节能减排，直接导致了发电企业出现了增产不增效的严峻局面。
      原因透析 

        1、电煤联动机制运行不畅，煤炭价格未能合理疏导。电煤价格机制不协调，电煤联动机制运行不畅。2003年~2010年，上海市、安徽省煤价的涨幅是电价涨幅的6倍，导致发电企业经营困难。同时，煤炭价格上涨不能及时传导至终端消费，电力价格信号失真，失去了对能源供求的引导作用。
        2、煤炭市场监管薄弱，导致部分煤炭被垄断且供应无序。目前煤炭行业虽已基本市场化。但是煤炭价格没有完全由市场形成。如煤炭储量居全国第7的安徽省，其他四大矿业集团的煤产量占全省煤炭总产量的90%以上，其中淮南煤矿更占据主导地位，在安徽省内是寡头垄断市场。虽然安徽是华东煤炭资源大省，但是安徽发电企业的标价煤价格确位于华东第二位。与此同时，煤炭市场监管薄弱，合同煤和市场煤价格差异巨大，市场诚信度缺乏，导致煤炭价格无序上涨，合同兑现率低，亏卡亏吨严重。
        3、电力投资体制不完善，国有发电企业盲目无序扩张问题严重。由于电力投资体制的不完善，制度的不科学性，外资和社会民间资本已基本不愿意参与电力投资，电力投资方主要是国有发电集团，一些企业为追求企业规模的扩大，不惜代价跑马圈地抢夺资源，甚至违规超前建设，资源端竞争出现问题，一是电源分布不合理。电源与电网建设不配套，建设地点和经济效益好的电源项目大家抢着建，东部沿海地区煤电装机过多、过密，造成环保压力加大，发电利用小时下降；二是电源结构不合理。火电占比太高，对能源消耗、煤炭生产和运输、节能减排等都带来巨大压力。尤其电煤密集的地区，煤炭争夺，铁路运输瓶颈长期存在。三是由于电量、电价和电力项目均由政府确定，部分电力企业依赖思想严重， 始终认为是政策性亏损，必须通过电价调整加以解决。
       对策建议
       如上所述当前发电企业经营困境的根本原因是能源价格机制不协调，电价不能及时消化因电煤涨价而增加的发电成本。解决电煤矛盾的根本出路，还要从下面三个方面采取措施：
       1、建立煤炭、油、气能源价格与终端电消费直接联动机制。煤电联动机制作为一种成本传递机制，其核心是在保持两个行业均衡关系的前提下，传递成本冲击，确保电力行业服务的稳定性和财务的安全性。有关研究表明，电价每千瓦时调整1%，对CPI的影响仅为0.095%。适当调整电价水平，不会导致价格总水平的显著上涨。近期一是要梳理煤电价格关系，将不断上涨的发电成本通过价格信号逐步传导到用户侧，根据宏观调控和控制通涨的发展态势，及时疏导上网电价，同时激发用户用户节能降耗的动力，抑制高耗能产业的盲目发展，降低不合理的用电需求；二是切实落实脱硫电价政策，抓紧研究制定脱硝脱碳补贴政策。缓解发电企业的经营压力，维持发电企业的正常生产，确保电力的安全可靠供应。
        2、加强煤炭市场监管力度，形成公平有序的能源市场秩序。目前煤炭价格机制尚未形成，垄断程度较高，煤价无序上涨，煤质日益下降，合同兑现困难，亟需加强煤炭市场的监管。一是要完善煤炭价格形成机制。虽然我国煤炭价格已经逐步接近于市场化，但是煤炭价格形成机制还不完善，煤炭价格还不能充分体现使用煤炭的环境成本因素，因而必须进一步完善煤炭价格形成机制；二是要建立煤炭市场监管组织，进一步明确责任，对煤炭的产、供、销实施全面监督；规范和加强电煤合同管理，加强电煤质量及电煤合同兑现率的监控，定期或不定期开展检查；三是加大对违规行为的处罚力度，严厉处置无序涨价、关联企业违规收费等行为，整顿煤炭市场秩序；四是定期向社会发布煤炭供应情况及电煤价格变动情况接受社会及舆论监督。
        3、推进电力市场化改革，改进电力调度机制。当前，应继续推进电力体制改革，加快电力市场建设，一是积极搭建交易平台、完善规则，鼓励发电企业积极参与跨省跨区电力电量交易；二是经快出台独立的输配电价，公平开放输配电网，积极推进大用户与发电企业直接交易；三是建立市场减排机制，打破省间壁垒充分发挥高效机组的节能减排作用；四是优化发电调度措施，优化机组运行的经济性，可试行按厂调度，最大程度降低发电煤耗，提高机组运行效率和经济性。同时，要统筹电力与上下游产业的结构调整与规划发展。推动煤电一体化建设，引导发电项目合理布局，鼓励煤电双方通过相互参股或控股，进行战略和整合，加速产业融合，形成多赢格局。 （摘自  中国电力报）