湖南火电厂缘何身陷经营困境 亟待电力体制改革

　　本网特约通讯员 刘海波

　　有多少利润可以再来

　　2005年9月，湖南各大媒体报道：湖南电力迎峰度夏胜利“收兵”，兑现了当初不拉闸的承诺。报道指出，今夏湖南电网用电负荷屡次刷新，8月12日，944.8万千瓦的最高负荷和 1.9865亿千瓦时的最大日用电量，创下了湖南电网历史最高纪录；与往年相比，湖南省今夏水库保水最好，火力发电最稳。

　　然而，湖南几家较大火电厂的经营报表显示，今年1-7月，湖南8家重点火电企业中有7家企业亏损，实现利润为净亏损4.52亿元，同比减利6.94亿元。大唐集团在湘5家火电厂全线亏损，一片赤字，1-7月份亏损达5个亿，发电越多，亏损就越大，火电厂身陷经营困境。

　　9月份，湖南省扭亏增盈办公室、大唐公司扭亏增盈工作调研组先后到耒阳电厂进行调研，对这个去年曾经赢利的单位进行全面评估。调研组认为：煤价上涨、峰谷电价的实施加剧了火电厂的经营困境，市场环境、政府行为对火电厂扭亏为盈起着至关重要的作用，火电厂的利润空间已越来越小。

　　为何受伤的总是我

　　电力供求旺盛，电煤供给短缺，电厂成了三明治的夹心，腹背受压。

　　2005年，用电负荷持续攀升，调煤保电、迎峰度夏成为火电厂的政治任务。事关百姓安居，社会稳定，火电厂责无旁贷地担此重任。在耒阳，春节期间，衡阳市政府召开调煤保电会议，以每天1万多吨的运力向电厂输送当地小窖煤的煤炭。为了能发电，用日卸煤3000吨的设计能力来消化万吨的日进煤量，耒阳电厂的职工在冰天雪地里通宵达旦地工作。煤源有了，可是管理的难度却加大了，耒阳电厂尝尽劣质煤之苦。一季度入厂煤与入炉煤热值差达1900大卡，最低的发热量仅为8600千焦/千克，机组安全受到威胁。为了保负荷，投油助燃成首选，仅第一季度烧油5000多吨，比集团公司下达的全年燃油指标还多1千多吨。耒电的“牺牲”，换来了衡阳市的光明。衡阳市从元月1日起，全市范围内无一条线路拉闸限电。在这样的大好形势下，他们提出了1至3月工业总产值目标锁定在75.5亿元，力争实现同比增长23.5%的目标。

　　2月，湘西出现百年不遇的冰灾雪灾，造成大面积倒塔停电事故，作为湘南唯一一个电源点，耒阳电厂再次站在讲政治、保稳定、促发展的高度，不惜赔上大量的燃油，确保机组安全、稳发，有力地保障着湖南电网的安全稳定运行。

　　与此同时，火电厂默默承受着煤源紧张、煤价上涨的压力。1-7月，大唐在湖南省火电厂标煤单价较上年同期增长210元/吨，涨价的背后是入厂煤与入炉煤热值差的升高，株洲、湘潭、耒阳、金竹山4家电厂的热值差达1000千焦/千克，最高的甚至达到2249千焦/千克。

　　虽然这样，还是有合同内的煤炭没法落实，耒阳电厂就曾因缺煤而停机，影响电量2亿多千瓦时。附近的新生煤矿对耒电的计划煤只完成34%，大部分电煤流向了富裕的广东。一面是社会缺电的安全生产压力，一面是生产成本大幅上扬的负担，火电厂的经营者疾呼：既然上网电价是调控的，政府是不是也该对电煤价格进行调控！

　　原本救生符 到手却成空

　　电价名目多，政策折扣大，电厂有苦难言。

　　1-7月，湖南电网统调电厂经过几番调价，平均上网电价为369元/兆瓦时，可是峰谷电价、丰枯电价、超发电价等政策的推行，加上一些电厂电价本身顺价不充分，使实际结算的电价水平大大低于国家核批的平均上网电价。据悉，大唐在湘五厂火电厂的结算电价都低于国家核批的上网电价。

　　一是峰谷电价入”不敷“出”。湖南电网推行峰谷电价政策已近一年时间。该峰谷电价规定，高尖峰电价按国家核定的上网电价×1.12计算电价，低谷电价按国家核定的上网电价×0.6结算电价，峰谷电价的执行，使电厂上网电价与国家核定电价相比，平均掉价4%左右。

　　峰谷电价推行以来，一方面，一些企业将该电价政策利用得非常彻底，低谷电量剧增。以湘南为例，由于广东对环保要求越来越高，大量的高能耗、重污染的小工厂涌入湘南地区，该地用电负荷剧增，永州最高增长率达33%，并且大都是低谷时段用电。另一方面，电厂陷入了高尖峰发电量不足、低谷却满发的局面。1-7月，耒阳电厂低谷时段发电量为8.66亿多千瓦时，按该厂一期、二期低谷时段上网电价167元/兆瓦时和189元/兆瓦时计算，平均降低上网电价12.39元/兆瓦时，减少收入3285元，而燃料单位成本为206元/兆瓦时，低谷时段发电不能弥补的燃料成本达2500万元，企业为此承担了较大的经营亏损。

　　二是丰枯电价“降”多“升”少。 湖南丰枯电价政策规定：全年12个月，3、7、8、10为平水期，执行国家电价政策，1、2、11、12月为枯水期，电价上涨30元/兆瓦时，4、5、6、9为丰水期，电价比平水期下降40元/兆瓦时。枯水期电价上调幅度低于丰水期下降幅度，这个早已预留的折扣注定电网是赢家。

　　在湖南，水电、火电比例为3：2，“水”“火”失调，“水火”不容。水电厂靠“天”吃饭，来水多时，火电让位水电，低位运行，就有电量损失。倘若遇上干旱缺雨，火电大发顶多赚到电量，因为执行的还是丰水电价和超发电价。

　　在湖南，7、8月更是迎峰度夏期，每年这个时候是火电厂发电量与利用小时数创新高的时候，也是承受电力供需矛盾压力最大的时候，因为此时也是平水期，电厂“劳”苦“功”高，却看不到激励。一位资深的火电厂厂长说，火电厂一年的盈利就靠1、2、11、12月几个月，如果这个机会没有抓住，一年只能是白干活。

　　三是超发电价“发”少“超”多。一面是社会需要电力，一面是多发电量需要掉价销售，这也是影响火电厂经营效益不得不说的话题。

　　湖南电网公司内部的调峰电厂有三个水电一个火电，装机容量250万千瓦左右，与大唐湖南分公司7家发电单位容量旗鼓相当，加上三峡、华能等电厂，火电厂上网竞争压力大，机组利用小时数本身就不高。依照湖南超发电价政策，每个电厂都有一个核定的全年机组利用小时数，并把这个利用小时数具体分解到每一个月，每一个月超过这个利用小时数之外的发电量就执行超发电价。发电厂厂长们感叹说：哪有“超发电量”，发电任务到现在都还没完成呢！

　　湖南超发电价原来为270元/兆瓦时，今年5月根据煤电联动，上调为332元/兆瓦时。1-8月，耒阳电厂机组超发电量占总电量的32.48%，按超发电价结算后，直接影响收益3148万元。

　　四是煤电联动短期难见利益曙光。煤电联动方案于5月1日正式开始实行，但从煤电联动方案中获利更多的是煤炭企业，电力企业短期内难以从中获利。

　　首先，该方案规定，电力企业必须自身消化煤价涨幅的30%，这就意味着电力企业利润空间日益缩小；其次，在首次煤电联动方案进行测算时，

国家发改委只认定比2004年9月含税车板价增加8%的涨幅率，而实际上现在的煤价已比2004年9月上涨了40%之多，这30%多的涨幅需由发电企业承担。假设装机容量100万千瓦的耒阳电厂要实行煤电联动，按照2004年的煤价涨幅，电厂要“消化”3300元，如果算上其他开支，约为6000万。在现行上网电价水平上，必须在机组平均利用5800小时的良性状态上多运行近1000小时，才能保证“消化”上涨的成本，显然，发电设备无法难以承受。再次，煤电联动政策有可能成为煤炭企业再次涨价的借口，而且一旦煤炭企业不满意电煤顺其市场涨价幅度，就减少甚至停止电煤供应，发电企业还是要买“议价煤”、“高价煤”。湖南白沙煤电集团公司煤炭销售公司负责人坦言，在湖南耒阳市，“听话”的国有煤矿年产量只有200多万吨，而民营煤矿年产量高达500万吨以上，这些煤矿老板紧盯着电价，电价一抬，煤价就拉， 因此，大部分煤炭涨价所增加的成本都需由发电企业承担。第四，联动机制的调控对象主要是煤炭和发电企业，而电网和运输行业、社会用电户几乎是旱涝保收，坐享其成。在同一政策框架内，不同的利益主体苦乐不均，这也不利于政策的贯彻落实。湖南省物价局局长李后祥认为：应该让煤矿、电力企业、社会用电户都承担一点责任，这种“三负担”的办法，面对现实，相对科学，从理论上、情理上是合理的。

　　一样的收费 两种结果

　　除去燃料问题，政策性收费逐年增加、银行还贷利息的提高也加剧了火电厂的经营困境。2003年至2004年，湖南有4家火电厂的扩建机组移交生产，2005年全部面临偿还高额贷款利息的境地。在耒阳电厂，预计2005年全年水资源费为446万元，排污收费为2700万元，与去年同比增加1502万元。财务费用和政策性收费全年将达上亿元。

　　而目前，火电厂电费回收率偏低，7月电费8月才收回去，实际完成只在85%左右，而且银行承兑汇票高达50%，大唐在湘单位一年补贴在承兑汇票的费用达1个多亿。

　　2005年，为降低生产成本，大唐在湘发电单位力行“功夫下到现场，眼睛盯住市场”，在管理上努力，在内部挖潜，也取得了一些成效。如耒阳电厂通过加强安全管理，加大混煤掺烧力度、机组效益检修等举措，使燃料单位成本在几家火电厂中处于最低；该厂目前安全生产已近1000天，机组仅发生一次非计划停运，上半年固定成本费用降低500万元。

　　一个和谐的市场，应该是一个共赢的市场。造成火电厂经营困境的原因是多方面的，扭亏增盈调研专家们认为还有一些方面值得火电厂深思：一是厂网分外后，火电企业如何形成既是竞争对手、又是合作伙伴的一致对外的合力，扭转处于市场弱势群体的地位；二是如何建立与电网公司正常对话的方式和渠道；三是做好峰谷和丰枯电价的专题研究，制定好有效的应对措施 ；四是如何与政府沟通，理顺电价。