火电行业全面亏损已经引起业内外的广泛关注。尽管世界能源领域正向清洁、低碳、可再生的未来迈进，但根据我国能源资源禀赋和经济社会发展现状，火电在一段时期内仍将是不可替代的主要发电方式。那么，如何摆脱火电亏损困境?如何解决长期以来形成的煤电矛盾?怎样理顺煤电联动机制?电价改革何时能够启动?本次“两会”上，本网特地围绕上述问题采访了多位代表、委员以及电力行业专家。我们希望，通过这些广泛的民意表达和更加深入的思考，加深电力行业与社会各界的沟通，并有助于政府主管部门决策参考。
本期嘉宾
全国人大代表中国华能集团公司总经理 曹培玺
全国政协委员中国电力投资集团公司总经理 陆启洲
全国政协委员中国电力投资集团公司副总经理、中电国际董事长 李小琳
全国政协委员中国大唐集团公司高级顾问 翟若愚
全国人大代表华中电网有限公司总经理 毛日峰
全国人大代表云南电网公司总经理 廖泽龙
全国政协委员中国工程院院士 黄其励
全国政协委员国家开发投资公司董事长 王会生
全国政协委员湖北省能源集团有限公司总经理 肖宏江
全国政协委员西安交通大学党委书记 王建华
华北电力大学经济与管理学院教授 曾鸣
热议火电解困方式
火电面临难以为继困境
主持人：已经卸任中国大唐集团公司总经理职务的全国政协委员翟若愚在“两会”上抛出了近年来发电企业亏损的具体数字，可谓“一石激起千层浪”。近年来始终为社会各界议论纷纷的火电行业亏损局面被完整呈现在公众面前。那么，火电行业目前面临的究竟是怎样的窘境?
翟若愚：目前五大发电集团公司的火电业务大部分陷入亏损，如果火电行业再继续严重亏损下去，将会出现2004年和2005年的情况，2004年全国24个省(市)曾出现拉闸限电。
从2008年开始，由于受煤炭价格大幅上涨等因素影响，火电企业出现大面积严重亏损，尤其是中西部地区的火电企业亏损面更大。由于长期亏损，绝大部分火电企业经营举步维艰。以华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团为例，到2010年底火电装机容量达到38152.79万千瓦，占全国火电装机容量的54%。这五大发电集团去年火电分别亏损12.08亿元、25.51亿元、36亿元、29.5亿元、34.1亿元，合计亏损137.19亿元。2010年，五大发电集团所运营的436个火电企业中，亏损企业236个，亏损面高达54%。资产负债率超过100%、处于破产境地的企业有85个，占全部火电企业的19%。
从全国区域来看，湖南、湖北、河南、江西、四川、山西、陕西、甘肃、黑龙江、山东等省，除了个别煤电联营企业和中外合资企业有少量赢利外，上述省份的火电企业几乎全部亏损。
进入2011年，全国火电企业的亏损问题更加严重，企业经营状况进一步恶化。华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团火电企业今年1月份亏损额分别上升到4.6亿元、6亿元、3.8亿元、7亿元、4.8亿元。
李小琳：火电行业的巨亏及其带来的一系列问题值得注意。继2008年全行业亏损达392亿元之后，累计亏损比例由2009年底的9.76%连续上升至2010年前三季度的31.71%。全年火电企业亏损面达到43%，其中2010年第四季度的亏损面高达60%以上。2010年，在煤价大涨致火电严重亏损的不利形势下，占全国一半发电量的五大发电集团，“四盈一亏”，但事实上，这均是得益于依靠非火电业务和煤炭、金融等非电产业支撑。行业亏损程度呈现继续恶化的趋势，随之而来潜藏的各种风险加剧。
对于行业平均资产负债率高达72.1%的发电行业来说，五大发电集团则均高于80%，连年的亏损已经造成了入不敷出的经营风险，资金对安全的投入受到严重影响，安全稳定运行的风险持续加大。2010年下半年以来，一些地区火电非计划停运次数上升就是一个值得关注的信号。
由此，衍生的一系列问题愈加突出，部分火电企业已经亏损非常严重，企业相关民生问题也比较突出，特别是一些老企业，承担着繁重的社会稳定责任，各种不和谐、不稳定的诱因亟待解决，国有企业核心竞争力的培养与提升更无从谈起。
亏损原因剑指煤电矛盾
主持人：究其因才能寻其果。究竟是什么原因造成了火电巨亏的严峻局面?这样的状态是否还将持续甚至恶化?该从什么方向寻求火电行业的解困之道?几位嘉宾在这些问题上达成了共识，煤电矛盾，被认为是造成火电企业越发越亏的主要原因。
曹培玺：2004年，国家发展改革委建立了煤电价格联动机制。该机制建立以来，国家虽然先后4次实施煤电联动，但与煤价的上涨幅度相比，电价调整远未到位，发电企业因煤价上涨增加的燃料成本同样未能按照联动机制得到有效弥补。以华能集团为例，2010年公司标煤单价较2003年上涨了392.5元/吨，涨幅达到132%。按照煤电价格联动政策，在企业自身消化30%的基础上，上网电价应上调0.107元/千瓦时，扣除已调整的0.067元/千瓦时，尚有缺口0.04元/千瓦时，共计影响公司利润377.77亿元。
由于煤电价格联动机制执行不到位，发电企业整体赢利能力持续下滑，2008年发电行业首次出现全行业大面积亏损。
2009年以来，由于煤价持续高位运行，燃煤发电企业亏损面不断扩大，资产负债率不断攀升，资金供应十分紧张，企业经营发展受到严重影响。目前，燃料成本在发电成本中的比重已经超过70%，还在继续增加。
翟若愚：几年来电煤价格持续大幅上涨而煤电价格联动政策不及时、不到位是导致全国火电企业严重亏损最直接、最主要的原因。由于火电企业的燃料成本占全部发电成本的70%左右，所以电煤价格的变动是火电企业经营中最敏感的因素。
煤电价格倒挂问题进入2011年后更加严重了，1月份华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团平均标煤单价比去年(全年平均)又分别上涨61.6元/吨、88.96元/吨、30.63元/吨、40.13元/吨、69.11元/吨。
上网电价还没调整，煤价高位运行又继续大幅上涨，对火电企业经营是雪上加霜。
王会生：电力供需矛盾基本平衡后，发电企业将面临通过结构优化和技术进步满足资源与环境的双重约束。“市场煤、计划电”矛盾突出，电价机制改革成为各方关注的焦点，由于电力运行中出现的体制机制问题困扰仍然较多，节能发电调度办法亟待细化和完善。
此外，受到电煤价格高涨、运力严重不足、综合成本提高等诸多不利因素的影响，电力行业经营环境遭遇了空前挑战。电煤僵局仍在持续，用电需求的低迷与煤价的稳中有升，迫使电力企业在生存与发展中挣扎。
廖泽龙：近年来，煤炭价格逐年持续攀升，火电企业采购的煤炭标煤单价由2006年的358.47元/吨涨至2010年的653.47元/吨，基本翻了一番，电煤采购成本大幅提高，而上网电价却始终处于较低水平，导致企业连年亏损，生产经营举步维艰，严重制约火电企业的发展。2010年，云南省火电企业几乎全部亏损，全国火电企业亏损面达60%以上。
毛日峰：长期以来，“市场煤”与“计划电”双轨运行，虽然实施了煤电联动政策，但煤价与电价始终难以达到平衡。煤炭价格大幅上涨，并持续高位运行，客观上增加了电煤采运的难度。当前的电价政策并不利于电煤购储，解决华中地区季节性缺电问题，必须从国家层面加大综合性能源资源调控力度。
发电企业呼吁重启煤电联动
主持人：本次“两会”开幕当天，有消息称，五大发电集团又一次联名上书，请求重启煤电联动。多年来，“市场煤、计划电”始终是电力行业的一块心病。业内专家关于如何完善煤电联动机制，充分发挥煤电联动作用的探讨和呼吁从未停止。
曹培玺：实施和完善煤电价格联动机制，不仅可以有效缓解当前燃煤发电企业的经营困难，提高企业的赢利能力和可持续发展能力，还对保障电力安全稳定供应、促进全社会加快转变发展方式和持续健康发展具有重要意义。
应该根据电煤价格上涨的实际情况，抓紧实施和完善煤电价格联动机制。取消发电企业自行消化30%煤价上涨的规定，合理调整上网电价，弥补价差缺口，缓解煤电企业的经营困难。同时，进一步理顺销售电价形成机制，引导电力消费方式和经济发展方式转变。
完善电煤市场机制，加强电煤市场调控力度。实行电煤供求双方长期合同制，利用市场机制平抑电煤市场过度波动。加强市场监管，特别是对电煤价格和流通环节的监管，切实控制煤价的非理性上涨。加强对煤炭资源的调配力度，统筹煤炭产运需协调，建立国家煤炭应急储备制度。
同时，应进一步明确煤电一体化产业政策，加强政府指导协调，完善市场环境，利用市场机制，鼓励煤电一体化经营。
陆启洲：尽管国家发展改革委2010年年底明文规定今年电煤价格不能上涨，但实际上电煤价格仍在上涨。以中电投集团为例，2010年电煤每吨上涨38元，折算成标煤约每吨780多元，而中电投集团一年要用1.7亿吨煤，故预计今年大概需多支付逾60亿元。
要解决当前困难，煤电联动可以算是能缓解火电困境的一种手段，但是由于很多观点担心通胀的预期而迟迟不能启动煤电联动。实际上，对于上网电价上调，对CPI和PPI的影响有多大，我们曾经进行过测算：比如居民用电每千瓦时上涨5分钱，对CPI影响是0.1%。5分钱是什么概念，比如全国平均一个家庭每月用电100千瓦时，电价上涨5分钱，即一个月多消耗5元钱，我相信这对一般家庭而言应该基本上没有什么大的影响。因为居民用电是最终消费，它没有乘数效应了，可以直接拿到CPI中去计算。而根据测算，上网电价调整，每上涨5分钱，对PPI的影响是0.7%，PPI是有乘数效应的，所以影响大一些。
王建华：火电的亏损主要原因就是煤价涨，电价 却没有动，煤电联动机制应该尽快理顺。目前有一些说法，认为煤电联动造成的电价上涨影响面比较大，会涉及到工业生产及百姓生活等方方面面的问题。
我认为，在目前能源资源日益短缺、消耗量又比较大的情况下，适当地涨一下，可以抑制大家过度使用廉价能源。现在有很多节能技术并没有得到很好利用。
有些单位认为节能改造费用比较高，舍不得花这个钱，但实际上节能节省下的钱用于改造绰绰有余。从这方面看，如果电价调高，节能技术应用效果将更加明显。市场经济下，就是应该用价格杠杆来调整。调整过程中肯定会有误解，比如老百姓觉得电价高了，那么现在政府好多方面都可以补贴，电为什么不能?我们调整的目的应该是要让那些高耗能的企业用不起电。
黄其励：要解决火电主业亏损问题，首先应该解决煤价的问题。煤价应该有一个宏观调控。虽然我们是搞市场经济，但对不合理的发展现象国家应该采取调控措施，比如给煤价设上限。第二就是应该搞煤电联动。考虑煤价上涨对电价的影响、电价上涨对社会工业和人民生活的影响，以及电价对煤炭工业的影响，在这些因素都充分考虑过之后，设定一个煤、电比例，然后把煤、电作为一个整体，捆绑在一起来进行宏观调控。这样就比较合理了。
另外还应该解决煤的质量问题。火电厂都有设计煤种，在这种煤种情况下，发电是安全的，效率比较高。但是现在相差很多。这点应该向国外学习，在新建电厂的时候，要和煤矿达成一个长期供货协议。电厂寿命30年的话，协议就签30年，没有这个协议，电厂建设就不批准。煤价是可以调的，但供给电厂的煤种不能变。
加快改革理顺电价机制
主持人：煤电联动，必然意味着电价的调整。在其背后深层次的问题，就是如何加快推进电价改革。
电价机制如何完善，电价改革能否尽快推进?各位嘉宾在这一问题上看法不一。
翟若愚：面对火电目前的困境，为避免出现大面积拉闸限电现象，国家应尽快调整火电上网电价，特别是中西部地区的上网电价，以解决发电企业燃眉之急;从长远看，要建立煤电价格联动常态机制，要小步走、不停步，不能等问题严重了再解决，集中调整电价不仅会对市场造成一定影响，而且发电企业由于长期亏损经营也难以为继。
国家要加快煤炭和电力市场化改革。首先要规范煤炭市场，取消重点合同内和重点合同外的价格差，以及产煤大省的省内外煤炭价格差，统一全国煤炭市场。整顿规范煤炭销售中间环节，打击非法行为，防止中间环节牟取暴利;其次要进一步规范电力市场，保证国家已核定的上网电价能执行到位。
陆启洲：必须推进改革步伐，关键是电价改革，而电价改革的关键是要使电价回归商品的本来属性。因此，必须要看到，是否是价格围绕价值波动，体现供需关系;其次看是否体现了资源的稀缺性，价格不能比成本高很多，也不能低很多。但是对于电价上调的可能性，取决于政府把电价作为配置资源的工具，还是宏观调控的工具。
廖泽龙：应该尽快完善电价机制，充分发挥价格 信号的引导作用，进一步完善煤电价格联动政策，及时反映能源资源价格变动情况;完善电价补偿机制，调整脱硫电价等政策，研究以环保效果结算电价，加大环保脱硫资金返还力度，适当提高发电企业上网电价，电源侧上网电价调整提高对电网的影响应同步从销售电价疏导;同时电网目前面临建设的快速发展时期，当前及今后一段时期电网还本付息的电价矛盾仍将十分突出，资金缺口仍然很大，希望国家进一步加大疏导解决的力度。
曾鸣：电价上涨对于CPI上涨肯定是正面相关的，因为电价的变化会引起许多商品和服务成本的变化，正因为如此，电价调整一直受到全社会的关注。但是，电价涨3分钱到底对于CPI的贡献是多少，则是一个需要经过复杂测算的问题，无法定性判断出来。定性地说，如果是平均增加3分钱对于CPI影响小不了。
我认为，今年不会启动电价改革。因为多年来已经使得电价问题“积重难返”，如果今年启动改革，电价整体水平肯定是上涨，也就是说，目前的情况是，只要真正启动电价改革，其实就是要涨价。今年有可能出现微调。
发电优化将成火电挖潜新方式
主持人：本次“两会”上，李小琳委员和肖宏江委员都提出了“发电优化”的观点，引起了各方关注，被看做是传统能源清洁利用的新思路。本报第一时间对这一观点进行了报道。我们再次简要重温两位委员的观点，希望能从中探寻到火电行业目光向内挖潜增效的新途径，也希望能够启发业界继续开动脑筋，为火电困境求解。
李小琳：发电优化是将电力需求总盘子，以计划分配或市场配置的手段，完成初始安排之后，由发电企业在企业内部或在企业之间，在符合电力系统安全稳定的前提下，自主实施优化、调整、配置和交易，实现以最小的资源消耗和最少的排放满足相同的电力需求的过程。其实质是从单台机组的优化运行，扩大到尽可能大范围机组的联合优化运行。
发电优化分为内部优化和外部优化，首先进行内部优化，再进行外部优化。在我国当前发电安排的模式下，无论是发电内部优化还是外部优化，都蕴藏着巨大的节能减排潜力。据某集团所属发电公司针对多个火电厂之间的内部优化系统模拟测算，在最保守的情形下，可获得0.76%的发电煤耗降低和4.14%的发电效益提升。以此推算，如果能在全国发电企业(集团)实施内部火力发电优化，以现有火电规模，可实现年节约标煤950万吨以上，到2015年，按保守测算，可实现年节约标煤1240万吨以上，减排二氧化碳3200万吨，二氧化硫35万吨。
发电外部优化是在发电企业之间以发电权交易的形式，由高效环保机组替代低效高污染机组发电，由水电、核电等清洁能源机组替代低参数的火电机组发电。2009年我国发电权交易规模为1450亿千瓦时，节约标煤1250万吨，减少二氧化硫排放35万吨，减少二氧化碳排放3200万吨。据估算，我国发电权交易的潜在规模应为当前规模的8～10倍。
充分实施发电优化，可节约总发电成本700亿元以上，即每千瓦时电减少1.75分钱，可一定程度缓解发电企业经营压力，同时不影响电网企业利 益，最终让广大消费者获利。
肖宏江：对火电进行优化运行方式的调整，也可以进一步降低火电成本，促进企业节能减排，提高发电效率，降低煤炭消耗，促进电力科学发展，是当前火电企业挖掘潜力，降低亏损和低碳发展应该研究的重要课题。
首先，应该调整运行方式。火电机组的负荷率越高，发电效率就越高，煤炭消耗就越少。建议出台相关强制性法规，限制火电机组运行负荷下限，提高机组发电负荷率，减少机组的开停机次数，实现长周期运行。同时，鉴于大容量、高参数火电机组具有低能耗、低排放的优点，相比普通火电机组具有明显的节能减排优势。建议有关部门进一步完善国务院《节能减排综合性工作方案》，加强节能环保发电调度，提高大容量、高参数火电机组的利用小时。
其次，完善配套政策。加快辅助服务市场的建设，健全完善的辅助服务补偿机制。对以提供辅助服务为主的电站，如骨干调峰电站等，应充分考虑其辅助服务的市场价值，在电价形成过程中予以合理倾斜。同时，要明确抽水蓄能电站的开发体制和价格机制，从政策角度扶持抽水蓄能电站建设。
第三，要加强电力调度监管。合理安排水电站、抽水蓄能电站、联合循环电站和火电站的运行出力，在确保电网安全运行的前提下，尽可能提高效率、减少排放。(来源：中国电力报)
