火電行業全面虧損已經引起業內外的廣泛關注。盡管世界能源領域正向清潔、低碳、可再生的未來邁進，但根據我國能源資源稟賦和經濟社會發展現狀，火電在一段時期內仍將是不可替代的主要發電方式。那么，如何擺脫火電虧損困境?如何解決長期以來形成的煤電矛盾?怎樣理順煤電聯動機制?電價改革何時能夠啟動?本次“兩會”上，本網特地圍繞上述問題采訪了多位代表、委員以及電力行業專家。我們希望，通過這些廣泛的民意表達和更加深入的思考，加深電力行業與社會各界的溝通，并有助于政府主管部門決策參考。

　　本期嘉賓

　　全國人大代表中國華能集團公司總經理曹培璽

　　全國政協委員中國電力投資集團公司總經理陸啟洲

　　全國政協委員中國電力投資集團公司副總經理、中電國際董事長李小琳

　　全國政協委員中國大唐集團公司高級顧問翟若愚

　　全國人大代表華中電網有限公司總經理毛日峰

　　全國人大代表云南電網公司總經理廖澤龍

　　全國政協委員中國工程院院士黃其勵

　　全國政協委員國家開發投資公司董事長王會生

　　全國政協委員湖北省能源集團有限公司總經理肖宏江

　　全國政協委員西安交通大學黨委書記王建華

　　華北電力大學經濟與管理學院教授曾鳴

　　熱議火電解困方式

　　火電面臨難以為繼困境

　　主持人：已經卸任中國大唐集團公司總經理職務的全國政協委員翟若愚在“兩會”上拋出了近年來發電企業虧損的具體數字，可謂“一石激起千層浪”。近年來始終為社會各界議論紛紛的火電行業虧損局面被完整呈現在公眾面前。那么，火電行業目前面臨的究竟是怎樣的窘境?

　　翟若愚：目前五大發電集團公司的火電業務大部分陷入虧損，如果火電行業再繼續嚴重虧損下去，將會出現2004年和2005年的情況，2004年全國24個省(市)曾出現拉閘限電。

　　從2008年開始，由于受煤炭價格大幅上漲等因素影響，火電企業出現大面積嚴重虧損，尤其是中西部地區的火電企業虧損面更大。由于長期虧損，絕大部分火電企業經營舉步維艱。以華能、大唐、華電、國電、中電投五大發電集團為例，到2010年底火電裝機容量達到38152.79萬千瓦，占全國火電裝機容量的54%。這五大發電集團去年火電分別虧損12.08億元、25.51億元、36億元、29.5億元、34.1億元，合計虧損137.19億元。2010年，五大發電集團所運營的436個火電企業中，虧損企業236個，虧損面高達54%。資產負債率超過100%、處于破產境地的企業有85個，占全部火電企業的19%。

　　從全國區域來看，湖南、湖北、河南、江西、四川、山西、陜西、甘肅、黑龍江、山東等省，除了個別煤電聯營企業和中外合資企業有少量贏利外，上述省份的火電企業幾乎全部虧損。

　　進入2011年，全國火電企業的虧損問題更加嚴重，企業經營狀況進一步惡化。華能、大唐、華電、國電、中電投五大發電集團火電企業今年1月份虧損額分別上升到4.6億元、6億元、3.8億元、7億元、4.8億元。

　　李小琳：火電行業的巨虧及其帶來的一系列問題值得注意。繼2008年全行業虧損達392億元之后，累計虧損比例由2009年底的9.76%連續上升至2010年前三季度的31.71%。全年火電企業虧損面達到43%，其中2010年第四季度的虧損面高達60%以上。

　　2010年，在煤價大漲致火電嚴重虧損的不利形勢下，占全國一半發電量的五大發電集團，“四盈一虧”，但事實上，這均是得益于依靠非火電業務和煤炭、金融等非電產業支撐。行業虧損程度呈現繼續惡化的趨勢，隨之而來潛藏的各種風險加劇。

　　對于行業平均資產負債率高達72.1%的發電行業來說，五大發電集團則均高于80%，連年的虧損已經造成了入不敷出的經營風險，資金對安全的投入受到嚴重影響，安全穩定運行的風險持續加大。2010年下半年以來，一些地區火電非計劃停運次數上升就是一個值得關注的信號。

　　由此，衍生的一系列問題愈加突出，部分火電企業已經虧損非常嚴重，企業相關民生問題也比較突出，特別是一些老企業，承擔著繁重的社會穩定責任，各種不和諧、不穩定的誘因亟待解決，國有企業核心競爭力的培養與提升更無從談起。

　　虧損原因劍指煤電矛盾

　　主持人：究其因才能尋其果。究竟是什么原因造成了火電巨虧的嚴峻局面?這樣的狀態是否還將持續甚至惡化?該從什么方向尋求火電行業的解困之道?幾位嘉賓在這些問題上達成了共識，煤電矛盾，被認為是造成火電企業越發越虧的主要原因。

　　曹培璽：2004年，國家發展改革委建立了煤電價格聯動機制。該機制建立以來，國家雖然先后4次實施煤電聯動，但與煤價的上漲幅度相比，電價調整遠未到位，發電企業因煤價上漲增加的燃料成本同樣未能按照聯動機制得到有效彌補。以華能集團為例，2010年公司標煤單價較2003年上漲了392.5元/噸，漲幅達到132%。按照煤電價格聯動政策，在企業自身消化30%的基礎上，上網電價應上調0.107元/千瓦時，扣除已調整的0.067元/千瓦時，尚有缺口0.04元/千瓦時，共計影響公司利潤377.77億元。

　　由于煤電價格聯動機制執行不到位，發電企業整體贏利能力持續下滑，2008年發電行業首次出現全行業大面積虧損。

　　2009年以來，由于煤價持續高位運行，燃煤發電企業虧損面不斷擴大，資產負債率不斷攀升，資金供應十分緊張，企業經營發展受到嚴重影響。目前，燃料成本在發電成本中的比重已經超過70%，還在繼續增加。

　　翟若愚：幾年來電煤價格持續大幅上漲而煤電價格聯動政策不及時、不到位是導致全國火電企業嚴重虧損最直接、最主要的原因。由于火電企業的燃料成本占全部發電成本的70%左右，所以電煤價格的變動是火電企業經營中最敏感的因素。

　　煤電價格倒掛問題進入2011年后更加嚴重了，1月份華能、大唐、華電、國電、中電投五大發電集團平均標煤單價比去年(全年平均)又分別上漲61.6元/噸、88.96元/噸、30.63元/噸、40.13元/噸、69.11元/噸。

　　上網電價還沒調整，煤價高位運行又繼續大幅上漲，對火電企業經營是雪上加霜。

　　王會生：電力供需矛盾基本平衡后，發電企業將面臨通過結構優化和技術進步滿足資源與環境的雙重約束。“市場煤、計劃電”矛盾突出，電價機制改革成為各方關注的焦點，由于電力運行中出現的體制機制問題困擾仍然較多，節能發電調度辦法亟待細化和完善。

　　此外，受到電煤價格高漲、運力嚴重不足、綜合成本提高等諸多不利因素的影響，電力行業經營環境遭遇了空前挑戰。電煤僵局仍在持續，用電需求的低迷與煤價的穩中有升，迫使電力企業在生存與發展中掙扎。

　　廖澤龍：近年來，煤炭價格逐年持續攀升，火電企業采購的煤炭標煤單價由2006年的358.47元/噸漲至2010年的653.47元/噸，基本翻了一番，電煤采購成本大幅提高，而上網電價卻始終處于較低水平，導致企業連年虧損，生產經營舉步維艱，嚴重制約火電企業的發展。2010年，云南省火電企業幾乎全部虧損，全國火電企業虧損面達60%以上。

　　毛日峰：長期以來，“市場煤”與“計劃電”雙軌運行，雖然實施了煤電聯動政策，但煤價與電價始終難以達到平衡。煤炭價格大幅上漲，并持續高位運行，客觀上增加了電煤采運的難度。當前的電價政策并不利于電煤購儲，解決華中地區季節性缺電問題，必須從國家層面加大綜合性能源資源調控力度。發電企業呼吁重啟煤電聯動

　　主持人：本次“兩會”開幕當天，有消息稱，五大發電集團又一次聯名上書，請求重啟煤電聯動。多年來，“市場煤、計劃電”始終是電力行業的一塊心病。業內專家關于如何完善煤電聯動機制，充分發揮煤電聯動作用的探討和呼吁從未停止。

　　曹培璽：實施和完善煤電價格聯動機制，不僅可以有效緩解當前燃煤發電企業的經營困難，提高企業的贏利能力和可持續發展能力，還對保障電力安全穩定供應、促進全社會加快轉變發展方式和持續健康發展具有重要意義。

　　應該根據電煤價格上漲的實際情況，抓緊實施和完善煤電價格聯動機制。取消發電企業自行消化30%煤價上漲的規定，合理調整上網電價，彌補價差缺口，緩解煤電企業的經營困難。同時，進一步理順銷售電價形成機制，引導電力消費方式和經濟發展方式轉變。

　　完善電煤市場機制，加強電煤市場調控力度。實行電煤供求雙方長期合同制，利用市場機制平抑電煤市場過度波動。加強市場監管，特別是對電煤價格和流通環節的監管，切實控制煤價的非理性上漲。加強對煤炭資源的調配力度，統籌煤炭產運需協調，建立國家煤炭應急儲備制度。

　　同時，應進一步明確煤電一體化產業政策，加強政府指導協調，完善市場環境，利用市場機制，鼓勵煤電一體化經營。

　　陸啟洲：盡管國家發展改革委2010年年底明文規定今年電煤價格不能上漲，但實際上電煤價格仍在上漲。以中電投集團為例，2010年電煤每噸上漲38元，折算成標煤約每噸780多元，而中電投集團一年要用1.7億噸煤，故預計今年大概需多支付逾60億元。

　　要解決當前困難，煤電聯動可以算是能緩解火電困境的一種手段，但是由于很多觀點擔心通脹的預期而遲遲不能啟動煤電聯動。

　　實際上，對于上網電價上調，對CPI和PPI的影響有多大，我們曾經進行過測算：比如居民用電每千瓦時上漲5分錢，對CPI影響是0.1%。5分錢是什么概念，比如全國平均一個家庭每月用電100千瓦時，電價上漲5分錢，即一個月多消耗5元錢，我相信這對一般家庭而言應該基本上沒有什么大的影響。因為居民用電是最終消費，它沒有乘數效應了，可以直接拿到CPI中去計算。而根據測算，上網電價調整，每上漲5分錢，對PPI的影響是0.7%，PPI是有乘數效應的，所以影響大一些。

　　王建華：火電的虧損主要原因就是煤價漲，電價卻沒有動，煤電聯動機制應該盡快理順。目前有一些說法，認為煤電聯動造成的電價上漲影響面比較大，會涉及到工業生產及百姓生活等方方面面的問題。

　　我認為，在目前能源資源日益短缺、消耗量又比較大的情況下，適當地漲一下，可以抑制大家過度使用廉價能源。現在有很多節能技術并沒有得到很好利用。

　　有些單位認為節能改造費用比較高，舍不得花這個錢，但實際上節能節省下的錢用于改造綽綽有余。從這方面看，如果電價調高，節能技術應用效果將更加明顯。市場經濟下，就是應該用價格杠桿來調整。調整過程中肯定會有誤解，比如老百姓覺得電價高了，那么現在政府好多方面都可以補貼，電為什么不能?我們調整的目的應該是要讓那些高耗能的企業用不起電。

　　黃其勵：要解決火電主業虧損問題，首先應該解決煤價的問題。煤價應該有一個宏觀調控。雖然我們是搞市場經濟，但對不合理的發展現象國家應該采取調控措施，比如給煤價設上限。第二就是應該搞煤電聯動。考慮煤價上漲對電價的影響、電價上漲對社會工業和人民生活的影響，以及電價對煤炭工業的影響，在這些因素都充分考慮過之后，設定一個煤、電比例，然后把煤、電作為一個整體，捆綁在一起來進行宏觀調控。這樣就比較合理了。

　　另外還應該解決煤的質量問題。火電廠都有設計煤種，在這種煤種情況下，發電是安全的，效率比較高。但是現在相差很多。這點應該向國外學習，在新建電廠的時候，要和煤礦達成一個長期供貨協議。電廠壽命30年的話，協議就簽30年，沒有這個協議，電廠建設就不批準。煤價是可以調的，但供給電廠的煤種不能變。

　　加快改革理順電價機制

　　主持人：煤電聯動，必然意味著電價的調整。在其背后深層次的問題，就是如何加快推進電價改革。

　　電價機制如何完善，電價改革能否盡快推進?各位嘉賓在這一問題上看法不一。

　　翟若愚：面對火電目前的困境，為避免出現大面積拉閘限電現象，國家應盡快調整火電上網電價，特別是中西部地區的上網電價，以解決發電企業燃眉之急;從長遠看，要建立煤電價格聯動常態機制，要小步走、不停步，不能等問題嚴重了再解決，集中調整電價不僅會對市場造成一定影響，而且發電企業由于長期虧損經營也難以為繼。

　　國家要加快煤炭和電力市場化改革。首先要規范煤炭市場，取消重點合同內和重點合同外的價格差，以及產煤大省的省內外煤炭價格差，統一全國煤炭市場。整頓規范煤炭銷售中間環節，打擊非法行為，防止中間環節牟取暴利;其次要進一步規范電力市場，保證國家已核定的上網電價能執行到位。

　　陸啟洲：必須推進改革步伐，關鍵是電價改革，而電價改革的關鍵是要使電價回歸商品的本來屬性。因此，必須要看到，是否是價格圍繞價值波動，體現供需關系;其次看是否體現了資源的稀缺性，價格不能比成本高很多，也不能低很多。但是對于電價上調的可能性，取決于政府把電價作為配置資源的工具，還是宏觀調控的工具。

　　廖澤龍：應該盡快完善電價機制，充分發揮價格信號的引導作用，進一步完善煤電價格聯動政策，及時反映能源資源價格變動情況;完善電價補償機制，調整脫硫電價等政策，研究以環保效果結算電價，加大環保脫硫資金返還力度，適當提高發電企業上網電價，電源側上網電價調整提高對電網的影響應同步從銷售電價疏導;同時電網目前面臨建設的快速發展時期，當前及今后一段時期電網還本付息的電價矛盾仍將十分突出，資金缺口仍然很大，希望國家進一步加大疏導解決的力度。

　　曾鳴：電價上漲對于CPI上漲肯定是正面相關的，因為電價的變化會引起許多商品和服務成本的變化，正因為如此，電價調整一直受到全社會的關注。但是，電價漲3分錢到底對于CPI的貢獻是多少，則是一個需要經過復雜測算的問題，無法定性判斷出來。定性地說，如果是平均增加3分錢對于CPI影響小不了。

　　我認為，今年不會啟動電價改革。因為多年來已經使得電價問題“積重難返”，如果今年啟動改革，電價整體水平肯定是上漲，也就是說，目前的情況是，只要真正啟動電價改革，其實就是要漲價。今年有可能出現微調。

　　發電優化將成火電挖潛新方式

　　主持人：本次“兩會”上，李小琳委員和肖宏江委員都提出了“發電優化”的觀點，引起了各方關注，被看做是傳統能源清潔利用的新思路。本報第一時間對這一觀點進行了報道。我們再次簡要重溫兩位委員的觀點，希望能從中探尋到火電行業目光向內挖潛增效的新途徑，也希望能夠啟發業界繼續開動腦筋，為火電困境求解。

　　李小琳：發電優化是將電力需求總盤子，以計劃分配或市場配置的手段，完成初始安排之后，由發電企業在企業內部或在企業之間，在符合電力系統安全穩定的前提下，自主實施優化、調整、配置和交易，實現以最小的資源消耗和最少的排放滿足相同的電力需求的過程。其實質是從單臺機組的優化運行，擴大到盡可能大范圍機組的聯合優化運行。

　　發電優化分為內部優化和外部優化，首先進行內部優化，再進行外部優化。在我國當前發電安排的模式下，無論是發電內部優化還是外部優化，都蘊藏著巨大的節能減排潛力。據某集團所屬發電公司針對多個火電廠之間的內部優化系統模擬測算，在最保守的情形下，可獲得0.76%的發電煤耗降低和4.14%的發電效益提升。以此推算，如果能在全國發電企業(集團)實施內部火力發電優化，以現有火電規模，可實現年節約標煤950萬噸以上，到2015年，按保守測算，可實現年節約標煤1240萬噸以上，減排二氧化碳3200萬噸，二氧化硫35萬噸。

　　發電外部優化是在發電企業之間以發電權交易的形式，由高效環保機組替代低效高污染機組發電，由水電、核電等清潔能源機組替代低參數的火電機組發電。2009年我國發電權交易規模為1450億千瓦時，節約標煤1250萬噸，減少二氧化硫排放35萬噸，減少二氧化碳排放3200萬噸。據估算，我國發電權交易的潛在規模應為當前規模的8～10倍。

　　充分實施發電優化，可節約總發電成本700億元以上，即每千瓦時電減少1.75分錢，可一定程度緩解發電企業經營壓力，同時不影響電網企業利益，最終讓廣大消費者獲利。

　　肖宏江：對火電進行優化運行方式的調整，也可以進一步降低火電成本，促進企業節能減排，提高發電效率，降低煤炭消耗，促進電力科學發展，是當前火電企業挖掘潛力，降低虧損和低碳發展應該研究的重要課題。

　　首先，應該調整運行方式。火電機組的負荷率越高，發電效率就越高，煤炭消耗就越少。建議出臺相關強制性法規，限制火電機組運行負荷下限，提高機組發電負荷率，減少機組的開停機次數，實現長周期運行。同時，鑒于大容量、高參數火電機組具有低能耗、低排放的優點，相比普通火電機組具有明顯的節能減排優勢。建議有關部門進一步完善國務院《節能減排綜合性工作方案》，加強節能環保發電調度，提高大容量、高參數火電機組的利用小時。

　　其次，完善配套政策。加快輔助服務市場的建設，健全完善的輔助服務補償機制。對以提供輔助服務為主的電站，如骨干調峰電站等，應充分考慮其輔助服務的市場價值，在電價形成過程中予以合理傾斜。同時，要明確抽水蓄能電站的開發體制和價格機制，從政策角度扶持抽水蓄能電站建設。

　　第三，要加強電力調度監管。合理安排水電站、抽水蓄能電站、聯合循環電站和火電站的運行出力，在確保電網安全運行的前提下，盡可能提高效率、減少排放