中国电力企业联合会(以下简称中电联)上周五发布的2010年前三季度《全国电力供需与经济运行形势分析预测报告》(以下简称《报告》)显示：全国已有10个省的火电企业全部亏损；发电企业因亏损面临资金链断裂风险；目前正值北方采暖期临近电厂冬季储煤之际，但一些电厂已无钱买煤，可能产生不能保证电力、热力供应的风险。

业内专家在接受《经济参考报》采访时表示，“市场煤、计划电”的价格机制和“电为央企、煤归地方”的管理体制，是造成煤电矛盾加剧和火电企业亏损的根本原因。因此，从国家层面讲，要加大价格机制和管理体制改革力度；从企业层面讲，电力企业须进一步加大结构调整力度，发展清洁能源发电，同时加快煤电一体化步伐，走一条自我解困之路。

困境 10个省火电企业全部亏损

中电联《报告》称，今年以来电力行业整体效益有所增长，但火电企业经营却更加困难。1至8月份，受上年年末销售电价上调的翘尾作用影响，电力行业利润总额972亿元，同比增长108.5%，但火电企业利润从上年同期的268亿元下降到220亿元，继中部六省和山东省火电企业继续全部亏损之后，东北三省火电企业也开始加入全面亏损行列。

“由于持续亏损加剧，发电企业偿债能力明显削弱，融资难度不断加大，资金链断裂的风险显著增加。”《报告》针对当前一些地区的电力供需形势发出警告，“目前已临近北方采暖期，电厂都开始冬季储煤，可是因为亏损严重，一些电厂已经无钱买煤，可能产生不能保证电力、热力供应的风险。”

中电联统计信息部主任薛静接受《经济参考报》记者电话采访时表示，火电企业严重亏损的原因主要是电煤价格上涨太快。她说，随着全国市场电煤价格高位波动，今年市场煤价比上年同期上涨超过100元/吨，五大电力集团到厂标煤单价平均上涨超过15%，经营压力巨大。

“特别是河南、山西、安徽等中部产煤大省，火电企业亏损尤其严重。”薛静分析说，“这其中的主要原因一方面是由于电煤价格上涨太高，另一方面则是由于坑口电厂上网电价偏低。受双向挤压，电力企业生产经营陷入困境。”

据中国电力投资集团公司有关负责人介绍，过去亏损比较严重的一般为30万千瓦以下的火电机组，而如今在有些地方连60万千瓦的火电机组也开始出现亏损。

来自证券市场资讯印证了火电企业亏损的现状。日前公布的上市公司前三季度业绩报告显示，火电上市企业已经位列上市公司亏损榜首位。比如，华银电力、漳泽电力、华电国际、深南电、ST豫能5家火电企业列入亏损企业前20位，其中前三家企业分列第一、第三及第四位。各公司在分析亏损原因时不约而同地把“原料价格上涨”放在首要位置。

比如，漳泽电力三季度财报显示，今年1至9月预计累计亏损3.8亿元到4亿元，该公司称企业亏损的主要原因是“煤价保持高位运行，而发电量持续保持增长存在一定的不确定性”。宝新能源三季度财报显示，公司实现净利润比去年同期下滑了53%；而惠天热电前三季度净利润比去年同期下滑76%。

原因 价格机制及管理体制矛盾制约

业内人士分析认为，当前的电价形成机制是造成火电企业亏损的重要原因。中电联《报告》更为明确地将火电企业亏损归因于“市场煤、计划电”的价格机制。

据了解，为了化解煤电矛盾，国家发改委曾于2004年颁布了煤电价格联动机制。一份由国网能源研究院所做的《煤电价格机制研究报告》显示，2005年5月和2006年6月，国家发改委两次实施煤电联动，销售电价累计平均每千瓦时提高了5.02分钱；2008年在电煤价格再出现大幅度攀升的背景下，国家发改委分别于当年7月1日和8月21日两次调整发电企业上网电价。

“煤电价格联动机制对维护发电企业正常生产经营也发挥了重要作用。但由于实际上煤电价格联动并未到位，煤价上涨幅度一直高于上网电价的涨幅，这使得发电企业亏损不断加剧。”国网能源研究院财会与审计研究所副所长李成仁说，比如2007年电煤价格持续上涨，而且涨幅超过了煤电价格联动机制所规定的5%，但考虑到物价CPI等诸多因素，电价并未做相应上调。当前燃料成本在我国发电企业总成本中已占据70%的比例。

谈及煤电价格联动不到位的问题，薛静告诉《经济参考报》，自2003年以来，我国煤炭价格持续上涨。以秦皇岛5500大卡煤炭为例，累计上涨超过150%，而销售电价涨幅仅仅32%。电力企业已难以承受煤价频繁上涨和电价调整滞后造成的刚性成本增加，火电行业由此严重亏损。

“管理体制上的制约，也是造成煤电矛盾加剧并导致火电企业亏损的重要原因。”中国电力投资集团公司总经理陆启洲在接受《经济参考报》采访时说，目前我国发电集团属中央企业，而煤炭企业多为地方管理。低电价“低给”中央政府，高煤价“高给”地方政府，因此一些煤炭大省，都在悄悄采取“抬高煤价，压低电价”的政策。这也就是为什么越是在山西、河南、安徽等煤炭生产大省火电企业亏损严重的重要原因。

此外，煤炭运输环节成本居高不下，也被认为是造成火电企业亏损的一大因素。李成仁告诉记者，长期以来，由于铁路运力紧张等原因，煤电双方不得不承受在国家核定铁路运价之外的“灰色成本”。有数据显示，从山西运煤到秦皇岛不到1000公里，按照正常运费应在100元/吨左右，可实际上在山西出矿价约500元/吨左右煤炭，到了秦皇岛就变700多元/吨，流通环节费用高达200多元/吨。

中电联《报告》发出呼吁，尽快落实煤电联动政策，加快推进电价机制改革。《报告》建议，在合理的电价机制形成过程中，继续坚持煤电联动的原则和机制；同时，加快资源性产品价格机制改革步伐，尽快研究符合市场规律、适应我国国情的科学合理的电价形成机制。

出路 多措并举方能化解亏损困局

国家能源专家咨询委员会副主任、中国能源研究会副理事长周大地接受《经济参考报》记者采访时表示，解决发电集团特别是火电企业亏损的关键，在于要加快电价机制改革，从根本解决“市场煤、计划电”的窘困；同时从企业层面讲，发电企业也要加快结构调整步伐，发展水电、风电、核电等清洁能源，并推动煤电一体化重组，积极主动地闯出一条自我解困之路。

“我国电价机制改革正在悄然展开。”国家电网公司副总经理舒印彪在10月30日举行的北京2010“能源·经济·发展”论坛上发表主旨演讲时说，国家发改委最近推出的“阶梯电价方案”为电价机制改革拉开了帷幕，但令人困惑的是，却有许多人对此发出批评甚至反对的声音。

舒印彪介绍说，阶梯电价改革方案把户均用电110度定为第一档，即基础电价；110度至210度为第二档，每度电加价5分钱。如果按一般家庭每户每月用电超出基础电量30度，每月多支出电费1.5元，有不少人却对此有意见。“我们的改革要得到老百姓的理解和支持。打手机与朋友多说两句话所花的费用可能就超过1.5元，我们对于电价改革为何不能多一份支持呢。”

从企业层面讲，近年来，在国家节能减排政策的推动下，同时也在现行价格机制的“倒逼”下，以五大发电集团为首的我国电力企业调整结构的力度不断加大。一方面，一大批高耗能、高污染的小火电机组被关停。国家能源局公布的数据显示，“十一五”期间全国已累计关停小火电机组7077万千瓦，超额完成了原计划关停5000万千瓦的目标，每年可节约原煤8100万吨。

另一方面，水电、风电、核电等清洁能源发电快速增长。中电联《报告》显示，截至今年9月底，全国水电、风电比重分别比上年同期提高0.51和1个百分点；火电比重降低1.51个百分点。今年前三季度，全国水电、核电、风电完成投资分别同比增长6.23%、15.48%、54.94%，水电、核电、风电合计投资额比重达到61.96%，比上年同期提高4.03个百分点，反映出清洁能源投资力度继续加大。

与此同时，许多发电集团为摆脱亏损困局，积极向“上游”寻求突围，探索煤电一体化之路。其中探索最为成功最有代表性的当属中电投集团。在2002年底厂网分开之初，中电投从资产质量到企业效益都是名副其实的“小弟”，但到2010年上半年，来自国资委网站公布的数据显示，中电投一跃成为排名首位的“大哥”。分析企业发展壮大的原因，陆启洲说：“我们这几年闯出一条‘以电为核心，煤为基础，产业一体化协同发展’的新路子。”

但陆启洲同时认为，推动兼并重组，实现煤电一体化经营，实际上是一种非市场化的“无奈之举”。他说，在完善的市场经济体制下，专业化成本最低，煤炭企业擅长挖煤，发电企业搞发电是内行，按道理本不应该相互渗透。但在我国当前能源管理体制和价格形成机制框架下，发电企业受困于电价，不得不向上游煤炭、运输等领域寻求联营，以拓展生存空间站。