湖南火電廠緣何身陷經營困境 亟待電力體制改革

　　本網特約通訊員 劉海波

　　有多少利潤可以再來

　　2005年9月，湖南各大媒體報道：湖南電力迎峰度夏勝利“收兵”，兌現了當初不拉閘的承諾。報道指出，今夏湖南電網用電負荷屢次刷新，8月12日，944.8萬千瓦的最高負荷和

1.9865億千瓦時的最大日用電量，創下了湖南電網歷史最高紀錄；與往年相比，湖南省今夏水庫保水最好，火力發電最穩。

　　然而，湖南幾家較大火電廠的經營報表顯示，今年1-7月，湖南8家重點火電企業中有7家企業虧損，實現利潤為凈虧損4.52億元，同比減利6.94億元。大唐集團在湘5家火電廠全線虧損，一片赤字，1-7月份虧損達5個億，發電越多，虧損就越大，火電廠身陷經營困境。

　　9月份，湖南省扭虧增盈辦公室、大唐公司扭虧增盈工作調研組先后到耒陽電廠進行調研，對這個去年曾經贏利的單位進行全面評估。調研組認為：煤價上漲、峰谷電價的實施加劇了火電廠的經營困境，市場環境、政府行為對火電廠扭虧為盈起著至關重要的作用，火電廠的利潤空間已越來越小。

　　為何受傷的總是我

　　電力供求旺盛，電煤供給短缺，電廠成了三明治的夾心，腹背受壓。

　　2005年，用電負荷持續攀升，調煤保電、迎峰度夏成為火電廠的政治任務。事關百姓安居，社會穩定，火電廠責無旁貸地擔此重任。在耒陽，春節期間，衡陽市政府召開調煤保電會議，以每天1萬多噸的運力向電廠輸送當地小窖煤的煤炭。為了能發電，用日卸煤3000噸的設計能力來消化萬噸的日進煤量，耒陽電廠的職工在冰天雪地里通宵達旦地工作。煤源有了，可是管理的難度卻加大了，耒陽電廠嘗盡劣質煤之苦。一季度入廠煤與入爐煤熱值差達1900大卡，最低的發熱量僅為8600千焦/千克，機組安全受到威脅。為了保負荷，投油助燃成首選，僅第一季度燒油5000多噸，比集團公司下達的全年燃油指標還多1千多噸。耒電的“犧牲”，換來了衡陽市的光明。衡陽市從元月1日起，全市范圍內無一條線路拉閘限電。在這樣的大好形勢下，他們提出了1至3月工業總產值目標鎖定在75.5億元，力爭實現同比增長23.5%的目標。

　　2月，湘西出現百年不遇的冰災雪災，造成大面積倒塔停電事故，作為湘南唯一一個電源點，耒陽電廠再次站在講政治、保穩定、促發展的高度，不惜賠上大量的燃油，確保機組安全、穩發，有力地保障著湖南電網的安全穩定運行。

　　與此同時，火電廠默默承受著煤源緊張、煤價上漲的壓力。1-7月，大唐在湖南省火電廠標煤單價較上年同期增長210元/噸，漲價的背后是入廠煤與入爐煤熱值差的升高，株洲、湘潭、耒陽、金竹山4家電廠的熱值差達1000千焦/千克，最高的甚至達到2249千焦/千克。

　　雖然這樣，還是有合同內的煤炭沒法落實，耒陽電廠就曾因缺煤而停機，影響電量2億多千瓦時。附近的新生煤礦對耒電的計劃煤只完成34%，大部分電煤流向了富裕的廣東。一面是社會缺電的安全生產壓力，一面是生產成本大幅上揚的負擔，火電廠的經營者疾呼：既然上網電價是調控的，政府是不是也該對電煤價格進行調控！

　　原本救生符 到手卻成空

　　電價名目多，政策折扣大，電廠有苦難言。

　　1-7月，湖南電網統調電廠經過幾番調價，平均上網電價為369元/兆瓦時，可是峰谷電價、豐枯電價、超發電價等政策的推行，加上一些電廠電價本身順價不充分，使實際結算的電價水平大大低于國家核批的平均上網電價。據悉，大唐在湘五廠火電廠的結算電價都低于國家核批的上網電價。

　　一是峰谷電價入”不敷“出”。湖南電網推行峰谷電價政策已近一年時間。該峰谷電價規定，高尖峰電價按國家核定的上網電價×1.12計算電價，低谷電價按國家核定的上網電價×0.6結算電價，峰谷電價的執行，使電廠上網電價與國家核定電價相比，平均掉價4%左右。

　　峰谷電價推行以來，一方面，一些企業將該電價政策利用得非常徹底，低谷電量劇增。以湘南為例，由于廣東對環保要求越來越高，大量的高能耗、重污染的小工廠涌入湘南地區，該地用電負荷劇增，永州最高增長率達33%，并且大都是低谷時段用電。另一方面，電廠陷入了高尖峰發電量不足、低谷卻滿發的局面。1-7月，耒陽電廠低谷時段發電量為8.66億多千瓦時，按該廠一期、二期低谷時段上網電價167元/兆瓦時和189元/兆瓦時計算，平均降低上網電價12.39元/兆瓦時，減少收入3285元，而燃料單位成本為206元/兆瓦時，低谷時段發電不能彌補的燃料成本達2500萬元，企業為此承擔了較大的經營虧損。

　　二是豐枯電價“降”多“升”少。 湖南豐枯電價政策規定：全年12個月，3、7、8、10為平水期，執行國家電價政策，1、2、11、12月為枯水期，電價上漲30元/兆瓦時，4、5、6、9為豐水期，電價比平水期下降40元/兆瓦時。枯水期電價上調幅度低于豐水期下降幅度，這個早已預留的折扣注定電網是贏家。

　　在湖南，水電、火電比例為3：2，“水”“火”失調，“水火”不容。水電廠靠“天”吃飯，來水多時，火電讓位水電，低位運行，就有電量損失。倘若遇上干旱缺雨，火電大發頂多賺到電量，因為執行的還是豐水電價和超發電價。

　　在湖南，7、8月更是迎峰度夏期，每年這個時候是火電廠發電量與利用小時數創新高的時候，也是承受電力供需矛盾壓力最大的時候，因為此時也是平水期，電廠“勞”苦“功”高，卻看不到激勵。一位資深的火電廠廠長說，火電廠一年的盈利就靠1、2、11、12月幾個月，如果這個機會沒有抓住，一年只能是白干活。

　　三是超發電價“發”少“超”多。一面是社會需要電力，一面是多發電量需要掉價銷售，這也是影響火電廠經營效益不得不說的話題。

　　湖南電網公司內部的調峰電廠有三個水電一個火電，裝機容量250萬千瓦左右，與大唐湖南分公司7家發電單位容量旗鼓相當，加上三峽、華能等電廠，火電廠上網競爭壓力大，機組利用小時數本身就不高。依照湖南超發電價政策，每個電廠都有一個核定的全年機組利用小時數，并把這個利用小時數具體分解到每一個月，每一個月超過這個利用小時數之外的發電量就執行超發電價。發電廠廠長們感嘆說：哪有“超發電量”，發電任務到現在都還沒完成呢！

　　湖南超發電價原來為270元/兆瓦時，今年5月根據煤電聯動，上調為332元/兆瓦時。1-8月，耒陽電廠機組超發電量占總電量的32.48%，按超發電價結算后，直接影響收益3148萬元。

　　四是煤電聯動短期難見利益曙光。煤電聯動方案于5月1日正式開始實行，但從煤電聯動方案中獲利更多的是煤炭企業，電力企業短期內難以從中獲利。

　　首先，該方案規定，電力企業必須自身消化煤價漲幅的30%，這就意味著電力企業利潤空間日益縮�。黄浯�，在首次煤電聯動方案進行測算時，

　　一樣的收費 兩種結果

　　除去燃料問題，政策性收費逐年增加、銀行還貸利息的提高也加劇了火電廠的經營困境。2003年至2004年，湖南有4家火電廠的擴建機組移交生產，2005年全部面臨償還高額貸款利息的境地。在耒陽電廠，預計2005年全年水資源費為446萬元，排污收費為2700萬元，與去年同比增加1502萬元。財務費用和政策性收費全年將達上億元。

　　而目前，火電廠電費回收率偏低，7月電費8月才收回去，實際完成只在85%左右，而且銀行承兌匯票高達50%，大唐在湘單位一年補貼在承兌匯票的費用達1個多億。

　　2005年，為降低生產成本，大唐在湘發電單位力行“功夫下到現場，眼睛盯住市場”，在管理上努力，在內部挖潛，也取得了一些成效。如耒陽電廠通過加強安全管理，加大混煤摻燒力度、機組效益檢修等舉措，使燃料單位成本在幾家火電廠中處于最低；該廠目前安全生產已近1000天，機組僅發生一次非計劃停運，上半年固定成本費用降低500萬元。

　　一個和諧的市場，應該是一個共贏的市場。造成火電廠經營困境的原因是多方面的，扭虧增盈調研專家們認為還有一些方面值得火電廠深思：一是廠網分外后，火電企業如何形成既是競爭對手、又是合作伙伴的一致對外的合力，扭轉處于市場弱勢群體的地位；二是如何建立與電網公司正常對話的方式和渠道；三是做好峰谷和豐枯電價的專題研究，制定好有效的應對措施 ；四是如何與政府溝通，理順電價。