结合实践活动为火电破解难题

电力18讯：    作者：夏元明　


    当前，电力发展面临着一些矛盾与不和谐因素。尤为突出的是背负巨额亏损的火电企业，再次受到煤炭价格不落实、经济运行不确定、电力市场疲软等不利因素的巨大挑战。火电企业当前的困境，是影响我国能源安全的一大隐患。电力行业深入学习实践科学发展观，就要在解决制约火电企业科学发展的突出上取得突破。
    我国80%以上的电力供应来源火电。2008年，在发电生产成本飙升，在经营状况不断恶化的情况下，火电企业为夺取抗震救灾斗争全面胜利，确保奥运保电圆满完成，积极履行国有企业肩负的社会责任，全行业亏逾700亿元，五大发电集团总亏损达400亿元。
    目前，受国际金融危机波及，电力需求下降，国家实行发电节能调度，按机组容量、煤耗排序安排发电。背负着巨亏包袱的火电企业，争取多发减亏，困难重重。中电联3月16 日发布的2009 年1-2 月电力工业统计月报显示，全社会用电量4972.18 亿千瓦时，同比下降5.22%；规模以上电厂发电量4882.94 亿千瓦时，同比下降3.7%；机组累计利用小时646 小时，同比下降103小时，而且预测仍有继续下行的风险。火电企业巨亏，员工收益下降、队伍稳定受到影响，融资贷款更加困难，设备技术改造的投入也因之受限，发电设备安全可靠性降低。大多数火电企业面临资金链异常脆弱的风险。如果，今年电煤价格仍然呈上涨态势的话，有许多发电企业正常生产将难以为续。一旦资金链断裂或资不抵债，停产、并购或资产重组不可避免。
    火电企业体制性、政策性亏损事关我国经济运行能否稳定、均衡、可持续发展。这就决定了我们一定要站在保护国家经济安全的角度，认真研究、思考，妥善作出合理政策安排和应对措施，尽快将火电企业拉出经营亏损的“沼泽”。

    1．抓住有利时机，加快电价改革。

    “电价不市场化，靠原来那套纯粹的煤电联动机制根本不能解决问题”。这是参加“两会”的电力行业专家的共识。煤电联动本是一种微调，原本规定煤价上升５％，且连续达到6个月才能联动，但是去年煤价失控，上升了50％，动摇了煤电联动的基础。若要弥补火电企业的亏损，就要大幅上涨电价，但这又是经济稳定运行所不允许的，造成煤电根本无法联动。
    温家宝总理在今年政府工作报告中“要推进资源性产品价格改革。继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时理顺煤电价格关系”的讲话得到了包括电力、煤炭两大行业出席“两会”的代表、委员的广泛共鸣。国资委主任李荣融曾指出，“煤电价格扭曲问题的解决，取决于价格体制改革。”金融危机形势呼唤着我国行业的机制性改革。
    电力体制改革的核心是电价改革，没有合理的电价形成机制，电力的科学发展就无法继续推进。棋至中盘的电价改革需要中央高层及有关部门的强有力推动。在当前供需形势相对放缓的情况下，国家改革资源类产品价格恰逢其时。受全球经济衰退，国际能源期货价格大幅下挫影响，国内煤价也出现了一定下滑。但是，由于经济下行，电力市场疲软，又很大程度上制约了火电企业扭亏增盈的能力。此外，在国家一系列刺激经济政策的作用下，一旦国内经济探底回升，煤价仍然可能反弹走高。3月11日，全国政协委员、国家电监会原副主席邵秉仁表示：“当前是推进改革的最好时机，应该从价格改革入手，推进电力改革。”自去年9月开始，我国CPI、PPI开始一直保持双降局面。国家统计局数据显示，今年2月份CPI同比下降1.6%，PPI同比下降4.5%。电价改革对下游产业以及我国经济产生较大冲击的风险已经大大降低，国家有关部门应该抓机遇、下决心、不折腾，按照《能源法》中关于能源定价的原则，加快推进电价机制改革。
    尽管电价改革才是化解电煤矛盾的治本之法，然而要建立合理的电价形成机制、需要通过多方面的调研、论证，并不是一蹴而就的。在现实情况下，最直接的，可运用财税政策调控手段帮助火电企业疏导亏损。虽然，最近一段时间以来，国家实施积极的财政政策和适度宽松的货币政策，全面实施增值税转型改革，连续五次降息，对缓解火电企业生产成本压力起到了一定的作用。但是，这是面对全社会而言的，对火电企业的财税减负效果有限。政府可以考虑兼用财政补贴、减税返税等过渡措施，由中央财政与地方财政分级对火电企业政策性亏损进行弥补。
    
    2．发挥调控作用，理顺煤电关系。

    当前，火电企业最重要的任务就是扭亏为盈，而最终能否扭亏与今年能否提高电价和降低电煤价格关系密切。考虑到国际金融危机的因素，上调电价的可能性微乎其微。当前，最现实、最迫切的是首先要解决占发电成本80%的煤炭成本问题，第一目标必须把煤价控制到合理的位置。
    2009年“全国煤炭订货会”上，火电企业坚守在去年重点煤合同价的基础上下降50元的谈判底线，出现了历史上罕见的一单不签僵局。火电企业为“生存”而争，而煤炭行业则为“效益”而争。据悉，2008年煤炭行业实现利润超过2000亿元。在一个产业链上相互依存的两大产业效益相差如此悬殊，令人吃惊。从目前情况来看，尽管各方对煤价后市普遍看低，然而让煤价下跌至火电企业的“止亏价”是不可能的。煤电是涉及国计民生的产业，单靠市场的方式来调节显然是行不通的。国际金融危机，充分说明了市场经济需要监管，也需要调控。在电价逐步市场化的时候，国家必须加大调控、维护公平，合理分配煤电相关产业链利益比例。绝不能放任双方价格“顶牛”，导致某个行业暴利，另一个行业巨亏。
    在短期内，最有效的是政府相关部门积极参与协调，寻求妥协办法，尽快促成双方签订有量有价的供煤合同。在特殊情况下，对煤企实施必要的价格干预。或者降低、取消海外煤增值税，鼓励进口海外煤，平仰国内煤价。在煤炭供应环节上，抓紧时间会同有关行业协会、重点产煤省督促煤电双方执行重点电煤合同，提高煤炭合同的履约率、兑现率。并出台相关政策鼓励煤企与电企签订中长期供货合同，稳定煤炭供货渠道与价格。同时，尽快取消给政府、煤矿及火电企业在电煤分配和成本分摊上带来很大矛盾的电煤价格双轨制。在电煤价格并轨后，重点解决好煤炭质量标准化和质量事故追溯难题，并抓好铁路运力协调，推动铁路增开直达列，打破电煤转运环节多、成本高以及运力不足的困扰。
    从长远看，要改革煤炭产运需衔接合同会这种典型的计划经济时代的模式。针对煤炭这一大宗资源交易，因不确定因素多，交易合同执行力和严肃性差的问题。借鉴证券、期货交易方法，尽快建立具有科学有序交易方式的全国性煤炭交易机构，让煤企和电企能够随时进行网上交易，使煤炭交易能够公正体现各方的利益诉求。

    3．优化产业结构，形成煤电一体。

    煤电联营是当今世界电力发展的新趋势。业内专家认为，煤电联营，有利于实现优势互补，并能使煤电之间的博弈转变为寻求利益均分。现在，煤炭市场虽说已经市场化了，但实际上这是一种初级的市场化，煤价并没有完全根据市场供求关系发生相应变化，而存在人为限产保价等价格扭曲行为。五大发电集团发电结构以火电为主，煤炭需求对市场依赖程度高，分散在不同区域的电厂由于行业性质、企业规模、省际壁垒等原因，往往在与当地煤企之间的谈判中处于劣势地位，对煤炭定价没有话语权，煤价的不可控给生产经营带来了很大影响。
    党的十七大指出，“加快转变经济发展方式，推动产业结构优化升级，是关系国民经济全局的紧迫而重大的战略任务。”过去，我国煤炭发展受前苏联专业化模式的影响，煤炭与其他产业的关系被割裂开来，造成煤炭的产业链无法延伸。而搞好煤电联营是解决能源问题，实现我国经济社会可持续发展的一条重要途径。
    为此，华电集团提出了“建设具有综合竞争力的现代化能源集团”的明确定位和“一调整、两优化” 等推动集团公司科学发展的战略举措。目前，华电集团正在按照价值思维和产业链的理念，推进发电企业向产业链上下游延伸，努力形成煤电一体、路港配套、产业集群的发展格局。围绕煤电一体这种方兴未艾的新的电力科学发展模式，一些有条件的电力集团和地方电厂也要下决心调整优化结构，从战略的高度推进煤炭资源开发，加大在产煤大省的资源开发力度，通过资产重组、联合、兼并等多种形式，抓紧占有和开发煤炭资源，提高煤炭自给能力，实现煤、电和下游产品与经济、环境的协调发展。势必有利于打破，煤强电弱、煤主电次，这种影响国家煤电产业平稳、协调发展的局面。

    4．推进管理创新，深挖降本空间。
    火电企业解困不是自身挖潜提效能够控制的。但是，火电企业绝不能因管理不到位而增加新的亏损，而要想方设法创新思路，提高管理，降低运营成本。
    我们应该看到，就经济技术指标而言，国内火电企业与国际先进企业相比还有不小的差距。我国火电厂的供电煤耗水平比国际先进水平高出11.2%；锅炉能耗效率低于发达国家20个百分点。这些数字说明挖潜节能的空间还比较大。
    集团公司2009年工作会议上指出，要转变发展方式，走“科技含量高、经济效益好、资源消耗低、环境污染少、人力资源优势得到充分发挥”的新型工业化道路，为火电企业推进管理创新指明了方向。火电企业要瞄准国内乃至国际同类型发电机组先进指标，深化对标管理，积极探索高燃料成本下的经济发电模式。在资金允许的情况下，加大设备节能技改的力度。
    2008年，扬电公司通过实施汽轮机本体及热力系统优化改造，两台330MW机组平均发电煤耗下降4－5克/千瓦时。对#6、#7炉一次风机、吸风机进行高压变频改造，平均节电效率近30%。通过开展全员、全过程、全要素对标。330MW机组飞灰含碳量同比下降0.5%，降低供电煤耗0.615 g/Kwh。主汽压、主汽温二项指标提高，降低供电煤耗0.35g/Kwh。全年在燃料成本上涨4.6亿元的情况下，通过自身努力，消化成本1.43亿元，确保了控亏减亏目标的实现。
    此外，火电企业要把控制和防范资金风险放在首位，要强化预算，多渠道、多市场、多方式、多主体进行融资，进一步拓宽煤源渠道，把握好资源与价格的平衡。从紧、从严控制成本，合理占用债权，加快电费回收，提高资金的周转率，力争做到既能解决资金缺口，又能减轻财务费用。通过一切手段，力争整体效益最大化。