2010年入冬以來，由于電煤價格持續大幅攀升，華東地區部分燃煤火電企業虧損加劇，資產負債呂普遍較高。華東電監局直接監管的上海市、安徽省，2010年1月~11月，上海市，安徽省統計電廠單位發電利潤分別為27.37元/千千瓦時、-16.95元，同比下降了50%、250%，其中安徽省發電企業已普遍虧損，六家發電集團23個電廠，虧損22個虧損面達96%。

主要困境

1、煤價大幅攀升且難以疏導。與2005年相比，上海、安徽煤價增幅分別達82%和94%。2005年~2009年，上海市、安徽省煤價的漲幅均達到電價漲幅的6倍。雖然發電企業的管理效率在不斷提高，工程造價、運行成本在不斷降低，但仍無法扭轉企業經營困境。部分發電企業2010年9月底的資產負債率已經高達90%以上存在資不抵債，資金鏈斷裂風險。

2、煤質下降增加運行成本，影響發電設備安全生產。 一些煤炭企業受利益的驅動，采取減少重點合同兌現，降低煤質，虧卡虧噸等方式變相提高電煤價格。與2002年相比安徽省的電煤熱值下降了1290大卡/千克，同時煤質下降給企業正常生產經營帶來了巨大的影響一是鍋爐使用設備磨損嚴重；二是燃煤量、助燃用油量增加、廠用電率和供電煤耗率上升使得運行成本和生產維護費用大幅度增加2010年前三季度僅大唐安徽分公司因虧卡虧噸引起的損失高達7000萬元。

3、環保要求提高、政策執行不到位，銀行信用收緊、利率提高等外部因素，加劇了發電企業的經營壓力。 企業脫硝的建設運行成本尚未補償，水資源費等環保費用日益增加，脫硫加價政策執行不到位，如安徽省脫硫加價的電量僅為基數電量，尚有8.56%的電量未能執行脫硫加價。同時，由于企業經營狀況不樂觀，銀行信用收緊、加之目前利率的逐步上調，電廠還貸風險資金支付風險日益加劇。

4、受新機投產等因素影響，發電利用率小時呈下降趨勢。上海市、安徽省2009年的用電量較2005年分別增長了26%、68%但由于同期發電裝機容量和外來點快速增長，發電利用小事逐年下降，上海市2005年~2009年統調電廠發電利用小時數從5978小時降至4596小時，降幅達23%;安徽省2005年~2009年統調電廠發電利用小時從5916小事降至4773小時，5年下降1143小時降幅達19%

5、物價上漲使材料、人工等費用上行的壓力增加愛，部分機組無法正常檢修。由于國際國內宏觀經濟形勢的影響，2010年11月消費物價指數（CPI）同比上漲6.1%，環比上漲1.4%盡管發電企業努力挖掘潛力，但材料費、修理費。人工費等費用上行的壓力仍然不斷增加，難于內部消化。成本壓力使得部分發電企業因資金困難或為完成年度經營指標而大幅削減機組正常的修理和技改資金，影響到機組的性能及安全穩定運行，增加了事故風險。

6、供煤合同與發電權交易不配套，替代發電難于開展。再實施節能環保以大代小替代發電過程中，由于重點煤合同未能與發電計劃同步轉讓，小機組轉出電量造成煤炭使用量減少導致重點合同煤減少，大機組轉入的代發電量必須使用重點合同外的高價煤，以大代小替代發電使得本應在發電企業間的內部利益轉移至煤炭企業。在煤價持續走高的情況下，大機組不愿意也無法承擔替代發電的風險，發電權交易難于開展。

7、現行的管理體制，約束生產力并影響節能減排效果。再現行以省為實體的管理體制下，行政手段的減排難以打破省間壁壘，影響了資源的合理利用和分配，影響了節能減排的效果。如2010年1月~11月份安徽60萬千瓦機組的平均發電利用小時低于上海、江蘇、浙江30萬千瓦機組的發電利用小時，省間的壁壘不利于全社會節能減排，直接導致了發電企業出現了增產不增效的嚴峻局面。

原因透析

1、電煤聯動機制運行不暢，煤炭價格未能合理疏導。電煤價格機制不協調，電煤聯動機制運行不暢。2003年~2010年，上海市、安徽省煤價的漲幅是電價漲幅的6倍，導致發電企業經營困難。同時，煤炭價格上漲不能及時傳導至終端消費，電力價格信號失真，失去了對能源供求的引導作用。

2、煤炭市場監管薄弱，導致部分煤炭被壟斷且供應無序。目前煤炭行業雖已基本市場化。但是煤炭價格沒有完全由市場形成。如煤炭儲量居全國第7的安徽省，其他四大礦業集團的煤產量占全省煤炭總產量的90%以上，其中淮南煤礦更占據主導地位，在安徽省內是寡頭壟斷市場。雖然安徽是華東煤炭資源大省，但是安徽發電企業的標價煤價格確位于華東第二位。與此同時，煤炭市場監管薄弱，合同煤和市場煤價格差異巨大，市場誠信度缺乏，導致煤炭價格無序上漲，合同兌現率低，虧卡虧噸嚴重。

3、電力投資體制不完善，國有發電企業盲目無序擴張問題嚴重。由于電力投資體制的不完善，制度的不科學性，外資和社會民間資本已基本不愿意參與電力投資，電力投資方主要是國有發電集團，一些企業為追求企業規模的擴大，不惜代價跑馬圈地搶奪資源，甚至違規超前建設，資源端競爭出現問題，一是電源分布不合理。電源與電網建設不配套，建設地點和經濟效益好的電源項目大家搶著建，東部沿海地區煤電裝機過多、過密，造成環保壓力加大，發電利用小時下降；二是電源結構不合理。火電占比太高，對能源消耗、煤炭生產和運輸、節能減排等都帶來巨大壓力。尤其電煤密集的地區，煤炭爭奪，鐵路運輸瓶頸長期存在。三是由于電量、電價和電力項目均由政府確定，部分電力企業依賴思想嚴重， 始終認為是政策性虧損，必須通過電價調整加以解決。

對策建議

如上所述當前發電企業經營困境的根本原因是能源價格機制不協調，電價不能及時消化因電煤漲價而增加的發電成本。解決電煤矛盾的根本出路，還要從下面三個方面采取措施：

1、建立煤炭、油、氣能源價格與終端電消費直接聯動機制。煤電聯動機制作為一種成本傳遞機制，其核心是在保持兩個行業均衡關系的前提下，傳遞成本沖擊，確保電力行業服務的穩定性和財務的安全性。有關研究表明，電價每千瓦時調整1%，對CPI的影響僅為0.095%。適當調整電價水平，不會導致價格總水平的顯著上漲。近期一是要梳理煤電價格關系，將不斷上漲的發電成本通過價格信號逐步傳導到用戶側，根據宏觀調控和控制通漲的發展態勢，及時疏導上網電價，同時激發用戶用戶節能降耗的動力，抑制高耗能產業的盲目發展，降低不合理的用電需求；二是切實落實脫硫電價政策，抓緊研究制定脫硝脫碳補貼政策。緩解發電企業的經營壓力，維持發電企業的正常生產，確保電力的安全可靠供應。

2、加強煤炭市場監管力度，形成公平有序的能源市場秩序。目前煤炭價格機制尚未形成，壟斷程度較高，煤價無序上漲，煤質日益下降，合同兌現困難，亟需加強煤炭市場的監管。一是要完善煤炭價格形成機制。雖然我國煤炭價格已經逐步接近于市場化，但是煤炭價格形成機制還不完善，煤炭價格還不能充分體現使用煤炭的環境成本因素，因而必須進一步完善煤炭價格形成機制；二是要建立煤炭市場監管組織，進一步明確責任，對煤炭的產、供、銷實施全面監督；規范和加強電煤合同管理，加強電煤質量及電煤合同兌現率的監控，定期或不定期開展檢查；三是加大對違規行為的處罰力度，嚴厲處置無序漲價、關聯企業違規收費等行為，整頓煤炭市場秩序；四是定期向社會發布煤炭供應情況及電煤價格變動情況接受社會及輿論監督。

3、推進電力市場化改革，改進電力調度機制。當前，應繼續推進電力體制改革，加快電力市場建設，一是積極搭建交易平臺、完善規則，鼓勵發電企業積極參與跨省跨區電力電量交易；二是經快出臺獨立的輸配電價，公平開放輸配電網，積極推進大用戶與發電企業直接交易；三是建立市場減排機制，打破省間壁壘充分發揮高效機組的節能減排作用；四是優化發電調度措施，優化機組運行的經濟性，可試行按廠調度，最大程度降低發電煤耗，提高機組運行效率和經濟性。同時，要統籌電力與上下游產業的結構調整與規劃發展。推動煤電一體化建設，引導發電項目合理布局，鼓勵煤電雙方通過相互參股或控股，進行戰略和整合，加速產業融合，形成多贏格局。 （摘自 中國電力報）