一、湖南火电面临的困局

　　近年来，湖南省火电电源建设迅速发展，“九五”新增装机265万千瓦、“十五”新增装机500万千瓦。大容量、高参数的火电机组，不仅优化了湖南省火电机组结构，同时也改善了全省水、火电装机容量比例。然而，由此所带来的相当比例的发电备用容量有力地支撑了全省经济的快速发展所需的电力供应可靠性，且在短期内基本解决了枯水季节及外供电入湘受阻时区域供电的难题，但也加剧了火电经营的困局。

　　(一)火电为水电让路与常年长峰长谷，决定了湖南火电的季节性与自身的不可控性

　　湖南是一个水电丰富且开发比例高达80%的省份，水、火电装机容量比例高达45.4：54.6。水电的季节性特征非常突出。每年4月至7月的径流量达到年径流量的50%-70%，而其他8个月份则属枯水季节，水电出力严重受限。近10年来的数据表明，全省用电量年平均增长率为9.2%，省网统调最大负荷年平均增长率达11%，最大峰谷差高约2834MW，平均日峰谷差约1618MW；加之外购电入湘的80%为水电，省内网统调水电的调节性能在季调节以上的高达75%(统调部分)，且这些水库基本上都有防洪任务。由于受来水情况的严重制约，水电变成了最不可靠的能源：一旦来水，水电就得优先上网，火电被迫减负荷甚至停运；一旦缺水，火电又得快速地顶负荷运行。因此，最终保障社会可靠供电的基础始终是火电，火电的季节性调峰支撑着湖南的可靠供电，也为水电上网的季节性供电与不可靠供电提供了保障。但频繁地停、开机和长峰长谷却使火电不得不支出超额的开停机成本，发电负荷也时刻受制于电网中的水电状况，从而严重影响了火电企业的经济性和安全性，并决定了湖南火电的季节性与自身的不可控性。

　　(二)水、火电利益互补机制断裂和小水电联网加剧了水、火电利益分化

　　一是2002年底的电力体制改革没有考虑湖南水、火电比例在不同发电团体中的资源互补，又不能延续原省电网内业已存在的火电为水电让路的利益互补机制(仅指省网统调的水、火电)。

　　二是小水电联网后，水、火电利益更加分化。火电不得不为小水电让出更多的季节与市场，并且为水电提供更多的备用容量，以满足调峰填谷的需要。但没有建立合理的补偿机制，从而使火电让出了更大的市场，承受了更多的社会责任与压力，且相应增加了更多的成本。

　　三是火电长年“吃不饱”，加剧了火电同业间的竞争。依照湖南超发电电价政策，每个电厂都有一个核定并按月分解的机组年利用小时数，超出所下达利用小时之外的发电量就执行超发电价。尽管超发电价相对偏低，但失去水电利益补偿的火电企业仍不得不使尽浑身解数抢煤量、电量，以从火电内部分得更多的“粥”来弥补丰水期内停发或少发电以及为水电调峰所付出的机组启停费用。

　　(三)火电适度超前发展了，但却无人为其合理成本“埋单”

　　电力发展的规律决定了火电发展的适度超前性。电源的增长一般呈阶梯形，而负荷的增长呈斜线，两者集中反映为：缺电一平衡一余电一平衡，再缺电一再平衡一再余电一再平衡。这一规律更是体现了火电建设速度较快、规模较大、投产较集中的阶段性特征。在电能不能大量储存的情况下，电力的供给能力取决于装备能力，因此要充分满足用电高峰季节和高峰时段的需求，就要有足够的装机容量并保持一定的负荷备用及事故备用量。特别是在当前经济危机的冲击下，湖南“余电”、“再余电”的适度超前性特征将更加明显，季节性、时段性的供应相对富裕现象会时有发生。根据火电的建设周期、湖南水电的不可靠性、电力消费弹性系数变动和枯水季节的电力供需平衡等因素，在水电出力严重受限时，火电应能满足全社会的可靠供电且备用容量至少要大于25%。就这一点而言，湖南省还没有达到过度发展的程度。

　　然而，这种适度超前有着巨大的“隐性成本”：一是火电机组高额的前期工作、建设费；二是投运后的维护、运行成本等。既然适度超前是为了“水电优先”和电力增长的需要，那么这笔“隐性成本”单独由火电企业来承担显然有失公平，而应该建立合理的成本列支机制。否则，适度超前发展所获取的备用容量就得不到应有的价值体现，国家和火电企业所付出的巨额成本也无法得到合理释放。

　　(四)资源短缺与需求的时段性，电煤调运困难重重

　　从2003年开始，湖南由煤炭净调出省份转为净调入省份，煤炭需求缺口在逐年加大，2007年煤炭消耗6600万吨，净缺口达1200万吨。据预测，2015年全省煤炭消耗总量约达到9000万吨，净缺口约为3400万吨。煤炭资源的严重短缺、铁路运力的紧张与均匀性及湖南火电与铁路运力的季节性冲突，迫使各火电厂被动响应“丰水期大量存煤，枯水期大量耗煤”的时段性需求，大大增加了电煤调运的难度和超量煤炭存运的成本。

　　(五)电网供电方式外延，火电生存环境不断恶化

　　近年来，我省电力丰枯、峰谷矛盾突出，电网供电方式的外延使火电常年处于低负荷的“非经济负荷区”运行：一方面，省内火电常处于饥不择食或饥不择时的状态；另一方面，为了避免受煤炭市场和来水影响，又不得不每年从外省购入高达12%左右的电量。这种内外交困使湖南火电机组利用小时下降。究其原因，一是火电容量相对富余；二是火电出力受煤炭供需及铁路运力影响大；三是受水电冲击大；四是受外购电影响大，且外购电中绝大部分来自三峡与葛洲坝水电，从而加剧了水电电量对湖南火电的冲击；五是特高压输送电力进人湖南，将进一步加大对湖南火电企业发电市场的挑战；六是调度政策的倾斜，优先水电及清洁能源，优先外省电入湘，最后省内火电调剂供需。

　　(六)火电企业以量止亏成为不可求的奢望

　　近几年来，国家通过煤电联动等方式先后多次调整电价，但均未能从根本上解决火电企业的生存危机，甚至到了“少发必亏，多发也亏”的地步。

　　究其原因，一是现行的电价核定机制仍沿用电力体制改革前的测算体系，没有充分反映火电企业的完全成本及区域内受水电影响的因素，加之厂网分开后火电市场的不完全性，使相关部门在调整电价时也往往以调整销售电价为主，这种调节显然会使相关利益体搭上“利益快车”，或多或少地挤占火电的电价空间。

　　二是市场煤和计划电的博弈，使火电企业深深地陷入了“煤价上涨一电价上涨一煤价再上涨”的怪圈而难以自拔，更别说负担煤电联动中30%的煤价上涨因素了。按照煤电联动方案计算，煤价每上升20元／吨，上网电价得相应调高0.01元／千瓦时才能消化燃煤成本的上涨。如：2008年9月，某厂的人厂标煤单价为833.25元／吨，比去年同期提高了277.77元／吨。这样，上网电价就得上调0.139元／千瓦时。实际上，这个联动机制对火电而言无异于“紧箍咒”。每联动1次，火电企业的压力就加大1次，且助长了煤价的新一轮飙升。事实上，根据火电厂实际成本测算，原煤价格每上升约16元／吨，上网电价就应该提高0.01元／千瓦时。在上例中，电厂完全成本顺出至少要提高电价约0.16元／千瓦时才能达到平衡。

　　三是丰枯分时结算电价使我省火电上网电价严重偏离标杆电价。现行的以标杆上网结算电价为基准的峰谷分时、丰枯电价和超发电电价综合政策，使峰谷电价差高达2.03倍，丰枯季节电价差达0.07元／千瓦时。其中，高尖峰时段上网电价为0.4209元／千瓦时，低谷时段上网电价为0.207元／千瓦时，意味着火电厂的实际上网结算电价与国家规定的标杆电价(标杆上网电价为0.4255元／千瓦时，脱硫燃煤机组标杆上网电价为0.4405元／千瓦时)具有较大的差距，且低谷时的火电上网电价购不回火电企业发电所付出的度电燃煤成本，尖峰时上网发电电价仅仅基本不亏。这既没有反映电厂为了顶水电出力而大量存煤产生的风险与成本，也没有考虑燃料成本不随时段变化、不同机组的调峰成本和受政策性影响的财务成本增加等因素。此外，在超发电价上，也因计划弹性过大，造成计划电量少而常出现电量溢出现象，使电厂被迫低价超发电而损失利益；在脱硫电价上，现行的火电上网电价对脱硫系统投运仅给予了0.015元／千瓦时的上网电价补偿，这远补偿不了火电机组脱硫系统投人、运行与维护的完全成本，对本已十分艰难的火电企业无疑是“雪上加霜”。

　　四是上网电价调整不及时且严重滞后。电价微调时，严重滞后所带来的成本增加没有列入完全成本调整之中，增大了火电行业的经营风险。

　　(七)利益平衡难以使节能调度落实到位

　　随着电力调度的不断优化，调度方式正由按照年度计划实施发电调度的模式向优先清洁能源、优先高效能火电机组的环保节能调度模式转变。在水电等清洁能源优先的情况下，调度的公平实际上就是如何保证火电上网的公平。由于在一个区域内存在不同利益竞争的发电企业、不同时段和不同电价政策、电网掌握着一定容量的电源等因素，不同利益团体、不同电价时段就难免产生效益偏差，调度机构为兼顾各利益集团的关系，就难免使节能调度陷入旧模式而难以自拔，并最终导致火电“大马拉小车”现象，从而影响火电效益的最佳发挥。

　　(八)持续多年的巨额亏损，加剧了湖南火电维持再生产的困境

　　自2002年厂网分开以来，湖南火电在煤价一路飙升、电价联动不及时和机组利用小时不断下滑的多重因素影响下，“三年小羸，三年大亏，2009年仍然在亏”。这种持续多年的巨额亏损，使湖南火电的企业负债率严重偏高，自有资本金大幅缩水，不少企业步入了“亏损一贷款一再亏损一再贷款”的恶性循环，加剧了湖南火电维持再生产的困境，企业生存受到了严重挑战。如：湖南火电最大、最有代表性的大唐华银电力2008年亏损10.61亿元，同比降幅高达2254.26%，同时公司负债达111亿元；2009年一季度，发电量同比减少30.60%，亏损1.52亿元。这个湖南电力惟一的上市公司若长此以往将不得不面临转ST股甚至两三年内退市的严峻挑战；值得关注的是，湖南最大的煤业公司湘煤集团却在日前挂牌启动了“黑金时代”公司上市计划，并拟在2011—2012年实现上市。一旦这“一退(市)一上(市)”变成现实，耗煤占50%以上的湖南火电将会因业绩凋闭而遭到投资者的彻底摒弃，失去了火电支持的“黑金时代”又能如何持续?这也许将不止于湖南火电的“坏事”与煤业的“幸事”，而是整个湖南火电企业的悲剧，不能不引起社会各界对现行区域火电政策机制的反思。

　　二、湖南火电解困的对策思考

　　湖南省火电所面临的困局其实已不再是一个单一的行业性亏损问题，而是直接关系全省国民经济能否保持可持续快速增长和一、二次能源安全的问题，更是一个庞大的系统工程和社会工程。它不仅需要企业自身的努力，更需要政府的鼎力扶持。

　　(一)“效益>发电”，湖南火电需要用科学发展观来构建“电厂也是企业”的理念和氛围

　　近几年来，发电企业的效益不断滑坡，尽管主要是由于外部环境的不断恶化和体制改革后配套机制未能相应理顺所造成，但效益意识缺失、停留于“发电：效益”的固有思维也是一个重要的原因。“增电量不增收益”成了火电企业的家常便饭。但用科学发展观来看待火电，它的基本属性首先应该是企业，然后才是公益性。因此，只有“效益>发电”，火电才能在实现自身可持续发展的同时，更好地实现其公益性的社会功能。

　　1.“瘦身自救”，切实增强企业核心竞争力

　　在当前电力相对富余、生产相对宽松的时期，火电企业要化“危”为“机”，抓好内部管理，通过挖潜提效来“瘦身自救”。一是要利用机组停备的时机，加强设备的维护、检修和改造，尽最大努力地降低能耗，更好地推进环保节能调度；二是要坚持不懈地实施成本领先战略，尽最大努力地向内部挖潜减亏；三是要积极呼吁社会各界调整和理顺火电约束机制，以维持其再生产，才能更好地履行社会责任。

　　2.抓住“拐点”，建立煤电互保的长效机制

　　当前，湖南省电煤库存基本“爆满”，煤质也有了较大的提升。面对煤量和煤质的“拐点”，湖南火电必须冷静分析形势，抓住有利时机，构建煤电互保的长效机制。一是要根据市场形势有理有节地保量提质降价；二是要实施低成本向上游产业链扩张策略；三是要争取与信誉好的大型煤炭企业建立长期友好合作的战略伙伴关系；四是要加强对电煤的战略性研究，积极寻求区域内电煤消耗的不均匀与煤炭产能及铁路运力均衡性之间严重冲突的解决办法；五是依靠政府相关部门进一步做好统筹兼顾，加强对煤电政策的宏观调控，建立与中国特色社会主义市场经济相适应的煤电政策调控机制。

　　3.争取政策支持，营造火电发展的和谐环境

　　一是要站在确保湖南一、二次能源安全的高度，在省政府尚未出台确保区域能源安全的有关法规和电煤供应临时限价措施的情况下，争取省政府保留煤炭价格调节基金政策，为构建煤炭战略储备体系积累必要的资金；二是要抓好电煤的质量安全，并最终形成煤、电、运三方共同维护煤质及政府有法律约束煤质标准的局面；三是要充分发挥好政府协调煤矿和运输部门关系的功能，统筹好安全与煤炭供需的关系，稳定坑口电厂的煤源和煤价，并建立可持续的一次能源产业链。此外，一旦煤价高企，火电企业是否可以探索来煤加工收取加工费的方式进行发电，从而平衡火电企业受煤价冲击的风险。

　　(二)体制护航，火电渴盼政府及时出手鼎力扶持

　　1.理顺电价机制，释放火电企业完全成本压力

　　一是要探索在火力发电侧实施两部制电价(即容量电价和电度电价)政策；二是要尽快实行区域内火电为水电及外购电等其他能源挤占火电市场及错锋、顶峰的利益补偿机制，使火电真正能够维持再生产；三是在区域范围内取消现行的火电上网丰枯分时电价政策；四是建立煤电不顺价的补贴机制或宏观调控煤价机制；五是营造电力公平交易的监管和调度机制，让水电充分发电，让火电大机组优先发电，让最优的调峰机组优先参与调峰，尽量减少外购电；六是建立区域内火电企业超量储电煤的政策补偿机制；七是重新测定并核定区域范围内火电厂上网电价，确保火电企业合理成本能全面顺出，以帮助火电企业走出低谷与维持再生产。此外，如果火电企业属于上市公司的，在电价政策上应充分考虑其公众股份的成分，保护股民不蒙受“政策性”损失。

　　2.合理考量，公摊火电备用容量成本

　　“养兵千日，用兵一时”。对湖南省火电在发展中所产生的备用容量，应根据区域内的电力发展规划，在“养兵”政策上充分考量备用容量成本和有关各方的受益度，公摊火电备用容量成本，以保护电源投资主体的积极性，并维持火电的简单再生产。

　　3.推进节能减排，不断优化电源结构

　　一是坚决淘汰落后产能，积极发展低能耗、高效益的循环经济，多发展核电等清洁能源；二是适当控制火电装机容量，促进电源点的有序建设；三是在电价核定机制上大力向脱硫环保机组倾斜，确保火电企业脱硫所需成本随电价能全部顺出。

　　4.合理调整电源结构，确保火电的生存与发展

　　近年来，湖南省在应对能源短缺上采取了外购电、大力发展火电，充分开发水电、积极发展核电及其他环保清洁能源等一系列行之有效的措施，确保了全省国民经济和社会用电的需要。但由于缺乏电源团体间的利益平衡机制，湖南火电的生存环境越来越严峻，湖南省在大力发展核电、水电等清洁能源的同时，应充分考虑火电的生存和发展空间。一是在核批电源项目时，应充分兼顾不同利益集团的电源结构平衡；二是合理搭配水、火、核电配置比例，给火电留足生存与发展空间，尤其是对火电项目较多的发电集团应优先发展核电或水电项目，使其在团体内部实现资源性互补，减轻政策性补偿压力；三是积极探索在当前结构不平衡的情况下，建立相应补偿配套政策机制。

　　5.在大力发展特超高压电网和清洁能源的同时，应兼顾火电的可持续发展

　　前不久，向家坝—上海±800千伏特高压直流输电线路湖南段工程正式开工，标志着世界最高电压等级的“特高压电网”正快步向湖南走来；与此同时，核电建设的前期工作也正在紧锣密鼓地进行。超高压如作为省网间的电力输送体，无疑将大大提高湖南电网的应急应变能力、电网的稳定可靠能力和合理调剂资源，但作为电能输送主体大量输送电能，则极可能冲击湖南区域内的发电市场，尤其是火力发电上网侧市场，并最终给地方财政带来负面影响；此外，如作为长期大能量输送主体，一旦出现不可控因素就将导致供电中断并造成区域内大面积停电。供电能量越大，其影响也会越大。核电及其他清洁能源的发展，特别是高效、特大容量的核电一旦投运必然会使火电的发电份额进一步萎缩。因此，在构建坚强电网和大力发展核电等清洁能源同时，对作为社会可靠供电的支撑平台——火电企业如何维持其简单再生产及生存，需要尽快研究出台相关政策予以解决。