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湖南火电厂缘何身陷经营困境
 
慧聪网   2005年10月10日8时30分   信息来源:中国电力新闻网    

    有多少利润可以再来


    2005年9月,湖南各大媒体报道:湖南电力迎峰度夏胜利“收兵” ,兑现了当初不拉闸的承诺。报道指出,今夏湖南电网用电负荷屡次刷新,8月12日,944.8万千瓦的最高负荷和1.9865亿千瓦时的最大日用电量,创下了湖南电网历史最高纪录;与往年相比,湖南省今夏水库保水最好,火力发电最稳。

    然而,湖南几家较大火电厂的经营报表显示,今年1-7月,湖南8家重点火电企业中有7家企业亏损,实现利润为净亏损4.52亿元,同比减利6.94亿元。大唐集团在湘5家火电厂全线亏损,一片赤字,1-7月份亏损达5个亿,发电越多,亏损就越大,火电厂身陷经营困境。

    9月份,湖南省扭亏增盈办公室、大唐公司扭亏增盈工作调研组先后到耒阳电厂进行调研,对这个去年曾经赢利的单位进行全面评估。调研组认为:煤价上涨、峰谷电价的实施加剧了火电厂的经营困境,市场环境、政府行为对火电厂扭亏为盈起着至关重要的作用,火电厂的利润空间已越来越小。


    为何受伤的总是我


    电力供求旺盛,电煤供给短缺,电厂成了三明治的夹心,腹背受压。

    2005年,用电负荷持续攀升,调煤保电、迎峰度夏成为火电厂的政治任务。事关百姓安居,社会稳定,火电厂责无旁贷地担此重任。在耒阳,春节期间,衡阳市政府召开调煤保电会议,以每天1万多吨的运力向电厂输送当地小窖煤的煤炭。为了能发电,用日卸煤3000吨的设计能力来消化万吨的日进煤量,耒阳电厂的职工在冰天雪地里通宵达旦地工作。煤源有了,可是管理的难度却加大了,耒阳电厂尝尽劣质煤之苦。一季度入厂煤与入炉煤热值差达1900大卡,最低的发热量仅为8600千焦/千克,机组安全受到威胁。为了保负荷,投油助燃成首选,仅第一季度烧油5000多吨,比集团公司下达的全年燃油指标还多1千多吨。耒电的“牺牲”,换来了衡阳市的光明。衡阳市从元月1日起,全市范围内无一条线路拉闸限电。在这样的大好形势下,他们提出了1至3月工业总产值目标锁定在75.5亿元,力争实现同比增长23.5%的目标。

    2月,湘西出现百年不遇的冰灾雪灾,造成大面积倒塔停电事故,作为湘南唯一一个电源点,耒阳电厂再次站在讲政治、保稳定、促发展的高度,不惜赔上大量的燃油,确保机组安全、稳发,有力地保障着湖南电网的安全稳定运行。

    与此同时,火电厂默默承受着煤源紧张、煤价上涨的压力。1-7月,大唐在湖南省火电厂标煤单价较上年同期增长210元/吨,涨价的背后是入厂煤与入炉煤热值差的升高,株洲、湘潭、耒阳、金竹山4家电厂的热值差达1000千焦/千克,最高的甚至达到2249千焦/千克。

    虽然这样,还是有合同内的煤炭没法落实,耒阳电厂就曾因缺煤而停机,影响电量2亿多千瓦时。附近的新生煤矿对耒电的计划煤只完成34%,大部分电煤流向了富裕的广东。一面是社会缺电的安全生产压力,一面是生产成本大幅上扬的负担,火电厂的经营者疾呼:既然上网电价是调控的,政府是不是也该对电煤价格进行调控!


    原本救生符 到手却成空


    电价名目多,政策折扣大,电厂有苦难言。

    1-7月,湖南电网统调电厂经过几番调价,平均上网电价为369元/兆瓦时,可是峰谷电价、丰枯电价、超发电价等政策的推行,加上一些电厂电价本身顺价不充分,使实际结算的电价水平大大低于国家核批的平均上网电价。据悉,大唐在湘五厂火电厂的结算电价都低于国家核批的上网电价。

    一是峰谷电价入”不敷“出”。湖南电网推行峰谷电价政策已近一年时间。该峰谷电价规定,高尖峰电价按国家核定的上网电价×1.12计算电价,低谷电价按国家核定的上网电价×0.6结算电价,峰谷电价的执行,使电厂上网电价与国家核定电价相比,平均掉价4%左右。

    峰谷电价推行以来,一方面,一些企业将该电价政策利用得非常彻底,低谷电量剧增。以湘南为例,由于广东对环保要求越来越高,大量的高能耗、重污染的小工厂涌入湘南地区,该地用电负荷剧增,永州最高增长率达33%,并且大都是低谷时段用电。另一方面,电厂陷入了高尖峰发电量不足、低谷却满发的局面。1-7月,耒阳电厂低谷时段发电量为8.66亿多千瓦时,按该厂一期、二期低谷时段上网电价167元/兆瓦时和189元/兆瓦时计算,平均降低上网电价12.39元/兆瓦时,减少收入3285元,而燃料单位成本为206元/兆瓦时,低谷时段发电不能弥补的燃料成本达2500万元,企业为此承担了较大的经营亏损。

    二是丰枯电价“降”多“升”少。 湖南丰枯电价政策规定:全年12个月,3、7、8、10为平水期,执行国家电价政策,1、2、11、12月为枯水期,电价上涨30元/兆瓦时,4、5、6、9为丰水期,电价比平水期下降40元/兆瓦时。枯水期电价上调幅度低于丰水期下降幅度,这个早已预留的折扣注定电网是赢家。

    在湖南,水电、火电比例为3:2,“水”“火”失调,“水火”不容。水电厂靠“天”吃饭,来水多时,火电让位水电,低位运行,就有电量损失。倘若遇上干旱缺雨,火电大发顶多赚到电量,因为执行的还是丰水电价和超发电价。

    在湖南,7、8月更是迎峰度夏期,每年这个时候是火电厂发电量与利用小时数创新高的时候,也是承受电力供需矛盾压力最大的时候,因为此时也是平水期,电厂“劳”苦“功”高,却看不到激励。一位资深的火电厂厂长说,火电厂一年的盈利就靠1、2、11、12月几个月,如果这个机会没有抓住,一年只能是白干活。

    三是超发电价“发”少“超”多。一面是社会需要电力,一面是多发电量需要掉价销售,这也是影响火电厂经营效益不得不说的话题。

    湖南电网公司内部的调峰电厂有三个水电一个火电,装机容量250万千瓦左右,与大唐湖南分公司7家发电单位容量旗鼓相当,加上三峡、华能等电厂,火电厂上网竞争压力大,机组利用小时数本身就不高。依照湖南超发电价政策,每个电厂都有一个核定的全年机组利用小时数,并把这个利用小时数具体分解到每一个月,每一个月超过这个利用小时数之外的发电量就执行超发电价。发电厂厂长们感叹说:哪有“超发电量”,发电任务到现在都还没完成呢!

    湖南超发电价原来为270元/兆瓦时,今年5月根据煤电联动,上调为332元/兆瓦时。1-8月,耒阳电厂机组超发电量占总电量的32.48%,按超发电价结算后,直接影响收益3148万元。

    四是煤电联动短期难见利益曙光。煤电联动方案于5月1日正式开始实行,但从煤电联动方案中获利更多的是煤炭企业,电力企业短期内难以从中获利。

    首先,该方案规定,电力企业必须自身消化煤价涨幅的30%,这就意味着电力企业利润空间日益缩小;其次,在首次煤电联动方案进行测算时,国家发改委只认定比2004年9月含税车板价增加8%的涨幅率,而实际上现在的煤价已比2004年9月上涨了40%之多,这30%多的涨幅需由发电企业承担。假设装机容量100万千瓦的耒阳电厂要实行煤电联动,按照2004年的煤价涨幅,电厂要“消化”3300元,如果算上其他开支,约为6000万。在现行上网电价水平上,必须在机组平均利用5800小时的良性状态上多运行近1000小时,才能保证“消化”上涨的成本,显然,发电设备无法难以承受。再次,煤电联动政策有可能成为煤炭企业再次涨价的借口,而且一旦煤炭企业不满意电煤顺其市场涨价幅度,就减少甚至停止电煤供应,发电企业还是要买“议价煤”、“高价煤”。湖南白沙煤电集团公司煤炭销售公司负责人坦言,在湖南耒阳市,“听话”的国有煤矿年产量只有200多万吨,而民营煤矿年产量高达500万吨以上,这些煤矿老板紧盯着电价,电价一抬,煤价就拉, 因此,大部分煤炭涨价所增加的成本都需由发电企业承担。第四,联动机制的调控对象主要是煤炭和发电企业,而电网和运输行业、社会用电户几乎是旱涝保收,坐享其成。在同一政策框架内,不同的利益主体苦乐不均,这也不利于政策的贯彻落实。湖南省物价局局长李后祥认为:应该让煤矿、电力企业、社会用电户都承担一点责任,这种“三负担”的办法,面对现实,相对科学,从理论上、情理上是合理的。
 
    一样的收费 两种结果

    除去燃料问题,政策性收费逐年增加、银行还贷利息的提高也加剧了火电厂的经营困境。2003年至2004年,湖南有4家火电厂的扩建机组移交生产,2005年全部面临偿还高额贷款利息的境地。在耒阳电厂,预计2005年全年水资源费为446万元,排污收费为2700万元,与去年同比增加1502万元。财务费用和政策性收费全年将达上亿元。

    而目前,火电厂电费回收率偏低,7月电费8月才收回去,实际完成只在85%左右,而且银行承兑汇票高达50%,大唐在湘单位一年补贴在承兑汇票的费用达1个多亿。

    2005年,为降低生产成本,大唐在湘发电单位力行“功夫下到现场,眼睛盯住市场”,在管理上努力,在内部挖潜,也取得了一些成效。如耒阳电厂通过加强安全管理,加大混煤掺烧力度、机组效益检修等举措,使燃料单位成本在几家火电厂中处于最低;该厂目前安全生产已近1000天,机组仅发生一次非计划停运,上半年固定成本费用降低500万元。

    一个和谐的市场,应该是一个共赢的市场。造成火电厂经营困境的原因是多方面的,扭亏增盈调研专家们认为还有一些方面值得火电厂深思:一是厂网分外后,火电企业如何形成既是竞争对手、又是合作伙伴的一致对外的合力,扭转处于市场弱势群体的地位;二是如何建立与电网公司正常对话的方式和渠道;三是做好峰谷和丰枯电价的专题研究,制定好有效的应对措施 ;四是如何与政府沟通,理顺电价。                         

 
 
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