隨著哥本哈根會議的落幕和中國40%～45%的減排承諾，在虧損與質疑中艱難行走的中國火電似乎走到了一個生死存亡的十字路口。

　　長期以來依靠高能耗與低人力成本組合起來的競爭優(yōu)勢，在低碳時代到來之前面臨著巨大的改變：政策導向的偏移、煤價上漲帶來了虧損、小火電關停的后遺癥、新能源崛起伴隨的強勢擠壓……這一系列的連鎖反應足以讓火電陣營中的大部分黯然退出，成為時代前進時打碎的瓦礫。

　　2009年12月27日，新一年的全國煤炭產運需銜接合同匯總會上，由于五大電力集團與煤炭企業(yè)重點電煤價格目標差距過大，五大發(fā)電集團未簽一單合同，兩方“不歡而散”。

　　雖然去年11月20日起國家發(fā)改委在全國范圍內調整了電價漲幅在每千瓦時2.8分，但是由于電價上調時間遠遠滯后于煤價上漲的時間，在電煤合同價大幅上漲的壓力下，2010年，火電行業(yè)業(yè)績將再次面臨大幅虧損。自此，在日趨白熱化的“煤電頂牛”和低碳減排任務的擠壓下，一場關于火電行業(yè)的“沉淪”論開始在業(yè)界廣為流傳。

　　煤電頂牛 ——火電“無解”的方程式

　　由于在發(fā)電企業(yè)的生產成本中，至少有70%取決于煤炭價格。因此近年來一直呈上升趨勢的煤炭價格也越來越成為火電企業(yè)的“心病”。

　　從目前來看，“漲”聲不斷。在今年的全國煤炭產運需銜接合同匯總會上，簽訂的合同中均比2009年價格上漲了每噸50元。其中，山西晉煤集團和潞安集團對五大電力集團的電煤合同供應價格上調40～50元/噸；煤企簽訂的2010年電煤合同價格上調幅度幾乎都在40元/噸以上。截至2009年末，河南、山西、黑龍江等省陸續(xù)召開煤炭產需銜接會，已簽訂的電煤合同價格上漲幅度在40～100元/噸不等。按照全國15億噸電煤交易量粗略計算，如果2010年重點電煤合同價格平均漲幅50元/噸，則意味著發(fā)電企業(yè)將增加750億元的采購成本。顯然，煤炭價格每噸50元的上漲，給火電企業(yè)帶來了致命的打擊。根據(jù)Wind統(tǒng)計，截至2010年1月5日，國內27家火電上市公司中有10家上市公司披露了2009年全年業(yè)績預測，其中有1家預增，7家扭虧、1家首虧、1家續(xù)虧。凈利潤預計實現(xiàn)增長的公司占比達到80%。

　　從數(shù)據(jù)上來看，火電行業(yè)2009年的業(yè)績大勢是回暖，但煤價走勢成為火電行業(yè)盈利的“晴雨表”，火電行業(yè)在2009年第三季度實現(xiàn)業(yè)績相對頂點之后，四季度將環(huán)比回落，由于預期煤價2010年上半年還將高位運行，火電行業(yè)今年一季度業(yè)績可能繼續(xù)呈現(xiàn)環(huán)比回落。

　　由于煤價2009年上半年回落并走穩(wěn)和發(fā)電量持續(xù)回升，火電企業(yè)的業(yè)績回暖軌跡顯著；而水電企業(yè)由于2009年降水量下降，水電出力相比2008年稍有遜色。

　　數(shù)據(jù)顯示，2009年1～11月，我國火電行業(yè)實現(xiàn)稅前利潤460億元，預計全年實現(xiàn)稅前利潤500億元，而2007年火電行業(yè)的稅前利潤為680億元，因此，2009年全年火電行業(yè)的盈利能力相當于恢復到2007年峰值時的七成。

　　Wind統(tǒng)計顯示，發(fā)布業(yè)績預告的10家火電上市公司中，有7家公布了凈利潤變動幅度，其中增幅超過100%的有4家。其中，漳澤電力[5.15 -0.77%]、吉電股份[5.03 1.00%]等位于中西部、東北地區(qū)的電力企業(yè)都實現(xiàn)扭虧，煤價下行和2009年11月份部分地區(qū)上網電價上調是主要原因。

　　不過，分析人士表示，由于2009年四季度以來，煤價漲幅過高，多個省份再次出現(xiàn)煤荒，火電上市公司的業(yè)績可能再次“失控”。

　　目前，2010年重點電煤合同已經透露出了強烈的合同煤漲價信號，已經簽訂的重點電煤合同價上漲幅度在5%～15%之間。煤炭工業(yè)協(xié)會有關人士透露，目前已經在網上簽訂的電煤合同中，合同價格相比2009年的水平基本都呈現(xiàn)漲勢，上漲幅度最高達到25%。

　　就在煤價上漲之時，煤炭供應緊缺警報再次拉響。2009年底，湖北、湖南、江西、安徽、山東等省份，均出現(xiàn)電煤供應緊張，部分電廠電煤庫存一度降至警戒線以下。因此，不少電力企業(yè)為了避免“煤荒”，只能被迫接受煤炭企業(yè)的高煤價，如此一來，電力企業(yè)2010年的盈利堪憂。

　　國泰君安研究員王威認為，我國火電行業(yè)在2009年第三季度實現(xiàn)了業(yè)績的相對高點之后，四季度受累于煤價上漲，四季度業(yè)績將環(huán)比下滑。

　　由于市場預期2010年上半年宏觀經濟回暖，煤炭供應依舊趨緊，因此屆時煤價很難大幅回落，如果其他條件不變，2010年一季度電力行業(yè)的業(yè)績很可能比2009年四季度還要悲觀。

　　面對煤炭價格上漲的壓力，電力企業(yè)一方面寄望于政府干預煤價的漲幅，另一方面寄望于煤電聯(lián)動。日前，國家發(fā)改委發(fā)布《關于完善煤炭產運需銜接工作的指導意見和運力配置框架》中提到，過渡期內將“完善煤電價格聯(lián)動機制，調整發(fā)電企業(yè)消化煤價上漲比例，設置煤電聯(lián)動最高上限，適當控制漲幅”。這意味著，2010年再次實現(xiàn)煤電聯(lián)動也不是不可能。

　　此前業(yè)界紛傳由發(fā)電企業(yè)消化的30%的煤價上漲比例可能下調為20%，剩余的80%將由電價調整來傳導。這意味，火電企業(yè)一旦承受了煤價的過高漲幅，很快將觸動煤電聯(lián)動的底線。

　　但分析人士也表示，如果電力企業(yè)的盈利單純依靠煤電聯(lián)動來保障，無疑面臨很大的風險，因為煤電聯(lián)動一方面要考慮CPI走勢，另一方面是政策落實往往滯后于電企虧損的發(fā)生，中間這段時間差里，無疑將造成電力企業(yè)的既定損失。

　　據(jù)了解，國家發(fā)改委不斷在對煤電雙方進行摸底調研，研究協(xié)調煤電矛盾，將在適當?shù)臅r候引導雙方達成共識。不過從目前來看仍然任重而道遠。

　　高不成低不就——“憋屈”的火電廠

　　而在一片“郁悶”中的火電行業(yè)，哪里的火電廠日子最不好過？不是煤價偏高的東部沿海地區(qū)，因為那里上網電價高，機組利用小時數(shù)也穩(wěn)定；也不是電價偏低的西部，因為那里煤炭價格低，還能借助西電東送向東部送電。

　　日子過得最憋屈的應數(shù)以湖北省內為代表的火電廠，啥都不占優(yōu)勢，在本來就不“溫飽”的緊日子中艱難度日之外，還得為低碳的水電和風電、太陽能讓路。水電靠來水、風電靠來風，那為何燒點煤就能轉起來的火電廠也得淪落到靠天吃飯的地步呢？

　　這得從電源利用序列說起，一般來說，水電、風電等可再生能源是第一序列的，風電國家規(guī)定電網必須全額收購的，而水電由于來水不可控，季節(jié)性特征明顯，一般不會不棄水；第二序列是核電，由于其特殊性，不會被用來調峰調頻，機組利用小時數(shù)基本能得到保障。排名最后的是火電，在水電、風電資源豐富的省份，它有點像干短工的，只能充當補缺調劑的作用。

　　湖北省內的火電廠就是最典型的“短工”，目前湖北水電占到全省電源總裝機的60%，是全國水電裝機比例最高的省份，另外四成為火電。豐水期時水電基本全部滿發(fā)，為了電網運行的安全，火電就得讓路，低負荷運行，當?shù)鼗痣姀S只能眼睜睜看著其他地區(qū)火電廠借著電煤降價開始盈利，沒辦法，誰叫“天”來那么多水呢，只能掰著手指頭等待枯水期的到來。

　　四季更替、枯水期自然會來到，但人算不如天算，天寒地凍帶來的不僅是負荷的增加，更帶來了煤價的飆升，這幾天當?shù)仉姀S采購電煤價格已突破1000元/噸大關，按這個煤價，單機容量低于30萬千瓦的機組是發(fā)得越多虧得越多，但能不發(fā)嗎？不發(fā)連邊際利潤也沒有了，固定成本將成為更大的負擔。

　　而且在當前湖北鬧電荒的情況下，更不允許火電廠不發(fā)電，政府和電網已加強對火電機組缺煤和故障停機的考核，也就是說你現(xiàn)在停機明年給你的計劃電量也會相應減少，所以為了保住來電計劃電量也只能忍一忍了。

　　與水電相似，風電的大規(guī)模發(fā)展也是需要大量火電機組與其相配套的，不然電網調度將困難重重，但火電廠的補缺也應是有邊界的，除要保障一定利潤外，還要考慮機組的運行安全，以吉林省為例，風電比例已超過10%，冬季風大風電出力也大，大量火電廠同樣也得給風電讓路，但有一個問題是當?shù)鼗痣姀S大多為熱電聯(lián)產電廠，火電廠一停，當?shù)毓┡矔艿接绊?，這讓電網企業(yè)承受很大的壓力，只能再建一批抽水蓄能電站來協(xié)助調峰調頻。

　　也就是說為支持水電、風電等新能源的發(fā)展，火電利益受損是肯定的，但絕非理所當然的，應該有一套合理的補償機制，筆者認為最為直接有效的辦法就是實行差別電價，對類似湖北省內的火電廠如同樣需參與調峰調頻、與水電、風電互濟的就應該核定較高的電價，以保障其盈利能力，以增強其在枯水期高成本情況下發(fā)電的積極性。

　　同時，對于湖北這種電源結構比較特殊的省份，除省內“水火互濟”之外，應該建立起第二條供電保障防線，其中最為重要的是該加強跨省跨區(qū)電網的建設，增強跨省跨區(qū)送電能力，這樣既有助于解決湖北常年季節(jié)性電荒問題，也能助于為西北大型能源基地(包括煤電基地、風電基地)的電力外送問題。

　　上大壓小——“熄火”的小火電

　　2009年7月30日，國家能源局在北京表示，“十一五”關停小火電機組的任務已經提前一年半超額完成。

　　在當天的新聞發(fā)布會上，國家能源局公布的統(tǒng)計結果顯示，截至6月30日，全國累計關停小火電機組7467臺，總容量達到5407萬千瓦。而“十一五”規(guī)劃提出的目標是關停5000萬千瓦小火電機組。

　　而受本輪金融危機影響我國用電需求連續(xù)多月緩和給小火電關停任務達成提供了難得的契機。在當日的新聞發(fā)布會上，國家能源局副局長孫勤在回答本刊記者的提問時稱，如果沒有這次金融危機帶來的電力供需緩和這一“契機”，任務也會完成，但“或許不會提前一年半就完成這個目標”。

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　　國家能源局透露，在關閉這些小火電機組過程中，國家綜合采取了經濟、法律和行政的手段，中央財政直接投入為20億元，此外還專門推出了一系列針對關停中所涉及企業(yè)和地方政府的“含金量很高的政策”。

　　但是，在當日的新聞發(fā)布會上，孫勤也表示，對于下一輪關停的目標，目前尚未確定，在國家能源局8月份將要召開的全國電力工作會上，將就下一步的關停目標與相關地方和電力企業(yè)進行商討，并最終確定下一階段的關停目標。

　　成也蕭何敗也蕭何。本輪經濟危機帶來的電力需求緩和，為如此迅速完成“十一五”小火電機組的關閉任務提供了契機，那么，隨著經濟復蘇電力需求勢必持續(xù)回升，在此情況下，受小火電機組關閉的影響，會否在短期內出現(xiàn)電力供應不足的情況？

　　對此，孫勤明確表示，不會因為小火電機組的關閉而出現(xiàn)電力供應緊張的局面。

　　孫勤解釋稱，雖然已經關停了5000萬千瓦的小火電機組，但是，這幾年我國每年新建的大型機組，特別是包括清潔能源的低碳機組不斷增加，每年新增大概在7000萬千瓦左右。

　　但是，考慮到在一些地區(qū)新增大型機組與之前散布于各地的小火電機組在地區(qū)分布上并不完全重合，所以，盡管在電力總量供應上沒有問題，但如何保證均衡的供應？

　　對此，孫勤在回答本刊記者提問時稱，在這些大型電力機組批復過程中，充分考慮到了對關停小火電所在地的電力供應保障問題，其具體措施包括，一是，在關閉小火電的原地或附近優(yōu)先安排一些大容量的火電項目，二是，要求電網企業(yè)加快配套電網建設，切實保障關停機組企業(yè)或地區(qū)的電力安全供應。

　　在2007年國務院以國發(fā)【2007】2號文件予以批轉印發(fā)的《關于加快關停小火電機組的意見》中稱，鼓勵各地區(qū)、各企業(yè)關停小機組，集中建設高效、清潔大機組，關停一定規(guī)模的小機組并能妥善安置職工的電源項目，優(yōu)先納入國家電力發(fā)展規(guī)劃。除此條規(guī)定外，該文件中所提出的一系列針對關停小火電機組的具體措施，被孫勤形容為比財政投入更具“含金量”的政策。

　　例如，一些激勵的政策，關停了小機組，國家會優(yōu)先允許上大機組項目。能源局電力司司長許永盛表示，按照國家目前運轉的體制，如果允許一個地方一個企業(yè)上大的項目，對各級地方政府、對發(fā)電企業(yè)都是一個非常好的激勵政策。 “屋漏偏逢連夜雨”。一邊，市場煤價的上漲令電力企業(yè)感受到“冰凍三尺”，另一邊，哥本哈根氣候會議之后，強勢的低碳“緊箍咒”卻已悄悄地戴到了電力企業(yè)頭上。

　　減排45%

　　火電拿什么自我“救贖”？

　　在中國，80%的二氧化碳排放來自燃煤，而超過50%的煤炭消費用于火力發(fā)電。截至2009年底，全國電力裝機總容量累計達8.74億千瓦，同比增長10.23%。而其中火電裝機累計達6.25億千瓦，占裝機總容量的74.6%，這也是導致二氧化碳等污染物的大量排放。

　　因此，在國家定下2020年的高減排任務之后，國內包括五大電力公司在內的火電企業(yè)均表示此減排量難以“下咽”。

　　定位：短期內火電仍是主體

　　然而，在我國一次電源結構中，火電裝機的比重一直在74%以上。其中煤炭的占比超過70%(全球平均水平低于30%)，而在新能源存在規(guī)?；l(fā)展瓶頸，尚不能“實用”之際，火電的“沉淪”也受到了越來越多的關注。

　　因此，對于傳統(tǒng)電力企業(yè)來說，靠可再生能源替代減排，仍是一個遙遠的目標。

　　據(jù)能源專家分析，電企的難以接受反應，很可能與其可再生能源發(fā)電領域面臨的困局有關。一方面，由于我國長期發(fā)展火力發(fā)電技術，現(xiàn)今技術成熟，成本很低?？稍偕茉窗l(fā)電中的太陽能、風能發(fā)展勢頭較好，但目前單價仍為火電的15～20倍，生物能技術前景非常不清晰。所以對于電企來說，這方面的投入是“賠本賺吆喝”。

　　而未來我國的能源結構設定將盡量把煤炭的比重控制在一定范圍內，這決定了火電未來發(fā)展將趨緩。而過去的數(shù)據(jù)已經顯現(xiàn)出這種趨勢。從2005～2007年三年的統(tǒng)計數(shù)據(jù)看，火電的投資比例分別為70.3%，69.77%，62.13%；2008年火電基本建設投資完成額下降21.99%。此外，從2008年的發(fā)電量結構來看，火電發(fā)電比重已經回落。2008年全國全口徑發(fā)電量34334億千瓦時，同比增長5.18%，增速比上年回落10.32個百分點。其中，火電僅增長2.17%。水電、核電發(fā)電量占全部發(fā)電量的比重比上年同期分別提高1.97和0.07個百分點，而火電發(fā)電量比重則回落2.40個百分點。

　　不過，分析人士指出，目前政府對清潔能源的建設熱情，并不會改變未來數(shù)年內火電在我國電源結構中的支配地位。考慮到核電及水電項目建設周期較長，風電和太陽能發(fā)電受成本及技術等因素制約難以迅速擴大規(guī)模，未來我國北煤南運、西電東輸?shù)哪茉锤窬秩詫㈤L期存在。

　　突圍：燃煤技術

　　火力發(fā)電廠，是世界排放二氧化碳的最大行業(yè)，火力發(fā)電廠燃燒化石燃料后排放的二氧化碳，占全球燃燒同種燃料排放量的30%，大約占全球人類活動排放二氧化碳的24%。

　　除了直接排放污染物，火電發(fā)電的能效水平也較低(大約為38.5%，高達78%的能量損耗在這個環(huán)節(jié)發(fā)生)，因此，降低火力發(fā)電比例，是促進節(jié)能減排效益空間最大的環(huán)節(jié)之一，同時也是國家完成2020年減排行動目標最為關鍵的領域。

　　“火電企業(yè)仍需在改變燃燒技術上下功夫。”在國家電監(jiān)會研究室研究員吳疆看來，化石燃料的新型燃燒技術，在現(xiàn)有基礎上降低能耗、減少排放的空間都非常大；而碳捕捉和封存技術，可直接減少污染物排放。

　　近年來，國家加快了火電廠“上大壓小”替代，關閉大量效率低、污染重的小機組。而新核準的火電項目，基本都為超臨界和超超臨界和熱電聯(lián)產的環(huán)保機組，而電網企業(yè)的節(jié)能調度(越環(huán)保的機組，分配電量越多)，也加快了發(fā)電企業(yè)小機組的關閉。

　　華能副總經理烏若思介紹：“2006年，華能玉環(huán)電廠建成投產我國首套國產化100萬千瓦超超臨界機組。該機組供電煤耗僅為291.39克/千瓦時，發(fā)電效率高達45.4%。”超超臨界機組燃煤發(fā)電的高效率，吸引了發(fā)電集團紛紛發(fā)展這一技術。有數(shù)據(jù)顯示，截至2009年9月27日，我國投運100萬千瓦級超超臨界機組已有17臺。

　　統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，目前我國火電廠投運50萬～100萬千瓦機組共有301臺，其中超(超)臨界機組占三分之一。發(fā)電量接近全國發(fā)電總量的10%。平均供電煤耗為315克/千瓦小時，比全國平均供電煤耗低30克/千瓦小時。同時，目前國內已建、在建和規(guī)劃建設的超(超)臨界機組約250臺，其中100萬千瓦超超臨界機組約44臺，總容量1.7億千瓦，這標志著我國火電進入了建設60萬～100萬千瓦超(超)臨界機組為主的時期。

　　而從目前情況來看，最環(huán)保的清潔煤發(fā)電技術還數(shù)IGCC(整體煤氣化[17.61 -3.77%]聯(lián)合循環(huán)發(fā)電系統(tǒng))。據(jù)了解，其發(fā)電效率可達48%，脫硫效率達99%以上，同時收集與處理二氧化碳，被認為代表著未來清潔能源發(fā)展的主要趨勢。

　　去年7月，由華能集團牽頭的華能天津IGCC示范電站，在天津臨港工業(yè)區(qū)開工，目前該項目仍在建設階段，預計2011年建成投產發(fā)電。是國內第一家、世界第六家IGCC電廠。

　　據(jù)烏若思介紹，IGCC技術有兩個主要特點，一是使煤炭發(fā)電達到包括二氧化碳在內的污染物近零排放，二是大幅度提高煤炭發(fā)電效率。

　　除IGCC外，CCS也即碳捕獲與碳封存，也是目前世界上研究減少二氧化碳排放的方向之一。但該技術尚處于研究開發(fā)和示范階段，我國在這一領域的研發(fā)也剛剛起步。

　　國內電力企業(yè)開展這項試驗的，仍為華能集團，這也是配合IGCC中收集與處理二氧化碳而開展的。在北京奧運會前夕，華能的IGCC示范工程、北京熱電廠二氧化碳捕集示范工程建成投產，成功捕集出純度為98%的二氧化碳，達到設計標準。

　　據(jù)華能方面介紹，該技術采用由華能控股的西安熱工研究院的技術，現(xiàn)二氧化碳回收率大于85%，年可回收二氧化碳為3000噸。捕集二氧化碳后，由精制系統(tǒng)提存成高純度的食品級二氧化碳，可用于飲料、食品行業(yè)。

　　背后：節(jié)能技術誕生千億商機

　　無論是循環(huán)流化還是IGCC或者是CCS，這一系列的新型燃煤技術背后，給我國火電市場帶來了另外一個爆發(fā)點——千億元商機。

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　　根據(jù)中電聯(lián)的統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，截至2009年底全國新投運脫硫機組容量約9500萬千瓦，裝備脫硫設施的燃煤機組占燃煤機組總量的比例將超過70%。據(jù)估算，至2010年，全國電力行業(yè)約需新建改建煙氣脫硝(SCR)機組總容量達上億千瓦，脫硝領域將迅速形成一個總量達到1100億元的大市場。由此可見，脫硝將成為新的利潤增長點。但是，眾多國內企業(yè)能抓住這一商機嗎？

　　目前，煙氣脫硝已經進入大規(guī)模工業(yè)示范階段。據(jù)不完全統(tǒng)計，到目前為止約有90多家電廠近200臺總裝機容量為1.05億千瓦的機組已通過環(huán)評，其中已建、在建或擬建的火電廠煙氣脫硝項目達5745萬千瓦裝機容量。從事脫硝的公司大部分由過去的脫硫公司衍變而來，也有一部分鍋爐廠在做脫硝。如龍源環(huán)保、上海鍋爐廠等實力雄厚的企業(yè)紛紛通過與國外廠商合資等方式加入到脫硝市場的爭奪中。

　　與發(fā)達國家相比，我國燃煤電廠的氮氧化物排放控制尚處于起步階段，脫硝的核心技術主要掌握在日本日立、德國魯奇、丹麥托普索等外國公司手里。因此，國內脫硝工程基本采用全套進口或引進技術和關鍵設備的方法建設，這些裝置建成投產的效果比較好。但同時，又存在建設投資大、運行費用高，而且，采用引進技術需要支付高額的技術使用費。

　　當然，少數(shù)國內環(huán)保企業(yè)具備了一定的脫硝能力和技術，也有一些不錯的自主知識產權，而核心技術依然掌握在國外公司手里。如2006年，蘇源環(huán)保公司自主研發(fā)出“OII-SCR”技術應用于國華[0.24 -2.46%]太倉發(fā)電有限公司2×600MW超臨界發(fā)電機組，這標志著蘇源環(huán)保公司掌握了大型火電機組煙氣脫硝核心技術。據(jù)介紹，這種技術的市場價格為150元/千瓦，是目前市場均價的三分之二。但是，蘇源環(huán)保仍面臨著催化劑的自主研發(fā)與工業(yè)應用研究的技術難點。

　　“脫硝是一個巨大的產業(yè)，因為技術水平跟不上，很多企業(yè)還無法切分這塊大蛋糕。”中國環(huán)保產業(yè)協(xié)會鍋爐爐窯脫硫除塵委員會秘書長楊明珍表示。中國環(huán)保機械行業(yè)協(xié)會秘書長王亦寧也告訴記者：“煙氣脫硝系統(tǒng)復雜、技術含量高、投資大，短期內難以形成我國自主知識產權的煙氣脫硝技術。對于國內企業(yè)來說，攻克脫硝難點技術需要國家出面組織協(xié)調。煙氣脫硝不能再走煙氣脫硫只引進不吸收的老路。同時，脫硝工藝的選擇和裝置的設計與鍋爐型式、還原劑供給條件、預熱器等因素都有一定的關系，照搬國外的技術不一定完全適合我國國情。”

　　此外，實施脫硝改造存在經濟上的風險。由于催化劑需要進口，液氨價格高企，脫硝裝置的投資、運行成本高，安裝脫硝裝置后，需要補貼的電價可能大于脫硫電價補貼。因此，投資可能暫時得不到回報，運行成本無法消化。

　　因此，盡快做強、做大國有自主產權的煙氣脫硝產業(yè)意義重大，同時也有著巨大市場。

　　求解火電“困局”

　　火電企業(yè)虧損不是一個行業(yè)的問題，而是事關國內經濟安全的問題，關系我國經濟運行能否處于穩(wěn)定、均衡和持續(xù)發(fā)展的問題。當前，尤為突出的是火力發(fā)電企業(yè)(以下簡稱火電企業(yè))發(fā)生了前所未有的經營危機。雖然，國家提倡核能、風力、水力、垃圾、秸稈、天然氣等新能源發(fā)電，但是可開發(fā)資源有限，運營成本太高。目前，我國74%以上的電力供應來源火電?；痣娖髽I(yè)經營狀況如果不能得到改善，不僅損害火電企業(yè)本身，而且勢必殃及社會，給國民經濟發(fā)展帶來嚴重的災難。

　　電力價格體制改革

　　發(fā)電企業(yè)巨額虧損的根本原因是煤炭行業(yè)的市場化碰撞電力行業(yè)的行政化，市場“煤”與計劃“電”之間深刻矛盾的集中體現(xiàn)就是電價扭曲。市場化的矛盾必須用市場化的方式來解決。然而市場化機制的建立不可能呼之即成，所以煤電價格聯(lián)動這種過渡性的方式不可或缺。雖然治標不治本，但是對于亟待解困的火電企業(yè)卻是最首選的辦法。盡管目前國際金融動蕩加劇，全球經濟進入衰退期，國際能源期貨價格大幅下挫，國內現(xiàn)貨煤價也出現(xiàn)了小幅下滑，一定程度上緩解了發(fā)電企業(yè)經營壓力，但是煤價仍處于高位運行的基本格局并沒有改變，而且隨著冬儲煤高峰的即將到來，煤價仍然可能出現(xiàn)反彈，重新走高。發(fā)電企業(yè)都盼望上調電價來彌補虧損。

　　但是，上調電價只能一時緩壓，僅能在一定程度上彌補火電企業(yè)的巨額虧損，解決煤電之爭的根本出路在于電力的市場化，要通過電價改革來實現(xiàn)。國資委主任李榮融曾在會議中表示，國務院有專門小組正在研究油價跟電價的改革?！赌茉捶ā分嘘P于能源定價的原則表述為：“國家按照有利于反映能源市場供求關系、資源稀缺程度、環(huán)境損害成本的原則，建立市場調節(jié)與政府調控相結合、以市場調節(jié)為主導的能源價格形成機制”。這意味著高度關系國計民生的發(fā)電上網等能源產品價格將進一步放開。政府要在我國經濟增長速度放緩，電力供需緊張狀況出現(xiàn)緩和的情況下，把電價改革推向深入。通過改革，使電價成為資源配置的杠桿，電力供需的風向標。

　　煤電一體經營

　　煤電聯(lián)營是當今世界煤炭工業(yè)發(fā)展的新趨勢，世界上許多國家的企業(yè)集團都囊括煤炭、電廠、鐵路、港口等行業(yè)。業(yè)內專家認為，煤電聯(lián)營，有利于實現(xiàn)優(yōu)勢互補，并能使煤、電行業(yè)之間的博弈轉變到尋求利益均分。黨的十七大指出，加快轉變經濟發(fā)展方式，推動產業(yè)結構優(yōu)化升級，是關系國民經濟全局的緊迫而重大的戰(zhàn)略任務。對于具有雄厚資產實力的五大發(fā)電集團來講，貫徹落實這一戰(zhàn)略部署具有重大的現(xiàn)實意義。五大發(fā)電集團發(fā)電結構以火電為主，煤炭供應對市場依賴程度高，煤價暴漲給下屬不同區(qū)域火電企業(yè)經營帶來了巨大影響，電煤資源緊張又給保障供應造成很大困難。解決這一問題的根本出路在于堅持“以電為主，上下延伸”，大力發(fā)展煤炭產業(yè)，以煤保電，以煤帶電，配套發(fā)展，形成煤電一體、優(yōu)勢互補的產業(yè)格局。中國煤炭工業(yè)協(xié)會副會長濮洪九認為，“過去我國煤炭發(fā)展受蘇聯(lián)專業(yè)化模式的影響，煤炭與其他產業(yè)的關系被割裂開來，造成煤炭的產業(yè)鏈無法延伸。而搞好煤電聯(lián)營是解決能源問題，實現(xiàn)我國經濟社會可持續(xù)發(fā)展的一條十分重要的途徑。”

　　五大發(fā)電集團要下決心調整優(yōu)化結構，從戰(zhàn)略的高度推進煤炭資源開發(fā)，加大在產煤大省的資源開發(fā)力度，通過資產重組、聯(lián)合、兼并等多種形式，組建大型煤電聯(lián)營企業(yè)或集團，提高煤炭自給能力，實現(xiàn)煤、電和下游產品與經濟、環(huán)境的協(xié)調發(fā)展。

　　降低生產經營成本

　　火電企業(yè)困境必須內外并舉。對外，需要政府有關部門抓緊調研，適時出臺煤電聯(lián)動、財政補貼政策，推動電價改革。對內，發(fā)電企業(yè)必須履行起“內挖潛力、實施自救”的職責，從提高管理水平，降低運營成本的角度來彌補虧損，但這些努力的作用非常有限。

　　我們應該看到，五大發(fā)電集團通過五年多的深化改革、加強管理，已經取得了比較好的成效，潛力得到了比較好的發(fā)揮。但是與國際先進企業(yè)相比，我們在勞動生產率、管理成本、經濟技術指標等方面還有一定的差距。我國的鍋爐能耗效率為60%，低于發(fā)達國家20個百分點。這些數(shù)字說明挖潛節(jié)能的空間還比較大。

　　為此，發(fā)電企業(yè)都要眼睛向內、練好內功，降本增效，為消化煤價上漲壓力發(fā)揮應有作用。一方面，發(fā)電企業(yè)需要進一步提高精細化管理水平，全力改善安全、經營、發(fā)展各項指標，絕不能因為自身工作做不好增加企業(yè)虧損。要瞄準國內乃至國際同類型發(fā)電機組先進指標，建立標桿體系、責任體系、評估體系和考核體系。重點圍繞發(fā)電煤耗、廠用電率、油汽水耗、入廠入爐煤熱值差、發(fā)電利用小時、電量峰谷比以及三項費用等影響經濟效益的突出指標，深入開展對標管理，深挖降本增效潛力，積極探索高燃料成本下的經濟發(fā)電模式。

　　在資金允許的情況下，加大設備節(jié)能技改的力度。結合季節(jié)變化特點，優(yōu)化系統(tǒng)節(jié)能運行方式。加強與電網調度員的溝通，多用本廠煤耗低的機組代替煤耗高的機組發(fā)電。開展指標競賽活動，運用有效的考核激勵措施，調動運行一線人員的積極性，進而提高發(fā)電量高峰時段比例。此外，牢牢抓住“計劃煤”，積極尋求“市場煤”。

　　加強對重點計劃礦點的公關，提高“計劃煤”的兌現(xiàn)率。進一步拓寬煤源渠道，把握好資源與價格的平衡。強化煤炭采購、運輸、驗收、接卸、摻燒等環(huán)節(jié)的過程管理和效能監(jiān)察。總之，要通過一切手段，力爭整體效益最大化。另一方面，發(fā)電企業(yè)需要進一步加強財務預算管理，強化資金運作，拓寬融資途徑，努力降低資金成本。要根據(jù)減虧目標壓縮、倒排預算費用，從緊、從嚴控制成本，努力使材料費、修理費、管理費有新的下降。要把控制和防范資金風險放在首位，多渠道、多市場、多方式、多主體融資，不斷跟蹤、調整和優(yōu)化融資組合。在資金平衡預算的基礎上，及時合理地分配和調度營運資金，抓好內部資金占有用，控制結算節(jié)奏，合理占用債權，加快電費回收，提高資金的周轉率，力爭做到既能解決資金缺口，又能減輕財務費用。

　　總之，解決火電企業(yè)生存危機已經刻不容緩，火電企業(yè)擺脫困境的關鍵在于政府迅速出臺政策、措施，帶領發(fā)電企業(yè)內外并舉，從經營巨虧的沼澤地中突圍出來。懸而不決將使作為火電行業(yè)損失更為慘重，政府解決危機將付出更大的代價。