笔者日前到山西火电企业调研，一位火电企业总经理给我讲了这样一个故事：由于企业资金异常困难，不少要债者长年盯在电厂，软硬兼施，催讨债务。终于，一位专职催债人再也忍受不了，给总经理发了一条短信，说就为了区区5万元欠款，已经跑了多少次，在厂里住了那么长时间，就是要不到，“现在我不要了，行吧，但你们如此不讲诚信，不守合同，纯粹是骗子”。对许多责备甚至辱骂的话，总经理只有苦笑，同情心也油然而生，通知财务“不管想什么办法，还是把这5万元付了吧！”这位总经理告诉我，企业已拖欠外债4亿多元，目前的状况实在无法偿还，能拖一天算一天吧。

  这样的故事其实在火电企业每天都在发生，那位发短信的讨债人还算是幸运的。尽管各发电集团千方百计保持了有所盈利，因而使不少政府部门认为发电企业还能撑得下去，但在已超过60%的亏损火电企业里，第一线经营者和广大员工的艰难，以及由此带来的发展难以持续等问题，实在应引起高度关注。

  由于政府有关部门已实际上担负起保障电力供应的主要责任，求解火电困局就只能从政府转型、打破行政垄断、转变宏观调控方式做起。

  “资金链已经断了！”一火电厂的首席财务官无奈地告诉我。我对此表示不解，如果资金链真断了，但机组仍在运行，员工仍在坚持工作，钱从哪来？该总监说，资金链的断裂表现在电厂的经营已入不敷出，现金流成为负数，企业不但外欠工程及设备款4亿多元，就连各项保险也欠缴3000多万元，导致7名职工不能正常办理退休手续。由于连年巨额亏损，银行信用评级大幅度降低，在国家银根不断收紧的形势下，电厂已很难贷到资金，即使能贷到一些，也已从过去利率一般下浮10%调整为上浮10%到20%，有些甚至更高，但也往往贷不到钱。企业的运作只能靠集团担保高息贷款和拨付应急资金勉强维持。

  这不仅是一个火电企业面临的严峻现实，我国中西部地区持续大面积亏损的火电企业都在为资金挣扎。山西省火电企业大多为坑口电厂，由于运输距离较短等因素，省调电厂长期执行的是低煤价、低电价政策，有的电厂仅与河南同类型电厂一山之隔，上网电价每千瓦时却要低7分钱。而煤价市场化以来，山西煤价持续高涨，煤炭必然流向电价较高的地区，使得山西火电业陷入困境。特别是山西煤炭行业重组以后，一直作为火电厂重要煤源的小煤矿大量关闭，更使火电厂完全丧失了电煤议价能力。

  2010年，山西省调22家主力电厂亏损总额为38.85亿元，仅有6家火电厂微利。2011年上半年24家省调主力电厂亏损总额已达19.22亿元，亏损面达71%，仅有7家电厂微利，盈利最多的两家电厂分别为煤矿所属和外送为主。其中14家火电厂资产负债率超过90%，7家超过100%，最高的已达147%。尤其是山西中南部地区火电企业经营环境极度恶化，很多电厂已无流动资金维持正常生产，面临的是生存危机。而在其他省份，有的亏损火电厂资产负债率已达180﹪以上。

  从今年4月10日起，山西省上网电价上调了3.09分/千瓦时，使火电厂经营困境有所缓解。但由于2010年以来煤价上涨过快，平均入厂标煤价从2010年初的562元/吨涨到了目前的720元/吨，山西中南部电厂原发每千瓦时电亏损0.1元，调价后仍亏损7分左右。以对9家电厂的一份统计预测，按目前煤价和调整前电价测算，2011年全年将亏损45亿元，上调电价可减亏9.76亿元，全年仍将亏损35亿元。另据对13家火电厂的统计表明，截至7月底，13家火电企业已拖欠燃料款29.94亿元，有的电厂已难以按时发放职工薪金，养老等保险欠缴严重；电价上调后，13家火电厂6—7月份仍亏损6.16亿元；8—12月还面临着到期还贷压力62.86亿元，资金链异常困难。

  其实许多火电厂还能勉强维持运营，很大程度上是靠集团担保贷款和拨付应急资金支持，而据国家统计局和中电联的统计，今年上半年全国火电公司实现利润同比下降48.3%，6月份利润环比下降35.9%，反映出此次上网电价调整的成效已完全被煤价持续上涨和财务费用增加所吞蚀。就五大发电集团而言，1～7月份的电力业务合计亏损74.6亿元，同比增亏82.7亿元。其中火电业务亏损180.9亿元，同比增亏113亿元。7月份，五大发电集团风电业务今年以来首次出现亏损，将进一步加剧各集团资金链的紧张。同时，1－7月份，五大发电集团合计财务费用528亿元，同比增长32.5%。在此情势之下，各集团还能有多少余力支撑亏损火电厂，已令人十分担忧。

  资金的高度紧张，必然对火电厂的安全生产造成严重影响。为应对经营困难，火电企业一般会从三个方面千方百计挖潜。一是努力节约管理费用，二是尽可能压缩燃料支出，三是大幅度减少维修费用。在很多火电厂，这三个方面差不多已做到极致。

  在燃料成本已占上网电价的70%以上时，管理费用的节约空间已十分有限，而有的电厂早已将照明路灯都只开一半，更不必提欠缴的各种费用；电厂员工收入在当地原一般居于中上等水平，现在很多电厂不但数年未能提薪，还由于亏损不同程度地减扣工资。职工思想慢慢的出现不稳定，业务骨干留不下，招聘来的大学生呆不住。虽然尚未见到事故人的因素的统计数据，但管理绩效年年在下降难以避免。

  十年以前，火电厂燃料成本不过占上网电价的50%左右，当燃料成本已高达70%甚至90%以上，直接危及企业生存时，如何压缩燃料成本支出便成为火电厂应对危机最突出的方向。凡是不亏损或稍有盈利的火电企业，一定是上网电价较高，且煤源有较好保障，煤价控制有较好成效的企业。对于大多数亏损严重的火电厂，能够采取的主要对策就是尽量采购低价劣质煤，以降低总成本。但在火电厂建设时，一个基本准则是根据选定煤种设计，包括锅炉炉膛容量和燃烧系统都要与选定煤种相匹配。而这一准则已无法适应现实，近年来不少火电厂降低燃料成本的“先进经验”就是掺烧低质煤，反复测算最佳比例使掺烧燃料能够较正常燃烧；但大量低质煤的掺烧不可能不严重影响锅炉效率，并加大设备磨损。

  与此同时，不断压缩的维修成本更使设备的安全状况雪上加霜。火电厂的检修可分为小修、中修和大修，每次检修动辄数十万元，一次大修的费用往往数千万元。但在经营效益急剧下降时，检修资金自然捉襟见肘，没办法保证。正常状态下，锅炉水冷壁磨损到某些特定的程度就要换掉，否则每次爆管都可能会导致停炉，而目前的状况则是尽量维持，少更换或不更换，因锅炉突发爆管等因素停炉的非计划停运次数明显增高，使火电厂的安全生产愈益形成恶性循环，更加剧了经营压力。

  由于长期亏损，设备安全欠账严重，致使火电企业设备状况每况愈下，严重威胁着电网安全运作。据统计，山西省火电企业仅2010年上半年共发生机组非计划停机165次，同比提高50%；锅炉灭火42台次，同比提高110%，表明设备状况已确定进入危险期。

  近年来，极度拥堵成为多条高速公路的常态，其中京藏高速尤为严重，有关方面已在着手规划复线，以提高车流容量，缓解拥堵现象。然而，大堵车的深层次原因何在？宁愿忍受拥堵之苦仍在不断涌入拥堵行列的运煤大货车，驱动力当然是利益。由于各地上网电价存在的较大差距，作为拥堵主力的运煤大军所显现的，正是从低上网电价地区到高上网电价地区的煤炭流向。

  我国各省区的上网电价有着较大的差异，从历史因素看，主要是体现了不同省区的发电成本和电价承担接受的能力。而随着各地经济的快速发展以及煤炭市场化改革的进展，情况已发生了很大的变化。东南沿海地区虽然煤运距离较长，但电价承担接受的能力较高，上网电价也高于中西部地区，使得尽管煤价高涨，火电企业仍有一定盈利空间。有统计表明，仅江苏、浙江、广东三省火电企业的利润，2010年已占到全国火电企业利润的九成以上。东南沿海地区经济快速地发展带来的巨大煤炭需求和较高的上网电价，使我国煤炭运输显现出从西部到中部，再到东南部的梯次。山西、河南和陕西等省的煤炭更多地流向上网电价较高的东部和中部地区，煤价也不断攀升，山西的火电企业用不起当地电煤，只能大量向内蒙古和陕西购买低价劣质煤，陕西的火电企业则要从甘肃和新疆外购部分电煤。内蒙古由于运力所限，部分煤炭不得不在当地消化，价格持续上涨受到一定制约，如果内蒙古煤炭外运能力大幅度提高，内蒙古的偏低上网电价也会使当地火电企业燃料成本逐步提升。在现有经济格局之下，仅靠加大运能显然并非治理拥堵的根本之策。

  在煤炭外运压力不断加大，本地区企业用煤很难保证的情况下，一些产煤省出台了限制外运的措施，对外运煤炭加收出省费，以控制外运数量。但在有些地区则以此为名，层层收取经销差价，如山西省内凡非本市县企业用煤，必须由煤矿所在地的煤运公司统一经销，收取经销差价10元/吨到40元/吨不等，否则煤检站不予放行。层层地区保护盛行进一步推高了煤价，使火电企业负担更为沉重。此外，铁路运输的价外加价、煤炭税费的不断加重和各地名目繁多的收费项目，最终都会转嫁到火电企业的发电成本之中。

  在山西还有一个特殊的现象，就是重点合同煤的定义。一般认为，重点合同煤是需要与铁路运力相衔接的电煤合同，而山西的坑口电厂往往无需衔接运力，因此，当地煤矿并不认可所谓重点合同，该涨价时一视同仁，即使2011年初国家发改委严令重点合同煤价应不得高于上年水平，煤矿也觉得自身不在限价之列。火电厂则早已失去议价能力，无论欠热卡、缺数量还是掺杂使假也只能照单全收，并且大多是先付全款再发煤，重点合同已形同虚设，这不过是在煤价市场化挤压之下煤电博弈的另一种表现形式。

  长期以来，我国火电装机占总装机容量的75%以上，火电发电量占总发电量的80%以上，火电是支撑我们国家的经济发展的绝对主力，并且在相当长时期内难以根本改变。依照国家电监会发布的“2010年度发电业务情况通报”（以下简称“通报”），从全国情况看，发电装机总体充裕，各大区统调装机容量与最大负荷之比均大于1，东北和西北则高达1.43和1.87，装机明显充裕。在此情况下，如果电力供应不足，一定是火电业运营和电力资源配置出现了问题。

  “通报”指出，“十一五”期间，电源投资明显向非化石能源发电领域倾斜，水电、核电、风电合计完成投资占电源投资的比重从2005年的29%持续提高到2010年的63%，火电投资完成额由2005年的2271亿元快速减少到2010年的1437亿元，同比下降36.7%。在2011年初的全国能源工作会议上，国家能源局明确说，“十二五”期间，将合理控制火电规模，严控在东部沿海地区新、扩建燃煤电站。在此政策影响下，2011年上半年的火电投资规模与装机投产仍在继续下降。截至6月底，水电、火电、核电、风电装机分别同比增长8.7%、8.9%、19.2%和70.1%，全国装机总容量同比增长10.5%。从增速看，发电装机和火电装机增速均为2006年以来同期低水平，仅高于2009年同期，其中火电新增装机比上年同期少投产90万千瓦，且火电装机增速低于用电量增速。今年由于来水严重偏少而缺电的广西三年内没有一台火电机组投产。这一些数据的变化已被认为是今年“电荒”的根本原因之一。

  而火电企业正处在双重挤压之下，从发电越多亏损越大考虑，亏损电厂显然缺乏发电积极性，有的集团也规定了相关发电条件和减亏指标；但地方政府的行政压力和电网的考核压力又使得电厂不能不发电，电网对于不能完成计划下达电量的电厂将减扣今后的发电量指标，完全不发电意味着从此退出当地电力市场，这样的责任无人敢于承担。发，还是不发，成为火电企业难解的经营困局。

  各大发电集团尽管是央企，利润考核却同样是核心指标。为缓解困局，各集团一方面均在全力发展多种产业和新能源，国电集团即以1/6的非火电资产量创造了3/4的利润；另一方面则在收缩火电投资，并探索亏损电厂的转让方式。据新闻媒体报道，中电投集团已有意转让漳泽电力的控股权，接盘者可能是大同煤矿集团。由于煤矿集团接手火电企业在燃料和资金方面都有着非常明显优势，“抄底”火电企业有可能成为煤矿集团的重要战略选择。但在目前卖煤收入远高于发电收入的形势下，大规模转让火电厂尚难以成为潮流。因此，当各发电集团认为火电亏损将长期难以扭转时，更现实的选择仍是压缩火电投资。在各集团的规划中，火电投资势将持续下降，有的集团已计划在“十二五”期间，将火电投资比重降至20%以下。由于风电过快发展所暴露出的问题，仅靠可再次生产的能源发电难以替代，火电投资一下子就下降意味着在各地经济提高速度不减的情况下，“电荒”局面在相当长时期内难以缓解。

  为应对“电荒”，国家能源局不得不集中审批了一批火电和电网项目，以缓解浙江、江苏等地的用电紧张形势，这不仅表明此前严控火电建设的政策未能适应形势发展的需要，而且电力发展规划和资源配置方式都将面临重大调整，对我国节能减排的总体部署也将提出新的挑战。从市场角度看，火电投资放缓是现行电价政策的必然反映，除部分上网电价较高的地区外，很多已核准项目都在缓建或推迟投产，增加审批项目的实际功效也会大打折扣。

  有论者认为，造成我国当前“电荒”的根本原因是“水煤双缺”；也有评论指出，我国究竟是缺煤还是缺电？多个方面数据显示什么也不缺，缺失的是打破行政垄断和行业垄断之后的自由竞争；更有人尖锐地批评，并没有煤电之争，矛盾的实质是价格问题，电价的行政性垄断才是“电荒”的根源。任何市场正常发展的基础都是完善的市场规则体系，市场规则引导市场行为，有咋样的市场规则，就会有咋样的市场行为，并会导致相应的市场后果。在此意义上，即使我们也可以充分理解在多重宏观调控目标之下的政府决策难度，而作为经济运行规则的制订方，政府有关部门对于当前的火电困局也应承担重要责任。

  警示赫然，我国电力工业可持续健康发展正面对严峻考验。由于政府有关部门已实际上担负起保障电力供应的主要责任，求解火电困局就只能从政府转型、打破行政垄断、转变宏观调控方式做起，按“市场导向、机制协调、价格联动、政府调控”的原则，不断加快电价形成机制改革，充分的发挥价格信号的市场调节作用，使电价真正反映电力成本、电力资源的稀缺程度以及环境影响成本。让市场的问题回归市场，使企业真正成为市场主体，这应该是我国30多年经济快速地发展的最基本经验。（作者沙亦强 供职于中电联研究室）