2010年入冬以來，由于電煤價格持續(xù)大幅攀升，華東地區(qū)部分燃煤火電企業(yè)虧損加劇，資產(chǎn)負(fù)債呂普遍較高。華東電監(jiān)局直接監(jiān)管的上海市、安徽省，2010年1月~11月，上海市，安徽省統(tǒng)計電廠單位發(fā)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(fā)電企業(yè)已普遍虧損，六家發(fā)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(dǎo)。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(fā)電企業(yè)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(zhuǎn)企業(yè)經(jīng)營困境。部分發(fā)電企業(yè)2010年9月底的資產(chǎn)負(fù)債率已經(jīng)高達90%以上存在資不抵債，資金鏈斷裂風(fēng)險。
        2、煤質(zhì)下降增加運行成本，影響發(fā)電設(shè)備安全生產(chǎn)。 一些煤炭企業(yè)受利益的驅(qū)動，采取減少重點合同兌現(xiàn)，降低煤質(zhì)，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(zhì)下降給企業(yè)正常生產(chǎn)經(jīng)營帶來了巨大的影響一是鍋爐使用設(shè)備磨損嚴(yán)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(chǎn)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(huán)保要求提高、政策執(zhí)行不到位，銀行信用收緊、利率提高等外部因素，加劇了發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營壓力。 企業(yè)脫硝的建設(shè)運行成本尚未補償，水資源費等環(huán)保費用日益增加，脫硫加價政策執(zhí)行不到位，如安徽省脫硫加價的電量僅為基數(shù)電量，尚有8.56%的電量未能執(zhí)行脫硫加價。同時，由于企業(yè)經(jīng)營狀況不樂觀，銀行信用收緊、加之目前利率的逐步上調(diào)，電廠還貸風(fēng)險資金支付風(fēng)險日益加劇。
        4、受新機投產(chǎn)等因素影響，發(fā)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(fā)電裝機容量和外來點快速增長，發(fā)電利用小事逐年下降，上海市2005年~2009年統(tǒng)調(diào)電廠發(fā)電利用小時數(shù)從5978小時降至4596小時，降幅達23%;安徽省2005年~2009年統(tǒng)調(diào)電廠發(fā)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(nèi)宏觀經(jīng)濟形勢的影響，2010年11月消費物價指數(shù)（CPI）同比上漲6.1%，環(huán)比上漲1.4%盡管發(fā)電企業(yè)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(nèi)部消化。成本壓力使得部分發(fā)電企業(yè)因資金困難或為完成年度經(jīng)營指標(biāo)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(wěn)定運行，增加了事故風(fēng)險。
       6、供煤合同與發(fā)電權(quán)交易不配套，替代發(fā)電難于開展。再實施節(jié)能環(huán)保以大代小替代發(fā)電過程中，由于重點煤合同未能與發(fā)電計劃同步轉(zhuǎn)讓，小機組轉(zhuǎn)出電量造成煤炭使用量減少導(dǎo)致重點合同煤減少，大機組轉(zhuǎn)入的代發(fā)電量必須使用重點合同外的高價煤，以大代小替代發(fā)電使得本應(yīng)在發(fā)電企業(yè)間的內(nèi)部利益轉(zhuǎn)移至煤炭企業(yè)。在煤價持續(xù)走高的情況下，大機組不愿意也無法承擔(dān)替代發(fā)電的風(fēng)險，發(fā)電權(quán)交易難于開展。
        7、現(xiàn)行的管理體制，約束生產(chǎn)力并影響節(jié)能減排效果。再現(xiàn)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(jié)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(fā)電利用小時低于上海、江蘇、浙江30萬千瓦機組的發(fā)電利用小時，省間的壁壘不利于全社會節(jié)能減排，直接導(dǎo)致了發(fā)電企業(yè)出現(xiàn)了增產(chǎn)不增效的嚴(yán)峻局面。
      原因透析 

        1、電煤聯(lián)動機制運行不暢，煤炭價格未能合理疏導(dǎo)。電煤價格機制不協(xié)調(diào)，電煤聯(lián)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(dǎo)致發(fā)電企業(yè)經(jīng)營困難。同時，煤炭價格上漲不能及時傳導(dǎo)至終端消費，電力價格信號失真，失去了對能源供求的引導(dǎo)作用。
        2、煤炭市場監(jiān)管薄弱，導(dǎo)致部分煤炭被壟斷且供應(yīng)無序。目前煤炭行業(yè)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(yè)集團的煤產(chǎn)量占全省煤炭總產(chǎn)量的90%以上，其中淮南煤礦更占據(jù)主導(dǎo)地位，在安徽省內(nèi)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(fā)電企業(yè)的標(biāo)價煤價格確位于華東第二位。與此同時，煤炭市場監(jiān)管薄弱，合同煤和市場煤價格差異巨大，市場誠信度缺乏，導(dǎo)致煤炭價格無序上漲，合同兌現(xiàn)率低，虧卡虧噸嚴(yán)重。
        3、電力投資體制不完善，國有發(fā)電企業(yè)盲目無序擴張問題嚴(yán)重。由于電力投資體制的不完善，制度的不科學(xué)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(fā)電集團，一些企業(yè)為追求企業(yè)規(guī)模的擴大，不惜代價跑馬圈地?fù)寠Z資源，甚至違規(guī)超前建設(shè)，資源端競爭出現(xiàn)問題，一是電源分布不合理。電源與電網(wǎng)建設(shè)不配套，建設(shè)地點和經(jīng)濟效益好的電源項目大家搶著建，東部沿海地區(qū)煤電裝機過多、過密，造成環(huán)保壓力加大，發(fā)電利用小時下降；二是電源結(jié)構(gòu)不合理?；痣娬急忍?，對能源消耗、煤炭生產(chǎn)和運輸、節(jié)能減排等都帶來巨大壓力。尤其電煤密集的地區(qū)，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(yè)依賴思想嚴(yán)重， 始終認(rèn)為是政策性虧損，必須通過電價調(diào)整加以解決。
       對策建議
       如上所述當(dāng)前發(fā)電企業(yè)經(jīng)營困境的根本原因是能源價格機制不協(xié)調(diào)，電價不能及時消化因電煤漲價而增加的發(fā)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(lián)動機制。煤電聯(lián)動機制作為一種成本傳遞機制，其核心是在保持兩個行業(yè)均衡關(guān)系的前提下，傳遞成本沖擊，確保電力行業(yè)服務(wù)的穩(wěn)定性和財務(wù)的安全性。有關(guān)研究表明，電價每千瓦時調(diào)整1%，對CPI的影響僅為0.095%。適當(dāng)調(diào)整電價水平，不會導(dǎo)致價格總水平的顯著上漲。近期一是要梳理煤電價格關(guān)系，將不斷上漲的發(fā)電成本通過價格信號逐步傳導(dǎo)到用戶側(cè)，根據(jù)宏觀調(diào)控和控制通漲的發(fā)展態(tài)勢，及時疏導(dǎo)上網(wǎng)電價，同時激發(fā)用戶用戶節(jié)能降耗的動力，抑制高耗能產(chǎn)業(yè)的盲目發(fā)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(fā)電企業(yè)的經(jīng)營壓力，維持發(fā)電企業(yè)的正常生產(chǎn)，確保電力的安全可靠供應(yīng)。
        2、加強煤炭市場監(jiān)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(zhì)日益下降，合同兌現(xiàn)困難，亟需加強煤炭市場的監(jiān)管。一是要完善煤炭價格形成機制。雖然我國煤炭價格已經(jīng)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(xiàn)使用煤炭的環(huán)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(jiān)管組織，進一步明確責(zé)任，對煤炭的產(chǎn)、供、銷實施全面監(jiān)督；規(guī)范和加強電煤合同管理，加強電煤質(zhì)量及電煤合同兌現(xiàn)率的監(jiān)控，定期或不定期開展檢查；三是加大對違規(guī)行為的處罰力度，嚴(yán)厲處置無序漲價、關(guān)聯(lián)企業(yè)違規(guī)收費等行為，整頓煤炭市場秩序；四是定期向社會發(fā)布煤炭供應(yīng)情況及電煤價格變動情況接受社會及輿論監(jiān)督。
        3、推進電力市場化改革，改進電力調(diào)度機制。當(dāng)前，應(yīng)繼續(xù)推進電力體制改革，加快電力市場建設(shè)，一是積極搭建交易平臺、完善規(guī)則，鼓勵發(fā)電企業(yè)積極參與跨省跨區(qū)電力電量交易；二是經(jīng)快出臺獨立的輸配電價，公平開放輸配電網(wǎng)，積極推進大用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易；三是建立市場減排機制，打破省間壁壘充分發(fā)揮高效機組的節(jié)能減排作用；四是優(yōu)化發(fā)電調(diào)度措施，優(yōu)化機組運行的經(jīng)濟性，可試行按廠調(diào)度，最大程度降低發(fā)電煤耗，提高機組運行效率和經(jīng)濟性。同時，要統(tǒng)籌電力與上下游產(chǎn)業(yè)的結(jié)構(gòu)調(diào)整與規(guī)劃發(fā)展。推動煤電一體化建設(shè)，引導(dǎo)發(fā)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(zhàn)略和整合，加速產(chǎn)業(yè)融合，形成多贏格局。 （摘自  中國電力報）