电力改革方案既定10年之后，进入攻坚阶段。

    推进电价改革成了2012年改革的重点任务之一。国务院总理温家宝3月5日在十一届全国人大五次会议上作政府工作报告时提出，稳妥推进电价改革，实施居民阶梯电价改革方案，逐步理顺煤电价格关系。

    但阶梯电价仍属于电价调整范畴，只能是电力改革的暂时手段。实际上，为缓解煤电矛盾，政府已经作出类似探索、尝试。2011年6月1日和12月1日，发改委两次在全国范围内上调电价，试图缓解“煤电顶牛”的矛盾。

    有煤电专家建议，电力体制改革的下一步，应按照2002年确定的目标，实质性启动输配分开改革，用竞价上网最终替代电价调整。

    “硬缺电”隐忧

    “我们厂去年的亏损大约在100%。”一位不愿透露姓名的甘肃西部热电厂员工告诉时代周报记者，这意味着，即使这家装机容量百万千瓦的热电厂整个抵押给银行，也无法弥补巨大的亏空。

    他说，尽管政府2011年上调了工矿企业和商业用电价格，但由于他们主要是供给居民用电，所以仍然亏损严重，“当然调比不调好”。

    可以肯定的是，由于煤炭价格长期高位运行，火电亏损已经成为全行业的普遍问题。相关数据显示，2008—2010年，五大电企火电累计亏损额就达到602.57亿元。如果算上其他火电企业，三年深陷亏损泥潭的火电行业亏损可能达到上千亿元。

    中国电力企业联合会(以下简称“中电联”)发布的行业报告显示，仅仅在2011年上半年，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团的电力业务合计亏损约70亿元，同比增亏80多亿元，其中火电业务亏损180亿元，同比增亏110亿元。

    尤为突出的是大唐集团2011年亏损面已达67%，旗下30家亏损严重的电厂资产负债率超过100%，严重资不抵债，濒临破产。

    不堪火电亏损重负，五大电力集团开始集体抛弃部分火电业务，甩包袱清理火电资产。

    2011年，中电投放弃连续两年巨亏的漳泽电力资产，同煤集团将通过向漳泽电力注入其四家电厂及两家煤矿，取代其控股股东地位；华电集团也将其持有的宁夏大唐国际大坝发电有限责任公司20%股权转让，大唐发电、宁夏发电集团、华电集团分别持股45%、35%和20%。

    中电联提供的数据显示，中国火电投资规模在2005年为2271亿元，到2007年已降为2152亿元；在2008年更是迅速降低至1679亿元，降幅高达21.99%；2009年降幅为8.04%，2010年火电投资额为1311亿元，降幅增大至15.1%；直至2011年更是降低到1054亿元，直降26.1%。2012年前两个月，火电投资额仅为79亿元，同比大幅减少了54.34%。

    在资金紧张、火电业务亏损严重的情况下，五大电力集团放弃部分火电业务一方面有利于甩掉包袱，另一方面有利于加大在新能源领域的投资，促进业务的多元化发展。

    但是从中国电力结构看，无论是装机容量还是发电量，目前火电占比均高达70%-80%。在火电占据主导地位的情况下，火电投资的下降带来的影响是负面的，对于国内的电力供应必然会产生消极作用。

    有分析人士认为，火电业务仍将是中国发电行业的最重要构成部分的格局难以改变。火电的持续亏损必然会降低火电企业的发电积极性，导致火电机组的发电时间下降，影响了火电的发电量，从而进一步加剧东部地区电力紧张的状况，“而解决目前电荒的关键仍将是火电”。

    在今年的全国两会上，中国电力国际有限公司董事长李小琳委员指出，由于煤价近几年连续上涨，火电企业亏损严重，发电积极性受挫甚至无法维持正常发电，发电有效产能增长萎缩，“硬缺电”态势开始显现，国家中长期电力保障堪忧。

    体制性矛盾

    据前述西部热电厂员工回忆，“2000年以前，煤炭直销，企业都要跑到电厂去求着拉煤，那时候的情况是煤销不出去，厂家是很着急的。有些煤矿，当年的销售指标都是完不成的。但是随着用电需求的增多，电厂装机容量的扩容，煤就开始供不应求了。从买方市场变成了卖方市场。”

    他说，在上世纪90年代末期，如果觉得哪家的煤还可以，还可以在市场价的基础上谈低10元或者20元，“现在基本上不讲价，而且还必须先付钱，如果没有钱，那么根本就拉不到煤。”

    有一点值得注意的是，煤炭成本问题是所有火电企业亏损系列问题的症结所在。

    在火电发电成本中，煤炭占到总成本70%左右。以2011年为例，7亿吨左右的全国重点电煤合同量，是各电力集团骨干电厂维持基本电力生产的煤炭保障。而在合同煤与市场煤价差拉大的情况下，合同兑现率呈现下降趋势。发电集团的合同电煤兑现率在30%-50%。这意味着2011年全国重点电煤合同实际交易量仅在4亿吨左右，全国约有15亿吨的电煤需要从市场上采购。

    前述西部热电厂的员工称，最夸张的一次是所有煤矿的煤都被抢光了，没有抢到煤的热电厂只能停机。“从2009年开始到去年，厂里都是按天报煤的库存量，比如这个煤只能烧7天，或者只能烧5天。”

    与此同时，2002年-2011年间煤炭价格已是增长了7倍。2002年，中国煤炭实际平均价约为150元/吨，而截至2011年，7000大卡的标煤价格每吨已超千元，广东地区的标准煤价格更是达到了1226元/吨。

    与煤价翻倍上涨不同的是，自2002年中国电力工业实行“厂网分开、竞价上网改革”以来，一直都是政府定价。2004年实行“煤电联动”，煤炭价格快速上涨几倍之后，电价却只做过几次调整、上涨幅度不超过40%。

    这一点从电厂职工的收入中或许也可以看出某些端倪。上世纪90年代末，电厂的职工不但工资按时发放，逢年过节还有很多小福利，而现在，有时候连工资都不能保证，更不用说是福利了。可以说，十几年过去了，电厂职工的收入却是倒退了。

    上述分析人士指出，火电厂除受国家价格限定之外，还受煤价上涨的影响，而国际和国内能源的无节制使用，工业化进程不断地加快，使可利用能源特别是矿化能源不断地减少，使发电煤价格在市场的作用下不断地飙升，“加之大型煤矿的垄断经营和电煤国家政策的不匹配，造成了电是国家限价收购、煤是随行就市的不对等政策，致使火电不断地亏损，煤矿不断地盈利。”

    “但从大局出发，电价的涨幅牵扯到社会经济的方方面面，电价一涨，物价就涨，火电价格的控制宁死勿滥，是牺牲局部保全局的做法。”该人士说。

    然而，这并非长久之计。“市场煤、计划电”的体制性矛盾，让火电企业大面积亏损，甚至已经严重影响行业生产和发展。电价改革不到位，致使“电荒—上调电价—煤价跟涨—电荒”恶性循环。

    中投顾问能源行业研究员宋智晨则告诉时代周报记者：“鉴于煤电的密切联系，电改与煤改本应同步发展，但是目前我国煤炭市场已经初步实现了市场化，其改革步伐远快于电力市场，从而造成了“市场煤”与“计划电”之间的矛盾。因此，加快电力体制改革已经刻不容缓。”

    对此，厦门大学中国能源中心主任林伯强在接受时代周报记者采访时指出，政府对电煤的价格管制导致了较大的市场煤和电煤的价差，所以政府需要想办法缩小价差，从而保障电煤合同的履行。

    剑指竞价上网

    宋智晨说，2002年，国务院就已经正式批准了《电力体制改革方案》，确定了“厂网分开、竞价上网、打破垄断、引入竞争”的宗旨，明确了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的四大改革任务，所以电力改革的方式早已确定。

    但时至今日，市场煤、计划电使煤电问题、矛盾不断积聚，以致影响行业发展乃至国家经济安全运行。对此，宋智晨认为：“竞价上网的前提是实现输配分开，构建竞争性的供电市场和竞争性的配电市场。但是在实现了厂网分开后电力改革受到了很大的阻力，进展缓慢，直到去年才初步实现了主辅分离的改革目标。接下来的改革是难度最高的输配分开、竞价上网。”

    林伯强认为，电力改革最难的确实是竞价上网，“竞价上网就意味着电价要完全市场化，但目前在中国来说这是很困难的事情，所以短期之内应该还无法实现竞价上网的目标”。