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4月28日上午，湖南电监办召开新闻发布会，向社会发布《湖南省2010年度电力监管报告》（以下简称“报告”）。这是湖南电监办首次发布综合性年度监管报告。尽管报告对湖南电力企业经营财务状况着墨并不是很多，但却是最引人关注的内容之一。
当天下午，湖南电监办举行2011年价格与财务监管工作座谈会，发布了数据翔实的《2010年度湖南省电力企业财务经营情况通报》（以下称“通报”）、《2010年度湖南省电价执行和电费结算情况通报》。
“因电煤价格持续上涨，电厂利用小时数较低，湖南省内火电企业全面亏损，亏损额度呈加大趋势。”报告如此描述湖南火电企业的经营状况。
火电企业连年严重亏损
通报显示，2010年，湖南省主要发电企业总计亏损14.36亿元，同比增亏8.07亿元。
其中，火电亏损19.14亿元，同比增亏11.86亿元；水电赢利4.78亿元，同比增加6.61亿元。
2010年，华能、大唐、华电、国电、中电投五大发电集团在湖南经营情况全部告亏，合计亏损14.7亿元，同比增亏65.6%.其中，大唐湖南分公司火电装机近600万千瓦，在湖南省统调装机中占据将近半壁江山，亏损额度最大，达到7.5亿元。中电投湖南分公司（五凌水电公司）虽然以水力发电为主，但由于旗下黔东电厂未获得核准而未正常运行，2010年亏损5.58亿元，导致总体亏损超过1亿元。
冰冻三尺，非一日之寒。湖南火电企业亏损已持续多年。近3年来，湖南发电企业持续亏损，其中2008年亏损额度高达33.43亿元，2009年受益于电价调整情况稍好，但仍然亏损6.29亿元。
连年亏损，导致负债率节节攀升。截至2010年底，湖南发电企业资产总额945.59亿元，负债率达到了84.7%,较2008年的82.09%、2009年的82.95%逐年走高。其中，火电资产总额457.27亿元，负债431.54亿元，负债率高达94.4%.水电资产总额488.32亿元，负债368.54亿元，负债率为75.5%.
据介绍，湖南火电资产总额略低于水电，但负债却远高于水电，多个电厂已经资不抵债。目前，华电长沙电厂、华电石门电厂、大唐石门电厂、国电益阳电厂等的资产负债率均超过了100%,最高达到了120%以上。今年的情况可能更加糟糕。中国华能集团公司湖南分公司营销部经理黎明告诉记者，华能在湖南唯一火电企业岳阳电厂今年第一季度已经亏损了7900万元。照此下去，今年全年将亏损3亿元左右。
作为湖南火电巨头，大唐湖南分公司今年一季度则已亏损4亿元之多。
燃料成本高涨是主要原因
尽管湖南火电企业连年亏损的背后有多重推手，但燃料成本高涨成为主要原因。
湖南省内煤炭资源相对贫乏，电煤供应形势紧张，电煤价格不断攀升。据湖南电监办通报分析，2010年湖南全省煤炭产量7902万吨，其中电煤2500万吨，且电煤计划逐年萎缩，而全省年发电用煤需5500万吨，50%以上电煤资源依赖省外。
中国大唐集团公司湖南分公司、大唐华银电力股份有限公司总经理魏远告诉记者，目前入厂标准煤单价已经高达1050元/吨，“十一五”期间上涨了1倍以上。
湖南电监办表示，2010年监管统计内发电消耗原煤2375.5万吨，同比增加了22.4%.按煤价较2009年上涨70元/吨计算，全年因煤价上涨增加的成本约16.63亿元。
今年以来，煤炭价格进一步走高。据黎明介绍，装机192.5万千瓦的华能岳阳电厂99%的电煤来自省外，包括山西、陕西、河南、四川、重庆等地来煤。从2010年12月开始，秦皇岛来煤加入并逐渐成为主要来源，今年以来已从秦皇岛进煤近100万吨。目前入厂标准煤单价已超过1100元/吨，较2009年的795元/吨、2010年的994元/吨大幅上涨。
此外，设备利用小时数较低、脱硫电价难以弥补成本、实际结算电价偏低、财务成本增加等也是湖南火电企业亏损不可忽视的助推因素。
近3年来，湖南全省统调火电机组年均利用小时数分别为3830小时、3850小时、4103小时，远远低于5500小时的设计值。据测算，按照目前的机组平均利用小时数和脱硫电价政策，60万千瓦机组脱硫电价需要达到0.022元/千瓦时才能弥补成本。0.015元/千瓦时的脱硫电价难以弥补脱硫系统运行的变动成本，仅此一项导致湖南火电减少电费收入5.04亿元。
“峰谷丰枯电价降低实际结算电价，影响发电企业收入。”湖南电监办在报告中指出，受峰谷丰枯电价影响，2009年、2010年湖南火电企业实际上网结算电价为0.4321元/千瓦时、0.4372元/千瓦时，比标杆电价0.4405元/千瓦时少结算0.0084元/千瓦时、0.0033元/千瓦时。
华电湖南公司财务部负责人向记者表示，目前发电成本为0.3元/千瓦时，但不含税。丰、平、枯低谷电价分别只有0.236元/千瓦时、0.26元/千瓦时、0.277元/千瓦时，根本没有边际利润。
未来电力保障或成问题
湖南火电企业连年亏损，严重的负面影响既在当下，更在长远。
根据湖南省确定的发展目标，“十二五”时期，湖南省地区生产总值年均增长10%以上，力争到2015年达到2.5万亿元。
魏远分析认为，GDP年均增长10%以上，湖南全省用电量需年均增长80亿千瓦时，相应年均增加电力装机200万千瓦以上。
接受采访的湖南电力界人士表示，目前湖南水电开发已超过90%,剩余可开发量有限；尽管已在桃花江等地选址，但核电近期内也不太可能成为湖南电力供应的主力；寄望于大规模外来电力目前也不现实。在本地发展燃煤火电，依然是湖南未来一段时期内难以避免的无奈之选。
据魏远观察，目前，五大发电集团都在湖南进行项目布点，但连年的亏损极大地打击了企业投资电源项目的积极性，真正推进的项目很少。“这对湖南今后的电力保障很不利。”他如是说。
据了解，某中央发电企业的一个在湘火电项目，正在计划变更投资主体。由此可见，湖南投资建电厂的环境确实令人担忧。
更迫切的现实问题，是近在咫尺的迎峰度夏挑战。正常情况下，湖南电煤库存应在200万吨以上，但湖南电监办了解到的情况是，目前全省电煤库存只有60万吨左右。
“仅相当于一个电厂的库存量。”魏远告诉记者，大唐湖南分公司所属电厂燃料库存约30万吨，可用天数低于7天的警戒线，有的电厂来煤只是一天保一天。
“4月如此，5月如何，明年如何？看不到解决的措施。”对此，他深表忧虑。呼吁电价形成机制改革
“火电企业的经营局面，危及了电力供需稳定，迫切需要寻求解决办法。”湖南电监办在报告中表示，“就出路而言，除企业自身加强内部管理、提高生产效率之外，必须研究启动煤电联动，提高火电上网电价；必须优化调整发电侧峰谷分时电价政策。从长远来看，还要积极推进电力市场建设，改革和完善现行电价形成机制。”据了解，2002~2010年，湖南重点合同煤价上涨了185%,同期上网电价仅上调了26.67%,电价调整难以望及煤价上涨之项背。“相关部门应尽快研究启动新一轮煤电价格联动政策。”湖南电监办呼吁。
湖南2004年开始实施丰枯季节和峰谷分时电价政策，期间，湖南电网供需形势、负荷特性、用电结构和湖南电力企业经营状况、成本构成都发生了很大变化。峰谷分时电价政策对于优化负荷管理和削峰填谷的作用主要体现在需求侧，而发电侧必须服从电力调度，峰谷丰枯电价政策对于优化需求侧管理的作用并不明显。事实上，近几年的峰谷分时电价政策实际运行结果都是发电上网实际结算价低于标杆价，造成发电企业利益受损。目前，湖南省内发电企业对于取消或调整这一电价政策的呼声日渐强烈。
“应取消发电侧峰谷分时电价。”黎明认为，相对于丰枯电价而言，调整发电侧峰谷电价更为迫切。
与此同时，湖南电监办还呼吁：“尽快开展脱硫脱硝电价政策研究，调整现行脱硫电价政策，制定合理的脱硝电价政策，运用价格杠杆引导、支持企业继续为‘十二五’节能减排作贡献。”“组织力量加强电力企业成本分析，尽快研究出台独立的输配电价，大力推广大用户直购电试点、跨省跨区电能交易市场、发电权转让交易市场等市场化改革，增强市场机制在上网电价和销售电价中的影响。”“电价调整只是一方面，控制资源供应更重要。”魏远认为，湖南应限制煤炭出省，同时加强煤炭资源整合，达到保护国家利益、维护既得利益、形成共同利益、稳定社会利益的目的。从长远考虑，则应加大蒙煤入湘。目前，内蒙古包头和广西柳州之间已形成铁路通道，只是衔接不顺畅，如果进行双线重载电气化改造，可年运煤7000万吨。
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