取暖费不随煤价下调 热电联产困境尚未破除

“今年煤炭大幅降价，为什么取暖费却不下调？”进入供暖季，有这样疑问的居民不断向供热企业和当地物价部门询价，部分矛头直指热电联产的供热企业。

这种说法听上去的确有些道理：作为热价成本的重要部分，煤价上涨曾是热价上调的充足理由，现在油价都与国际原油价格接轨了，这取暖费也应该随着煤炭价格适当下调才对。

真实情况究竟怎样？供热企业目前经营现状如何？煤炭价格下降之后是否出现利润空间可下调供暖费？前几年供热价格与成本严重倒挂的情况有没有扭转？对此，记者采访了具有代表意义的供热企业和相关专家，探寻取暖费降不下去到底原因何在。

供热价格严重倒挂企业经营举步维艰

在中国电力企业联合会召开的 “热电联产企业生产交流会”上，北方某发电公司负责人眉头紧锁：“公司自2004年成立至今年10月，趸售供热业务累计亏损已达44亿元，尤其是离煤源较远的几家城市供热电厂，亏损更严重，资金流短缺。”该发电公司在内蒙古区域内有10家电厂接带城市集中供热，共有供热机组35台，装机容量679.2万千瓦，占该公司总容量的42%，接带供热面积7300多万平方米，年供热量约3800万吉焦，是当地重要的热源单位之一。

如果把供热企业目前的经营现状看成一团待理清的线团，想要剥丝抽茧找出思绪，热价就是那根首先要拨出的线头。

我国的电力价格采取分类分级定价机制，但供热价格均由各地发展改革委和物价局制定，热电企业与热力公司进行费用结算。记者了解到，北方15个供暖省份，虽然供热价格不一，但大都是前几年测算制定的，价格调整严重滞后。

此外，目前绝大部分供热企业都是趸售模式，即地方热力公司从热电厂集中购热，再向居民等终端用户售热。“由于没有自己的管网，不能直接供热到用户，在与地方政府供热价格谈判上没有话语权，导致供热价格低于成本倒挂运营，热电企业陷入供热越多、亏损越大的境地。”华能华北分公司安全生产部门主管张林在接受记者采访时表示。

上述北方某发电公司负责人给记者算了一笔账：2004年以来热价一直大幅低于供热成本，2012年综合平均热价为20元/吉焦，供热成本为36.66元/吉焦，倒挂16.66元/吉焦。今年1~9月热价为20.77元/吉焦，供热成本为34.4元/吉焦，倒挂13.52元/吉焦。

具体到该公司下属的某城市热电厂为例，该热电厂的趸售热价为16.2元/吉焦（含税），这一热价自2008年至今一直未动。

近两年，随着煤价下跌，供热成本略有下降，2011年，供热成本为37.5元/吉焦，2012年为35.4元/吉焦，2013年预计为33元/吉焦。其中单位供热燃料成本分别为19.35元/吉焦、17.73元/吉焦和15.53元/吉焦。

在煤价下降的同时，其他成本如水费、材料、人工等却在不断上涨，如水价，2009年底由2.6元/吨上调至3.5元/吨。综合测算，供热成本仍高于趸售热价。

作为服务民生与企业存亡等诸多矛盾的集合体，这些供热企业的老板，成了每年冬天日子格外难过的一群人。而比人工和用水成本提升更让他们头疼的，是部分地区供热价格执行不到位。

来自中国电力企业联合会的数据显示，山西省物价局文件核定的供热价为27.5元/吉焦，但部分地市热力公司仍按照20元/吉焦的价格进行实际结算，省物价局核定的供热价格没有得到落实，供热企业经营举步维艰。　　

供热能力严重不足老旧管网改造成本高

窘境不止于此，事实上，每年冬季的“经营焦虑症”已经是供热企业的老毛病。

“地方热力公司从热电厂集中购热后，存在超过供热能力接带面积的问题，这一方面造成供热质量下降，另一方面导致提供热源的热电厂只能调整运行方式，加大产汽、抽汽量，以确保供热。”张林告诉记者，这种以牺牲电量为代价的运行方式，将严重影响机组的经济性和安全性。

据上述北方某发电公司负责人介绍，该公司下属10家热电厂中有9个实际供热能力已接近设计值或最大供热能力，远超出热电联产75%的供热上限值，其中有7家电厂为双机供热电厂，由于无供热备用裕量，任何一台机组停运都会导致低质供热事件发生。在供热能力不足的情况下，10家热电厂每年都要投入大量的人力、物力、资金，采取各项措施，千方百计确保供热质量。

记者在采访中了解到，在供热尖寒期，有的热电厂甚至采取三炉二机或四炉三机的方式运行。

对于供热企业来说窘境不止于此，老旧管网的改造成本也是一笔不容小觑的费用。

“由于部分城市供热二次管网（从热电厂输热出口到换热站的管网为一次主管网，从换热站到用户的分支网为二次管网）为老旧管网，腐蚀、泄露问题突出，造成严重浪费和热量损失。这部分资产为建筑配套设施，产权复杂，年久失修，很多居室温度不达标。”中电联秘书长王志轩告诉记者，这笔费用到最后往往都是由发电公司支付，成本负担进一步加大。

数据显示，上述北方某发电公司自2004年成立以来，仅改造旧管网投入的费用累计已达3亿多元。在供热长期亏损的局面下，该公司每年仍要拿出近2000万元，对各供热单位的首站、外网进行检修、维护，保障供热设备健康运行。

对于成本负担问题，王志轩补充说，在目前国家批复的热价中，未体现热网补水成本，供暖期内产生高额的一、二次网补水、制水成本均由供热企业承担，进一步加剧了供热企业的负担。

“热供得越多就亏得越多，如果扩容改造更是加剧亏损。但是，有些责任必须承担。明明知道肯定要亏，但热还是要保质保量地供。”坐在记者面前的华电相关部门负责人赵高两手一摊，一脸无奈。　　

逐步深化热价改革建立合理定价机制

把目光从一家供热企业拉远至全国整体的情况。

据中电联统计，截至2012年底，全国供热机组总量达到22075万千瓦，占火电装机容量的27%，占全国发电机组总容量的19%。从数据上来看，在城市集中供热的总面积中，有三分之一是由热电厂供热的，预计“十二五”期间，北方采暖地区大型城市建筑物采暖集中供热普及率平均达到65%，其中，热电联产在集中供热中的比例将达到50%。

近年来，发电企业根据国家和地方政府的环保要求，加快推进热电联产项目扩建及机组改造工程，改建的热电联产机组同步建成脱硫、脱硝、高效率除尘器等环保设施，二氧化硫、氮氧化物、烟尘、灰渣排放量大幅度减少。

但是，由于受诸多因素制约，北方地区热电联产企业一直在高成本、高投入、负利润的状态下运行，企业背负着巨大的亏损压力。前几年煤价热价倒挂已导致供热企业身陷困境，不断攀升的各项成本令其雪上加霜。如何让合理性和现实性更好地结合，成为亟待解决的问题。

谈及如何协调生存和履责之间的关系，多数供热企业都有着一个同样的共识：随着供暖季节的来临，保障居民供暖，是当前全国热电企业必须承担的责任，他们也将全力以赴做好冬季供热供暖工作。与此同时，企业也需要生存，尤其在当前煤炭价格止跌回升、环渤海动力煤指数连续上涨七周的情况下，希望社会和民众能够予以理解。

“在当前市场煤、高价水、计划电（热）的现状下，建议国家出台分区域供热价格指导政策，定期根据电煤价格、水价、材料及人工成本等情况核算供热成本，在保本微利的前提下，分区域分时段实施价格指导。同时，建议政府有关部门对热价倒挂严重、历史亏损严重的供热企业予以财政补贴，以保障企业的正常经营生产。”王志轩在接受记者采访时表示，冬季供暖事关千家万户，热价定价既要顾及广大人民群众的切身利益，也要遵循市场规律，应按照近期、中期、远期目标，逐步深化热价改革。

王志轩提出，政府职能部门应充分考虑供热企业现状，在热价调整、政府补贴、税费减免、配套费增加、信贷融资、电量计划等方面给予政策支持和倾斜，保障供热企业安全稳定运营。针对供热管网能耗高的现状，对供热企业技术创新进行重点扶持。例如推进热泵乏汽供热、尾部烟气余热供热等国家重点扶持的节能项目，降低供热成本。

据统计，目前已有40%的热电企业投资建设并经营城市热网。王志轩建议，有条件的供热企业可以投资建设或参股经营供热公司，减少中间环节；也可尝试热源、管网、换热站一体化经营直供到户的供热机制。