作为我国第一个煤矿与电厂“一体化设计、一体化开发”的煤电联营试点项目，华能集团伊敏煤电项目经过多年运行已取得成熟经验，这种典型的循环经济模式，对于克服我国煤电行业普遍面临的体制性矛盾、铁路运输困难、浪费严重等问题有较强的针对性。今年以来，受煤价、油价上升影响，包括很多长期绩优公司在内的国内火力发电行业大面积亏损，身负巨额财务负担的伊敏煤电项目却凭借循环经济的优势逆势而上，利润水平在行业内名列前茅。 

    伊敏煤电联营项目不同于常见的“坑口电站”、“电厂办煤矿”或煤炭和电力企业之间的相互参股经营。在华能伊敏煤电公司，电厂与煤矿在工艺流程上组成不可分割的整体：煤炭产出后不落地，通过皮带输进电厂直接燃烧；挖煤过程中产生的疏干水由管道进电厂用于发电，电厂不设另外的水源地；发电产生的废渣也不落地，由皮带输回煤矿回填采空区。电厂所需煤炭全部由自己的煤矿提供；煤炭只用作发电中间产品，基本不提供商品煤。 

    1989年，国务院批准在伊敏实行煤电联营试点，同时确定首次采用“立一个项目、建一个企业、最终产品是电”的建设、生产与经营模式。一期工程于1999年9月完全建成投产，形成两台50万千瓦的发电机组与年产500万吨露天煤矿。同时配套了两条分别长3.5公里和5.3公里的封闭式皮带传送长廊，用于联接煤矿与电厂，输送煤炭和废渣。从火力发电项目的一项关键指标就可以看出伊敏模式的成功－－单位发电量燃料成本不足全国平均水平1／3。 

    伊敏煤电模式由于从设计、施工、管理、经营等环节都坚持了循环经济的理念，至少有如下成功之处值得国内其它“坑口电站”借鉴：一是循环经济，生产工艺流程意义上的“一体化”让伊敏煤电项目形成闭合式的循环。不仅可以从投资和土地上节省建设铁路、煤场、水源地、灰渣场的消耗，而且节省了上述配套设施在投产后形成的运行费用，更可以实现煤矿与电厂在水、煤、灰等资源配置上的互补与综合利用，仅水资源一项，伊敏一年可节水1300万吨。所以伊敏模式的“循环”不仅对于节约资源、保护环境意义重大，而且得到更多的“经济”与实惠，为企业降低成本打下坚实基础。 

    二是成本控制。受项目建设期间的客观因素影响，伊敏项目单位发电能力的造价高出全国平均水平近一倍。投资全部使用银行贷款，零资本金；项目建设工期长达8年，是正常情况的3倍多，增大成本的同时严重影响了还本付息。尽管背负着如此沉重的财务费用，伊敏煤电项目凭借其它成本低的“绝招”，在当前大量火电厂不堪电煤价格上涨、纷纷滑入亏损之际，竟然“逆势而上”，效益大幅度上升并扭亏为盈，上半年实现利润8000多万元。伊敏煤电公司总经理戴为说：“伊敏煤电每千瓦时电的燃料成本只有4分2厘，还有下降空间。如果没这点，假如其它火电厂背着我们这样的财务重担，只有死路一条。” 

    三是成功避开了煤、电、运之间的复杂纠葛，提高了企业竞争能力与抗风险能力。近年来，频繁的“市场煤”与“计划电”之争以及铁路运输紧张日益成为困扰我国煤、电行业的顽疾，一些火电厂动辄燃煤告急，有的甚至被迫停机，威胁到电网安全。伊敏项目模式省去了电煤的采购、运输两大环节，如果能在我国坑口电站建设过程中推广，不失为缓解煤、电、运难题的良方。 

    但是，伊敏煤电项目一期工程投产已近6年，而试点取得的成功经验至今仍“养在深闺”，始终没有得到推广。原因在于：项目投产后即进入长期巨额亏损，抹杀了试点项目模式本身的成功之处，甚至很多人一度把企业亏损的原因归罪于“煤电一体化”模式。1999年，伊敏煤电投产当年就亏损10亿元，到2004年末累计亏损31.8亿元。 

    然而从伊敏煤电项目的建设过程中，不难看出企业巨额亏损的原因，还给煤电联营模式试点一个“清白”：伊敏煤电项目的两台发电机组从原苏联订货，以易货贸易方式进口。合同签订后，适逢苏联解体，易货贸易改为32.5％现汇结算，结算货币瑞郎对人民币的汇率由签合同时的1：1.6猛增到1：4，这一变动使工程投资增加了17亿元；发电机组供货合同不能按时履行，大大延长了建设工期，使建设期贷款利息比概算投资增加了27亿元；工期过长，先后因政策性调整、价差调整及设计变更增加投资26亿元。上述因素造成工程总投资高达101.85亿元，超概算70多亿元。所以，伊敏的长期亏损主要原因在于建设过程中的客观因素造成财务费用过高，在发电成本中，这个“零资本金”企业的银行利息成本远高于其它成本，因而掩盖了“煤电联营”模式本身取得的宝贵经验。伊敏煤电作为全国唯一“煤电工艺流程一体化”项目试点，实践证明这一模式是成功的，可以化解当前我国煤、电行业发展中遇到的矛盾与难题，应当抓住机遇加快发展、大力推广。