據(jù)經濟觀察報 一份涉及上網電價、銷售電價、脫硝電價、可再生能源電價附加等多種類的電價調整方案平息了來自多方的電價猜想：12月1日起，全國范圍內調整電價。
這是繼今年4月份和6月份兩次上調電價后，再次上調上網電價和銷售電價。更重要的是，這次調價是三年多來首次言及居民側的銷售電價，并直推“居民生活用電階梯電價制度”。
不僅如此，與調價方案同時推出的還有一份國家發(fā)改委“煤炭價格干預措施”，這是2008年6月發(fā)改委對電煤實施價格臨時干預后再次實施“干預”。
當前，火電企業(yè)和煤炭企業(yè)正進行年度合同煤談判，發(fā)改委這次救場可謂用心良苦，對于火電企業(yè)來說，本次提高的上網電價將直接帶來600多億的“輸血”，而加上4、6兩月的上網電價調整，電企將直接收益1000多億，三年來的虧損基本可以填平。
然而，密集的大幅調價和直接干預，只能救場一次，面對市場煤計劃電的畸形市場格局，煤炭價格的再次跟進只是時間問題，煤電頂牛循環(huán)真正的解決之道還是那條總在提及卻始終不能前進的“煤電聯(lián)動”。
再調電價
山西13家火電廠上京要求漲價，國資委首次出面為五大電企向國務院諫言“電企虧損須煤電聯(lián)動”……在一波波漲價的聲浪中，電價調整千呼萬喚始出來。
11月30日，國家發(fā)改委連發(fā)多條通知，宣布全國范圍上調銷售電價和上網電價，同時表示將對電煤實行臨時價格干預。
綜合來看，銷售電價方面，全國平均上調3分/千瓦時，上網電價對煤電企業(yè)上調2.6分/千瓦時，所有發(fā)電企業(yè)平均為2.5分/千瓦時，各項電價調整自2011年12月1日起執(zhí)行。
以銷售電價為例，云南省上漲金額最低，為1.8分/千瓦時，貴州省漲幅最高，上漲4.99分/千瓦時。
此前，今年4月份和6月份，國家發(fā)改委分兩次上調了15個省份的上網電價和銷售電價，平均調幅分別為2分/千瓦時和1.67分/千瓦時。
三次累加，今年的上網電價平均上調4.5分/千瓦時，銷售電價上調4.7分/千瓦時。不管是這次調整還是今年的總量調整，都是2004年底施行煤電聯(lián)動的8年來調幅最高的一次。
不僅如此，針對今年的水電偏枯情況，這次調價也針對水電上網電價進行了單獨調價，平均上調幅度接近2分/千瓦時。
“本次調整最重要的是將推行居民階梯電價。”廈門大學能源經濟研究中心主任林伯強(微博)對本報記者表示，這是發(fā)改委三年多來首次針對居民用電價格進行調整。
記者在這次發(fā)改委下發(fā)的《關于居民生活用電試行階梯電價的指導意見》中看到，接下來各地將制定居民階梯電價的具體實施方案，進行價格聽證后鋪開試點，條件成熟后全面推行。
此外，業(yè)界爭議很久的脫硝電價和可再生能源附加也呼應而出。其中，將對廣東、海南和四川等省份進行脫硝電價試點，其安裝并運行脫硝裝置的燃煤發(fā)電企業(yè)將試行0.8分/千瓦時的脫硝電價。
“火電廠的成本估算為1.5分/千瓦時，即使是下令脫硝任務的環(huán)保部門的相關測算也為1.2分/千瓦時。”林伯強表示，“0.8分/千瓦時確實有點低，環(huán)保部1.2分/千瓦時的價格相對合理。”
此外，這次還調整了可再生能源電價附加標準，由現(xiàn)行的0.4分/千瓦時提高至0.8分/千瓦時。
這是2006年開征可再生能源電價附加后首次提價。數(shù)據(jù)顯示，2010年度，該資金缺口既達20億元左右，今年缺口更是高達100億元。“根據(jù)國家可再生能源發(fā)展規(guī)劃，可再生能源電價附加資金需求還會進一步增加。”林伯強表示，“從0.4分錢提高至0.8分錢，相當于再增加一倍的資金，基本可以緩沖新能源發(fā)電的價格壓力。”
破局煤電關系
按本次電價調整幅度，上網電價對煤電企業(yè)上調2.6分/千瓦時，綜合今年4月份和6月份的兩次電價調整，今年三次電價調整后的火電上網電價上調總幅度為4.6分/千瓦時。
記者粗算了一下，按照當前的煤耗水平，4.6分錢折合成煤炭的價格大約為138元，僅本次調整價格，相當于抵消78元的煤炭成本。
而從煤炭價格來看，去年11月30日秦皇島港5500大卡的煤炭價格為800元左右，而今年11月30日的價格為845元，即使按照年內最高的850元計算，一年內煤炭的價格差為50元。從這個層面看，煤炭若維持現(xiàn)有價格，火電廠可基本止損甚至盈利。
“去年第四季度我們的火電廠盈利幾千萬，今年截至11月份我們已經虧損了1個億。”大唐某分公司煤炭采購主管對本報記者表示。按其所說，在去年煤炭價格的基礎上，實施今年的新上網電價，其電廠止損幾無懸念。
不僅如此，按照今年年初中電聯(lián)預測的今年去年總用電量4.6萬億千瓦時來計算，本次電價調整，發(fā)改委相當于給火電企業(yè)年“輸血”600多億元。
按照此次調整，上網電價上調2.6分/千瓦時，去除8厘錢的脫硝電價后，相當于應用于火電燃料成本的上網電價上調了1.8分/千瓦時，由此計算，如今年維持去年總用電量4.6萬億千瓦的水平，占81%發(fā)電量的火電將達到3.73萬億千瓦時，即“輸血”火電670億元。而如果按照年內三次累加的上網電價，輸血額度更是高達1400多億元。
而按照五大發(fā)電集團對外公布的數(shù)據(jù)，2010年，五大發(fā)電集團運營的436個火電企業(yè)，2008-2010年三年合計虧損602.57億元。加上2011年1-7月火電虧損180.9億元，五大發(fā)電集團共計火電虧損783.47億元。如果按每月虧損近26億元測算，預計五大發(fā)電集團火電四年連虧總額將近1000億元。
從這個層面來看，火電的多年虧損解決將一蹴而就。不過，這需要一個前提，就是煤炭價格保持當前的價格不再攀高。
當前，正是火電發(fā)電企業(yè)和煤炭企業(yè)就明年的合同煤炭價格博弈如火如荼時期，發(fā)改委的此番調價，意味深長。更值得關注的是，國家發(fā)改委這次在推出調價方案的同時還推出了一份國家發(fā)改委“煤炭價格干預措施”，這是2008年6月發(fā)改委對電煤實施價格臨時干預后再次實施“干預”。
記者看到，該次干預措施主要圍繞控制合同電煤價格上漲幅度、對市場交易電煤實行最高限價和清理涉煤基金和收費三方面展開。
具體的，要求2012年重點電煤價格漲幅最高不得超過2011年的5%；自2012年1月1日起，秦皇島等港口市場電煤5500大卡每噸不得超過800元；鐵路、公路市場電煤價格不得超過2011年4月底前的實際結算價格；除國務院批準設立的礦產資源補償費、煤炭可持續(xù)發(fā)展基金，以及依法設立的對煤炭征收的價格調節(jié)基金外，其他費用取消。
“這對于現(xiàn)有的煤電頂牛局面，只能是暫時的緩解。”林伯強表示，“煤價限價取消后怎么辦，計劃干預能否影響市場也是未知數(shù)。”
在林伯強看來，密集的大幅調價和直接干預，只能救場一次，面對市場煤計劃電的畸形市場格局，煤炭價格的再次跟進只是時間問題，煤電頂牛循環(huán)真正的解決之道還是那條總在提及卻始終不能前進的“煤電聯(lián)動”。
