新政下部分省份燃煤电价“顶格上浮” 能否改变火电现状

自10月11日，国家发改委下发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，10月15日实施以来，已有两省进行了改革后的首次交易。

江苏省发改委消息，为疏导燃煤发电企业因煤炭价格大幅上涨带来的成本倒挂、严重亏损情况，缓解企业生产经营压力，切实保障江苏省电力安全可靠供应，江苏省及时调整了相关规则和价格上浮20%的幅度（最高价469.2元/兆瓦时），于10月15日组织开展了10月中旬月内挂牌交易。

本次交易共有44家发电企业、69家售电公司及72家一类用户参与月内挂牌交易申报。经过调度部门安全校核，最终成交294笔，成交电量19.98亿千瓦时，成交均价468.97元/兆瓦时。江苏省煤电基准价为391元/兆瓦时，此次成交价据基准价上浮了19.94%。

同样，为缓解全省电力保供压力，按照山东省发展改革委、山东省能源局和山东能源监管办要求，山东电力交易中心在文件生效当日也组织开展了深化煤电上网电价市场化改革后的首次交易。

参与本次交易的共有49家燃煤发电企业（97台机组）与79家售电公司和5家电力用户参与，成交电量110.7亿千瓦时，成交均价较基准电价上浮19.8%。

而发改委发布的上述通知提出，除高耗能企业外，调整燃煤发电交易价格上下浮动范围为均不超过基准电价的20%。

也就是说，上述两省的电力成交价格首次交易上调幅度都几乎“触顶”允许上浮范围了。

北京特亿阳光新能源总裁祁海珅从两方面向证券日报记者分析，电价改革首日，江苏省和山东省成交电价上浮近20%，直抵最高浮动电价，主要有两方面原因：一是江苏省和山东省是我国除了内蒙古自治区外，火力发电最高的省份，也是除了广东省和浙江省外，电力缺口最大的省份，减排压力也较大。在内蒙古自治区不缺电力还外送电力情况下，江苏、山东、广东、浙江四个省份的外购电力需求最大。二是电价接近20%的“顶格上浮”成交，说明购电省份电力市场需求旺盛，当地经济发展动能强劲。

而在我国电源结构仍以煤电为主的情况下，发改委通知的发布就意在改善煤电企业的经营状况，激发其发电积极性。

据央视17日报道，相对于电煤短缺来说，让火电企业更加头疼的是燃煤成本价和电价的价格倒挂现象。现在中煤的价格是每吨700多元，2019年的时候，每吨价格是200多元，价格上涨了将近3倍。煤价的成本如果超过65%以上，就意味着亏损。如今，煤的成本价已经超出了80%，现在每发一度电成本在0.5元以上，但是电价在每度0.4元以下，也就说意味着每发一度电，他们是亏损0.1元。

而截至2021年10月12日，10月交割5500大卡动力煤价格达到了1752.6元/吨，折合标准煤价格为2230.58元/吨。据中国能源报测算，以现有资料中统计供电煤耗最低的发电机组-上海外高桥第三发电厂为例，其供电标煤耗276.82克/千瓦时进行折算，其每度电的燃料成本为0.617元/千瓦时，而当前上海的燃煤电厂标杆上网电价为0.4155元/千瓦时。也就是说在现在的动力煤价格下，代表我国最高发电效率的发电厂，单纯考虑燃料成本，每度电就产生0.2015元的亏损。

但从上述两省的交易来看，通知给出的20%的上浮标准显然依旧难以让火电企业扭亏为盈。

据中国能源报测算，当不考虑上网电价浮动时，度电亏损0.2015元，假设机组月平均负荷率为75%，月发电量为10.8亿度，单纯考虑燃料成本月亏损2.18亿元。

当考虑上网电价浮动，并且以最大上浮量20%计算，上浮后电价为0.4986元/千瓦时，此时度电亏损为0.1184元，产生的燃料成本亏损为1.28亿元。

两种情况对比之下不难发现，上浮20%之后，亏损情况确实会有所好转，但1.28亿元的亏空是难以弥补的。

而且数据核算是没有考虑到环保费用，设备折旧，人员工资，水费，检修费用，财务费用的项目，如果综合计量总体亏损还会进一步提高。

也就是说，即便按照允许上浮的“顶格标准”来操作，火电企业也仍然存在明显的亏损。（根据证券日报、央视《经济半小时》、中国能源报等相关消息编辑整理）