國家發改委昨天發布公告，出臺五項煤、電價格調控措施，欲依靠“組合拳”緩解當前日益緊張的煤電矛盾。其中包括對電煤實施臨時價格干預、上調上網及銷售電價，并同時試行階梯電價制度等措施。
發改委公告明確：自2011年12月1日起，將全國燃煤電廠上網電價平均每千瓦時提高約2.6分錢，將隨銷售電價征收的可再生能源電價附加標準由現行每千瓦時0.4分錢提高至0.8分錢；對安裝并正常運行脫硝裝置的燃煤電廠試行脫硝電價政策，每千瓦時加價0.8分錢，以彌補脫硝成本增支。上述措施共影響全國銷售電價每千瓦時平均提高約3分錢。
此次上調上網電價及終端電價，發電企業從中獲益最大，但昨天《第一財經日報》在采訪中發現，不少發電企業紛紛表示，此次漲價的幅度太小，電廠仍然“吃不飽”，要想扭虧，可能還需要調0.07～0.08元/千瓦時。
火電廠稱“沒吃飽”
湖南一家火電廠的高管告訴本報，此次0.025元的調價水平對于長期嚴重虧損的火電廠來說，僅僅可以抵消購煤成本，但遠不能扭虧，“沒吃飽”。而且，即使經過此次調價，以目前的電廠存煤情況看，湖南火電廠在今年漫長的冬季中也會再次陷入虧損。
“調價之后，基本上在借煤發電之后的收入夠還煤款了。” 該人士對本報稱。但他同時指出，調價解決不了煤電矛盾的根本問題，如果算上運營成本和固定成本，還需要再上調0.08元/度的上網電價才能真正使湖南的燃煤電廠扭虧。
據該人士介紹，目前湖南全省燃煤電廠的儲煤量達到250萬噸，基本能滿足電廠20天的發電用量。然而，根據歷年冬天用煤情況分析，尚需至少100萬噸煤才夠過冬。“去年冬天湖南的煤都有370萬噸，再有一個月，電廠可能會進一步虧損，屆時還可能拉閘限電。”他告訴本報。
國電電力(600795.SH)、華能國際(600011.SH)以及國投電力(600886.SH)等五大發電集團旗下上市公司在湖南均有火電資產。
此前要求上調電價聲勢最為浩大的山西虧損電廠，也難以在此次調價中實現實質扭虧。
曾替該省13家重點虧損電廠遞交上調電價“請愿書”的山西省電力行業協會副會長李建偉告訴本報，按照上述13家電廠的平均虧損程度估算，山西省要再上調0.07～0.08元/千瓦時的上網電價才能使電廠達到“零利潤”，即不虧不賺。
據他介紹，山西省內電力上市公司在此次調價中受惠最多的為漳澤電力(000767.SZ)與通寶能源(600780.SH)。但不同虧損企業情況仍有差距。“情況稍好的需要再提高0.05～0.06元/千瓦時，虧損嚴重的可能需要提高0.10元/千瓦時才行。”李建偉說。
李建偉向本報表示，今年4月山西上調了0.03元/千瓦時的上網電價，是全國上調電價幅度最高的省份，今年希望也能達到這個水平，否則難以扭虧。“如果此次按平均價格調整0.025元/千瓦時，僅相當于減少了50～60元的度電煤炭成本，”他說，“而根據以往的經驗，調電價后煤價會緊跟上漲，發改委對煤價的限制難起實際作用。”
電網稱未從調價中獲利
國網能源研究院總經濟師李英告訴本報，此次調價主要解決燃煤電廠的煤電矛盾，理順煤電價格。因此是以調整上網電價為主，同時調整了銷售電價。而從電網企業角度來看，由于兩種價格同時調整，因此電網企業能從上調銷售電價中獲得的利潤也由于上網電價的上調而被抵消掉了。“所以電網企業并未能從此次調價中獲益，”李英對本報說，“利潤都被傳導出去了。”
李英對本報表示，上網電價對燃煤電廠2分6的提價是通過測算火電企業的電量、費用，再折算到銷售電價上得出的，并沒有留給電網企業利潤空間。
而此次同時上調的0.004元/度可再生能源基金，也僅是電網企業代征的，之后會直接轉移到可再生能源基金的賬戶上，所以“最后也不會落入電網的口袋”。
