一份涉及上网电价、销售电价、脱硝电价、可再生能源电价附加等多种类的电价调整方案平息了来自多方的电价猜想：12月1日起，全国范围内调整电价。

    这是继今年4月份和6月份两次上调电价后，再次上调上网电价和销售电价。更重要的是，这次调价是三年多来首次言及居民侧的销售电价，并直推“居民生活用电阶梯电价制度”。

     不仅如此，与调价方案同时推出的还有一份国家发改委“煤炭价格干预措施”，这是2008年6月发改委对电煤实施价格临时干预后再次实施“干预”。

    当前，火电企业和煤炭企业正进行年度合同煤谈判，发改委这次救场可谓用心良苦，对于火电企业来说，本次提高的上网电价将直接带来600多亿的“输血”，而加上4、6两月的上网电价调整，电企将直接收益1000多亿，三年来的亏损基本可以填平。

    然而，密集的大幅调价和直接干预，只能救场一次，面对市场煤计划电的畸形市场格局，煤炭价格的再次跟进只是时间问题，煤电顶牛循环真正的解决之道还是那条总在提及却始终不能前进的“煤电联动”。

    再调电价

    山西13家火电厂上京要求涨价，国资委首次出面为五大电企向国务院谏言“电企亏损须煤电联动”……在一波波涨价的声浪中，电价调整千呼万唤始出来。

    11月30日，国家发改委连发多条通知，宣布全国范围上调销售电价和上网电价，同时表示将对电煤实行临时价格干预。

    综合来看，销售电价方面，全国平均上调3分/千瓦时，上网电价对煤电企业上调2.6分/千瓦时，所有发电企业平均为2.5分/千瓦时，各项电价调整自2011年12月1日起执行。

    以销售电价为例，云南省上涨金额最低，为1.8分/千瓦时，贵州省涨幅最高，上涨4.99分/千瓦时。

    此前，今年4月份和6月份，国家发改委分两次上调了15个省份的上网电价和销售电价，平均调幅分别为2分/千瓦时和1.67分/千瓦时。

    三次累加，今年的上网电价平均上调4.5分/千瓦时，销售电价上调4.7分/千瓦时。不管是这次调整还是今年的总量调整，都是2004年底施行煤电联动的8年来调幅最高的一次。

    不仅如此，针对今年的水电偏枯情况，这次调价也针对水电上网电价进行了单独调价，平均上调幅度接近2分/千瓦时。

    “本次调整最重要的是将推行居民阶梯电价。”厦门大学能源经济研究中心主任林伯强对本报记者表示，这是发改委三年多来首次针对居民用电价格进行调整。

    记者在这次发改委下发的《关于居民生活用电试行阶梯电价的指导意见》中看到，接下来各地将制定居民阶梯电价的具体实施方案，进行价格听证后铺开试点，条件成熟后全面推行。

     此外，业界争议很久的脱硝电价和可再生能源附加也呼应而出。其中，将对广东、海南和四川等省份进行脱硝电价试点，其安装并运行脱硝装置的燃煤发电企业将试行0.8分/千瓦时的脱硝电价。

   “火电厂的成本估算为1.5分/千瓦时，即使是下令脱硝任务的环保部门的相关测算也为1.2分/千瓦时。”林伯强表示，“0.8分/千瓦时确实有点低，环保部1.2分/千瓦时的价格相对合理。”

    此外，这次还调整了可再生能源电价附加标准，由现行的0.4分/千瓦时提高至0.8分/千瓦时。

    这是2006年开征可再生能源电价附加后首次提价。数据显示，2010年度，该资金缺口既达20亿元左右，今年缺口更是高达100亿元。“根据国家可再生能源发展规划，可再生能源电价附加资金需求还会进一步增加。”林伯强表示，“从0.4分钱提高至0.8分钱，相当于再增加一倍的资金，基本可以缓冲新能源发电的价格压力。”

    破局煤电关系

    按本次电价调整幅度，上网电价对煤电企业上调2.6分/千瓦时，综合今年4月份和6月份的两次电价调整，今年三次电价调整后的火电上网电价上调总幅度为4.6分/千瓦时。

    记者粗算了一下，按照当前的煤耗水平，4.6分钱折合成煤炭的价格大约为138元，仅本次调整价格，相当于抵消78元的煤炭成本。

    而从煤炭价格来看，去年11月30日秦皇岛港5500大卡的煤炭价格为800元左右，而今年11月30日的价格为845元，即使按照年内最高的850元计算，一年内煤炭的价格差为50元。从这个层面看，煤炭若维持现有价格，火电厂可基本止损甚至盈利。

    “去年第四季度我们的火电厂盈利几千万，今年截至11月份我们已经亏损了1个亿。”大唐某分公司煤炭采购主管对本报记者表示。按其所说，在去年煤炭价格的基础上，实施今年的新上网电价，其电厂止损几无悬念。

    不仅如此，按照今年年初中电联预测的今年去年总用电量4.6万亿千瓦时来计算，本次电价调整，发改委相当于给火电企业年“输血”600多亿元。

     按照此次调整，上网电价上调2.6分/千瓦时，去除8厘钱的脱硝电价后，相当于应用于火电燃料成本的上网电价上调了1.8分/千瓦时，由此计算，如今年维持去年总用电量4.6万亿千瓦的水平，占81%发电量的火电将达到3.73万亿千瓦时，即“输血”火电670亿元。而如果按照年内三次累加的上网电价，输血额度更是高达1400多亿元。

     而按照五大发电集团对外公布的数据，2010年，五大发电集团运营的436个火电企业，2008-2010年三年合计亏损602.57亿元。加上2011年1-7月火电亏损180.9亿元，五大发电集团共计火电亏损783.47亿元。如果按每月亏损近26亿元测算，预计五大发电集团火电四年连亏总额将近1000亿元。

    从这个层面来看，火电的多年亏损解决将一蹴而就。不过，这需要一个前提，就是煤炭价格保持当前的价格不再攀高。

    当前，正是火电发电企业和煤炭企业就明年的合同煤炭价格博弈如火如荼时期，发改委的此番调价，意味深长。更值得关注的是，国家发改委这次在推出调价方案的同时还推出了一份国家发改委“煤炭价格干预措施”，这是2008年6月发改委对电煤实施价格临时干预后再次实施“干预”。

    记者看到，该次干预措施主要围绕控制合同电煤价格上涨幅度、对市场交易电煤实行最高限价和清理涉煤基金和收费三方面展开。

    具体的，要求2012年重点电煤价格涨幅最高不得超过2011年的5%；自2012年1月1日起，秦皇岛等港口市场电煤5500大卡每吨不得超过800元；铁路、公路市场电煤价格不得超过2011年4月底前的实际结算价格；除国务院批准设立的矿产资源补偿费、煤炭可持续发展基金，以及依法设立的对煤炭征收的价格调节基金外，其他费用取消。

    “这对于现有的煤电顶牛局面，只能是暂时的缓解。”林伯强表示，“煤价限价取消后怎么办，计划干预能否影响市场也是未知数。”

     在林伯强看来，密集的大幅调价和直接干预，只能救场一次，面对市场煤计划电的畸形市场格局，煤炭价格的再次跟进只是时间问题，煤电顶牛循环真正的解决之道还是那条总在提及却始终不能前进的“煤电联动”。