2012广东公务员申论热点：电价上调问题
社会热点一直是公务员考试不可忽略的一部分，广东公务员考试网（www.gdgwyw.net）特搜集一系列的社会热点供考生阅读，可帮助考生扩大知识面并且可积累素材以及针对一些社会热点问题的解决方案。本期话题：
一年三提价，电企为何还“巨亏”？
11月30日，国家发改委出台上调上网电价、对煤炭暂行最高限价、试行居民阶梯电价的一套调控煤电价格的“组合拳”。其中规定，自2011年12月1日起，全国燃煤电厂上网电价平均每千瓦时提高约2.6分钱。
电价上调能否解决燃眉之急？
【分析】
“软缺电”造成“电荒”
国家能源局公布的数据显示，今年以来，我国电力供应增长较快，但部分地区电力供应依然偏紧，主要集中在华东、华中和南方电网覆盖的省市，有的地方电力供应缺口达25%以上。
“‘电荒’的出现是电力行业供需失衡的表现。”国网能源研究院总经济师李英从供需两方面分析了“电荒”的原因。
从需求看，今年前3季度全社会用电量增长11.95%，其中4大高耗能产业钢铁、有色、建材、化工的用电量增长高于全国平均0.4个百分点，部分高耗能企业较为集中的地区用电增速超过15%。从高耗能行业用电量占比来看，去年4大高耗能产业用电量占全社会用电量的32.5%，今年上升至32.7%。高耗能产业用电量的提升，拉动了全社会用电量的升高。
从供应看，我国电力供应主要是火力发电，部分地区水力发电也占有“一席之地”。由于今年来水偏枯，水力发电能力不足，据统计，目前水库存蓄能量比去年下降了30%至40%。
“但供应不足的真正原因还是火力发电不足。发电不足并不是我国火电电力装机不够，而是今年火电企业亏损严重，影响了发电的积极性，甚至有部分企业已经无法继续生产。”李英介绍说。
国家统计局发布的数据显示，中部6省、东北3省的火电企业全面亏损，甘肃、贵州、云南、四川、青海和重庆也出现全面亏损。中电联统计表明，今年1至7月份，5大发电集团的火电业务亏损180.9亿元，同比增亏113亿元。
“我们把这样的缺电称为‘软缺电’。”李英介绍说，所谓“硬缺电”就是电力装机短缺，满足不了社会用电需求；而“软缺电”是指电力装机有较大富裕，仍满足不了社会用电需求而导致的缺电现象。
【措施】
上调电价“一箭双雕”
高企的电煤价格、不断扩大的用电缺口以及火电企业的持续亏损，使今年“电荒”格外严重。市场对上调电价、进而推进电价改革的呼声愈加强烈。
11月30日国家发改委出台的煤炭和电力价格调控措施，其中一项就是适当提高电价。办法规定：自2011年12月1日起，将全国燃煤电厂上网电价平均每千瓦时提高约2.6分钱，将随销售电价征收的可再生能源电价附加标准由现行每千瓦时0.4分钱提高至0.8分钱；对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂实行脱硝电价政策，每千瓦时加价0.8分钱，以弥补脱硝成本增支。上述措施共影响全国销售电价每千瓦时平均提高约3分钱。
“提高上网电价2.6分钱，对部分火电发电企业扭亏能起到重要作用，对增强电力供应具有关键性作用。”李英说，“在调电价的同时，还出台了稳煤价和推行居民阶梯电价的综合性措施，对电价反映一次能源价格、促进我国节能减排意义重大。”
的确，当前调电价对缓解“软缺电”具有重要意义。上网电价的提高，抵消了部分电煤上涨所带来的成本压力，增加了火力电厂的收入，提高了发电企业的积极性，对于弥补电力缺口有着重要作用。
同时，可再生能源附加值的提升也会为可再生能源发电行业带来资金保障，加快可再生能源发电，有益于补充电力缺口和促进电力行业节能减排。
国家发改委负责人表示，适当调整电价，对抑制高耗能行业不合理电力需求、促进经济结构调整、缓解前期煤炭价格上涨对发电企业成本增支的压力，促进煤炭、电力两大行业协调稳定发展，都将发挥积极作用。
看来，调电价对缓解当前“电荒”确实能起到积极作用，但要根本解决“电荒”，专家建议应从3个方面大力推进。
首先，要加快转变经济发展方式，多措并举降低高耗能产业的比例；其次，要理顺煤电价格关系，完善煤电价格联动机制，使电价及时反应一次能源价格变动情况，把信息快速传递给消费者；第三，要创造条件进行电力市场化改革，建立全国统一、开放的市场体系，营造公平竞争的市场环境，建立以市场形成价格为主的价格机制。
此外，电力企业要在缓解“电荒”中作出应有贡献。华北电力大学教授张粒子表示，政府上调电价的初衷和目的，并不是为了让电力企业在政策扶持下获得高额利润。前一段时间，电力企业在煤价持续走高的背景下，缺乏买煤发电的积极性，这主要是因为企业亏损比较严重，流动资金出现困难。
现在国家上调了燃煤电厂的上网电价，提出了再生能源电价附加标准和试行脱硝电价政策，这些措施将使企业有更多流动资金去买煤并维持正常运转，企业应当有所作为。
试行居民阶梯电价意在长远
此次电价调整中没有简单提高居民生活用电价格，而是宣布将试行居民阶梯电价制度，由现行单一的居民电价改为按照不同用电量实行不同电价标准，电价随用电量增加呈阶梯式逐级递增。
阶梯电价将分为3档，覆盖80%用户的电量为第一档，电价近期保持基本稳定；超出第一档并覆盖95%用户的电量为第二档，电价适当提高；超过第二档的电量为第三档，电价将有较大幅度提高。
李英表示，此次实行居民阶梯电价对于全社会公平用电、节约用电意义重大。更为重要的是这将为电价市场化改革打下良好基础。李英解释说，在发电成本中，居民用电的供电成本其实最高。
我国居民用电价格和成本是倒挂的，居民供电成本与大工业供电成本相比较折成的价格是1.5倍至2倍的关系。但电价普涨对居民日常用电也不公平，会对居民特别是中低收入居民生活带来较大影响。而实行居民阶梯电价，对百姓日常生活影响不大。
首先，建立居民阶梯用电机制，对中低收入产生较小影响甚至没有影响。其中，8成居民不受电力涨价影响，对城乡低保对象和农村五保供养对象，由各地设置每户每月10千瓦时或15千瓦时的免费用电量，由此每年每户可减少电费支出60元至90元。其次，通过对超额使用电力提高收费标准，可以有效减少浪费，鼓励节约用电，对于缓解“电荒”也有重要意义。
与此同时，居民阶梯电价作为调节电价的重要手段，仍可与其他电价管理措施同时使用。国家发改委相关负责人表示，试行居民阶梯电价制度后，对执行峰谷分时电价政策也并不影响，可以并行。二者都是重要的需求侧电价管理制度，只是侧重点有所不同。
居民阶梯电价主要是鼓励电力用户节约用电，峰谷分时电价主要是鼓励电力用户在高峰时少用电，在低谷时多用电，削峰填谷，提升电力系统运行效率。在此次下发的居民阶梯电价指导意见中，明确提出鼓励实行居民峰谷分时电价，要求各地制订居民峰谷分时电价办法。在实行阶梯电价的同时是否执行峰谷分时电价，可由居民自行选择。
【扩展】
年内3调电价：电企受益超千亿填平3年巨亏
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”。
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电价上调能否解决燃眉之急？
【分析】
“软缺电”造成“电荒”
国家能源局公布的数据显示，今年以来，我国电力供应增长较快，但部分地区电力供应依然偏紧，主要集中在华东、华中和南方电网覆盖的省市，有的地方电力供应缺口达25%以上。
“‘电荒’的出现是电力行业供需失衡的表现。”国网能源研究院总经济师李英从供需两方面分析了“电荒”的原因。
从需求看，今年前3季度全社会用电量增长11.95%，其中4大高耗能产业钢铁、有色、建材、化工的用电量增长高于全国平均0.4个百分点，部分高耗能企业较为集中的地区用电增速超过15%。从高耗能行业用电量占比来看，去年4大高耗能产业用电量占全社会用电量的32.5%，今年上升至32.7%。高耗能产业用电量的提升，拉动了全社会用电量的升高。
从供应看，我国电力供应主要是火力发电，部分地区水力发电也占有“一席之地”。由于今年来水偏枯，水力发电能力不足，据统计，目前水库存蓄能量比去年下降了30%至40%。
“但供应不足的真正原因还是火力发电不足。发电不足并不是我国火电电力装机不够，而是今年火电企业亏损严重，影响了发电的积极性，甚至有部分企业已经无法继续生产。”李英介绍说。
国家统计局发布的数据显示，中部6省、东北3省的火电企业全面亏损，甘肃、贵州、云南、四川、青海和重庆也出现全面亏损。中电联统计表明，今年1至7月份，5大发电集团的火电业务亏损180.9亿元，同比增亏113亿元。
“我们把这样的缺电称为‘软缺电’。”李英介绍说，所谓“硬缺电”就是电力装机短缺，满足不了社会用电需求；而“软缺电”是指电力装机有较大富裕，仍满足不了社会用电需求而导致的缺电现象。
【措施】
上调电价“一箭双雕”
高企的电煤价格、不断扩大的用电缺口以及火电企业的持续亏损，使今年“电荒”格外严重。市场对上调电价、进而推进电价改革的呼声愈加强烈。
11月30日国家发改委出台的煤炭和电力价格调控措施，其中一项就是适当提高电价。办法规定：自2011年12月1日起，将全国燃煤电厂上网电价平均每千瓦时提高约2.6分钱，将随销售电价征收的可再生能源电价附加标准由现行每千瓦时0.4分钱提高至0.8分钱；对安装并正常运行脱硝装置的燃煤电厂实行脱硝电价政策，每千瓦时加价0.8分钱，以弥补脱硝成本增支。上述措施共影响全国销售电价每千瓦时平均提高约3分钱。
“提高上网电价2.6分钱，对部分火电发电企业扭亏能起到重要作用，对增强电力供应具有关键性作用。”李英说，“在调电价的同时，还出台了稳煤价和推行居民阶梯电价的综合性措施，对电价反映一次能源价格、促进我国节能减排意义重大。”
的确，当前调电价对缓解“软缺电”具有重要意义。上网电价的提高，抵消了部分电煤上涨所带来的成本压力，增加了火力电厂的收入，提高了发电企业的积极性，对于弥补电力缺口有着重要作用。
同时，可再生能源附加值的提升也会为可再生能源发电行业带来资金保障，加快可再生能源发电，有益于补充电力缺口和促进电力行业节能减排。
国家发改委负责人表示，适当调整电价，对抑制高耗能行业不合理电力需求、促进经济结构调整、缓解前期煤炭价格上涨对发电企业成本增支的压力，促进煤炭、电力两大行业协调稳定发展，都将发挥积极作用。
看来，调电价对缓解当前“电荒”确实能起到积极作用，但要根本解决“电荒”，专家建议应从3个方面大力推进。
首先，要加快转变经济发展方式，多措并举降低高耗能产业的比例；其次，要理顺煤电价格关系，完善煤电价格联动机制，使电价及时反应一次能源价格变动情况，把信息快速传递给消费者；第三，要创造条件进行电力市场化改革，建立全国统一、开放的市场体系，营造公平竞争的市场环境，建立以市场形成价格为主的价格机制。
此外，电力企业要在缓解“电荒”中作出应有贡献。华北电力大学教授张粒子表示，政府上调电价的初衷和目的，并不是为了让电力企业在政策扶持下获得高额利润。前一段时间，电力企业在煤价持续走高的背景下，缺乏买煤发电的积极性，这主要是因为企业亏损比较严重，流动资金出现困难。
现在国家上调了燃煤电厂的上网电价，提出了再生能源电价附加标准和试行脱硝电价政策，这些措施将使企业有更多流动资金去买煤并维持正常运转，企业应当有所作为。
试行居民阶梯电价意在长远
此次电价调整中没有简单提高居民生活用电价格，而是宣布将试行居民阶梯电价制度，由现行单一的居民电价改为按照不同用电量实行不同电价标准，电价随用电量增加呈阶梯式逐级递增。
阶梯电价将分为3档，覆盖80%用户的电量为第一档，电价近期保持基本稳定；超出第一档并覆盖95%用户的电量为第二档，电价适当提高；超过第二档的电量为第三档，电价将有较大幅度提高。
李英表示，此次实行居民阶梯电价对于全社会公平用电、节约用电意义重大。更为重要的是这将为电价市场化改革打下良好基础。李英解释说，在发电成本中，居民用电的供电成本其实最高。
我国居民用电价格和成本是倒挂的，居民供电成本与大工业供电成本相比较折成的价格是1.5倍至2倍的关系。但电价普涨对居民日常用电也不公平，会对居民特别是中低收入居民生活带来较大影响。而实行居民阶梯电价，对百姓日常生活影响不大。
首先，建立居民阶梯用电机制，对中低收入产生较小影响甚至没有影响。其中，8成居民不受电力涨价影响，对城乡低保对象和农村五保供养对象，由各地设置每户每月10千瓦时或15千瓦时的免费用电量，由此每年每户可减少电费支出60元至90元。其次，通过对超额使用电力提高收费标准，可以有效减少浪费，鼓励节约用电，对于缓解“电荒”也有重要意义。
与此同时，居民阶梯电价作为调节电价的重要手段，仍可与其他电价管理措施同时使用。国家发改委相关负责人表示，试行居民阶梯电价制度后，对执行峰谷分时电价政策也并不影响，可以并行。二者都是重要的需求侧电价管理制度，只是侧重点有所不同。
居民阶梯电价主要是鼓励电力用户节约用电，峰谷分时电价主要是鼓励电力用户在高峰时少用电，在低谷时多用电，削峰填谷，提升电力系统运行效率。在此次下发的居民阶梯电价指导意见中，明确提出鼓励实行居民峰谷分时电价，要求各地制订居民峰谷分时电价办法。在实行阶梯电价的同时是否执行峰谷分时电价，可由居民自行选择。
【扩展】
年内3调电价：电企受益超千亿填平3年巨亏
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”。
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