煤电上网电价可能将大面积上调？

资本市场对发电公司的热情继续高涨。

9月1日，华能国际股价延续涨势，一度触及涨停。近一个月以来，这家公司股价累计涨幅已高达55%，6.11元的最高价亦创近两年新高。

（来源：微信公众号“能见” ID:Eknower 作者：夫荣）

而反观其上半年财报，华能国际实现净利润42.82亿元，同比下降25.3%。

作为中国最大的上市发电公司之一，华能国际股价的逆势上涨，是多家发电公司近期表现的集中体现。

冰火两重天。当股市烈火烹油之际，炎炎夏日中，在中国南部的广东电力交易中心，发电企业却遭遇“零度极寒”。

8月30日，广东电力交易中心发布2021年9月月度交易结果，月度集中竞争交易价格为“0”。

这个数字延续了广东电力交易中心近来的价格颓势：需求方平均申报差价从几分，到几厘，再到几毫，直至最近这次申报价差为零。

发电企业参与月度集中竞争交易价格的兴趣也明显降低，交易量低于需求量便是表现。

广东电力交易中心9月集中竞价需求电量为45.3亿千瓦时。而交易结果出炉，成交量为36.54亿千瓦时，需求方成交比例仅80.71%。这表明已有电量不参与月度交易。

量价齐跌折射出发电公司的利润空间被进一步压缩，甚至很多企业已然亏损。“越发越亏”已经成为发电企业共同面对的魔咒。

8月12日，大唐国际、北京国电电力、京能电力、华能集团华北分公司等11家燃煤发电企业联名向北京市城市管理委员会递交了一封名为《关于重新签约北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同的请示》的文件。

这份请示提出，今年以来，随着全国燃煤价格大幅上涨，6月长协煤炭价格同比上涨312元/吨，涨幅56.9%；七月长协煤炭价格同比上涨374元/吨，涨幅65.3%，8月上涨趋势仍然持续，达到历史高位。

京津唐电网燃煤电厂成本已超过盈亏平衡点（仅考虑燃料成本情况），与基准电价严重倒挂，燃煤电厂亏损面达到100%，煤炭库存普遍偏低，煤量煤质无法保障，发电能力受阻，严重影响电力交易的正常开展和电力稳定供应，企业经营状况极度困难，部分企业已出现了资金链断裂。

雪上加霜的是，电力需求却在持续上涨。中国电力企业联合会数据显示，今年前7个月，全社会用电量达到4.71万亿千瓦时，同比增长15.6%。

这11家发电公司称，京津唐燃煤电厂在煤价突涨且持续高位运行等市场发生严重异常的情况下，已无力完成2020年12月签约的北京地区2021年10-12月电力直接交易和2021年3月签约的北京地区2021年10-12月电力直接交易。

因此，请示中建议依据发改委的指导意见，允许市场主体实行“基准价+上下浮动”中的上浮交易电价；促进重签北京地区电力直接交易2021年10-12月年度长协合同，上浮交易价格；京津唐电网统调电厂优先发电权计划中“保量竞价”未能成交部分，执行各区域基准价等建议。

其实，已有地方政府率先做出了调整。宁夏、内蒙等地已发文将煤电月度交易交割在基准价基础上上调不超过10%。

宁夏发改委8月11日发布《自治区发展改革委关于调整2021年电力直接交易有关事项的通知》，称有序放开煤电企业优先发电计划，允许煤电交易价格上浮，煤电月度交易价格在基准价（0.2595元/千瓦时）的基础上可以上浮不超过10%。执行期限为2021年8-12月。

内蒙的调整则更早。

今年7月，内蒙古工信厅、发改委发布《关于明确蒙西地区电力交易市场价格浮动上限并调整部分行业市场交易政策相关事宜的通知》，文件称火电行业陷入“成本倒挂发电、全线亏损的状态”已严重影响到了蒙西地区电力市场交易的正常开展，并对电网安全稳定运行及电力平衡带来重大风险。

因此，允许蒙西地区电力交易市场交易价格在基准价（每千瓦时0.2829元）的基础上可以上浮不超过10%（上限为每千瓦时0.3112元）。

“上浮不超过10%”，是两年前发改委出台的政策给出的上浮限幅。

2019年10月25日，发改委曾发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》。

这份指导意见提到：为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易，可不受此限制。

“国家发展改革委根据市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整。”这句话则为打开上浮限幅留下了余地。

可以预料的是，越来越多省份将会加入到上浮10%范围。如果上浮10%仍然解决不了问题，政策甚至可能打破10%的上浮限幅，以保证发电企业依然拥有利润，同时充分运用价格杠杆缓解电力供需矛盾。

这一趋势的另一个佐证是，6月24日，国家发展改革委在回复网友留言时指出，下一步将完善居民阶梯电价制度，逐步缓解电价交叉补贴，使电力价格更好地反映供电成本，还原电力价格属性。

紧接着，7月29日，发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，指出为了适应新能源大规模发展、电力市场加快建设、电力系统峰谷特征变化等新形势新要求，持续深化电价市场化改革、充分发挥市场决定价格作用，形成有效的市场化分时电价信号，要求各地结合当地情况积极完善峰谷电价机制，拉大峰谷电价。

此举一方面旨在促进用户侧储能发展，另一方面也透露了促进电价传导到用户侧的信号，完善市场化电力用户价格形成机制，强化分时电价机制与市场交易规则相衔接，积极配合政府部门完善峰谷电价机制，推动建立尖峰电价机制，从而服务以新能源为主体的新型电力系统建设。

无论是7月底国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，还是部分省(市)允许煤电成交价格较基准价上浮，都透露出电价体系市场化的强烈信号。

这便也解释了资本市场出现的怪现象：一边，发电企业利润下降甚至亏损加重，另一边，发电公司的股价却能逆势狂飙。