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以大唐发电为例,上半年公司经营成本总额约278.06亿元,同比增幅15.33%。其中,电力燃料成本为188.71亿元,约占经营成本的67.87%,较去年同期140.57亿元升高了48.14亿元,同比增长34.2%。
对燃料费成本上涨的原因,大唐发电认为主要原因是火电上网电量较去年同期增加了129.63亿度,同时由于燃煤价格持续上涨及高位运行,使单位燃料成本比去年同期升高26.83元/兆瓦时。
根据公司6月份公布的上调电价公告,公司火电平均上网电价(含增值税)较调整前提高10.11元/兆瓦时,涨幅约2.63%,可以计算出公司6月份前火电平均上网电价为0.384元/度。
也就是说,火电上网电量增加129.63亿度,对应火电营业收入为49.78亿元。而电力销售部分营业收入和营业成本为302.64亿和248.6亿元,成本占收入的比重为0.82。由于火电装机在大唐的总装机占86.62%,所以在忽略其他发电成本差距的影响下,火电增加的上网电量的经营成本为40.89亿元,折成电力燃料成本为27.75亿元。
由此粗算可以看到,在增加的48.14亿元电力燃料费成本中,有27.75亿元为电量增加带来,另外20.39亿元为单位燃料成本增加直接导致,后者占比为42.4%。也就是说,煤价上涨对大唐发电的上半年的成本和利润影响为四成。
而且,公告称公司平均上网电价比上年同期增加约22.80元/兆瓦时,单位燃料成本比去年同期升高26.83元/兆瓦时,冲抵后的煤价上涨影响只有4厘钱/度。
6月1日后,国家又上调了部分省份的上网电价,根据大唐发电公布的公告,上调后公司火电平均上网电价较调整前每度提高0.1元,已经完全可以抵消4厘钱的煤价影响。
与此同时,财务费用方面,公告称公司上半年财务费用约为人民币32.58亿元,比上年同期增加约7.19亿元,增长约28.32%,增幅较大的原因主要是由于利率上升以及带息债务增加所致。
通过对比可以看到,煤价上涨导致的燃料成本增加为20.39亿元,财务费用为32.58亿元,财务费用相对较高,但同时也可看出,如果没有上网电价的冲抵,煤价引起的燃料成本也将会在30亿元以上,与财务费用持平甚至更高。
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5月,非市场化可再生能源(水电、风电、光伏、生物质)上网电量11.89亿千瓦时、均价226.49元/兆瓦时。
PART.01本周市场综述市场供需趋势市场供需趋势,本周网供电量环比上周上升17.2%;水电上网电量环比上周下降11.5%;火电上网电量环比上升26.5%;新能源上网电量环比上周下降24.3%;外购电量环比上周上升2.03%;留川电量环比上周上升29.3%,外送电量环比上周下降30.7%。(来源:微信公众号“硕电汇”作者
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近日,广西壮族自治区发改委发布关于核定2022年垃圾焚烧发电企业上网电量的函,核定的垃圾焚烧发电上网电量按照国家垃圾焚烧发电标杆上网电价执行,其余上网电量按照我区同期燃煤发电基准上网电价执行。详情如下:广西壮族自治区发展和改革委员会关于核定2022年垃圾焚烧发电企业上网电量的函广西电网有
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4月,非市场化可再生能源(水电、风电、光伏、生物质)上网电量6.66亿千瓦时、均价221.82元/兆瓦时。
PART.01本周市场综述市场供需趋势市场供需趋势,本周网供电量环比上周上升10.1%;水电上网电量环比上周上升20.5%;火电上网电量环比上升6.6%;新能源上网电量环比上周下降27.9%;外购电量环比上周下降39.1%;留川电量环比上周上升14.0%,外送电量环比上周下降18.7%。综合来看,本周各项指标的趋势表现
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中国电煤采购价格指数(CECI曹妃甸指数)第1162期
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六月份,长江中下游连续降雨,水电对火电继续形成挤压,叠加其他清洁能源补位,电厂耗煤增长受限。同时,进口煤价下跌,刺激部分终端低价补库,导致下游各环节依旧保持垒库状态,沿海八省电厂库存更是创下近五年来新高,北上拉运动能明显削弱。下游客户观望情绪浓厚,询货问价冷清,市场实际成交不佳。
主产区煤价延续偏弱走势,多数煤矿价格暂稳,少部分品种煤价下跌。临近月底,少数煤矿月度任务完成、停产减产,供应量收紧,价格趋稳。与此同时,南方地区降雨连连,电煤负荷不高,加之非电行业刚需偏弱;在需求端一直未有明显好转的情况下,终端和中转港口库存居高不下,市场情绪低迷。短期需求难有提
煤炭市场研报(2024年6月)(来源:中能传媒研究院作者:刘纯丽)核心观点5月,制造业PMI环比转弱,回落0.9个百分点至49.5%,其背后需求不足仍是核心矛盾,内生动能仍待强化。尽管年初以来出口偏强,但当前经济回升向好的基础尚不稳固。6月以来,新增专项债发行有提速迹象,地方披露的新增专项债计划发
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