谁“绑架”了电力供应？-第2页-北极星火力发电网

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“我们购买的煤价是市场化地水涨船高，卖给电网公司的上网电价却受政策管控，电厂完全受高煤价的钳制。 ”记者注意到，2009年以后，秦皇岛动力煤价格涨至1000元/吨的历史高位，煤炭市场已彻底变为卖家市场，结算方式也从以前的“先运煤，发电后付款”变为了“先付款，再运煤发电。 ”由于多数电厂资金链紧张，不得不违约拖延付款，后一种付款方式相当于变相涨价。

危机

脱硝增支致“投不起”

如果说火电投资量的下滑是由“煤电顶牛”引起的连年痼疾，那么，今年火电新增装机的进一步缩减则是因为电厂被迫面对的一场新危机。

今年1月1日起，火电厂被要求执行新版《火电厂大气污染物排放标准》，而业内将这份新规认定为“全球最严”的“新国标”。《意见》指出，对电力行业实行二氧化硫和氮氧化物排放总量控制，继续加强燃煤电厂脱硫，全面推行燃煤电厂脱硝;直接影响新投资的规定是，新建燃煤机组必须同步建设脱硫脱硝设施。

而脱硝的成本不容小觑。按照业内的说法，对于一个装机容量达到几千千瓦以上的火电企业来说，至少需要投入上百亿毋庸置疑。

再来看按照中电联给出的测算：如果要达标，现役7.07亿千瓦火电机组中，约有94%、80%和90%的机组需分别进行除尘器、脱硫和脱硝改造，改造费用共约2000亿元-2500亿元。考虑“十二五”新增火电机组2.5亿千瓦，环保设施因标准提高将增加年运行费用高达900亿元-1100亿元。

每年约300亿的脱硝补贴投入显然杯水车薪。据介绍，脱硝工程的成本包括多个方面：投资成本、折旧、财务费用、运行费等。其中运行费里包含了催化剂、还原剂、水、电、人工等支出。

对策

涨价恐怕治标不治本

为了缓解当前的电力矛盾，发改委一再使用的对策便是涨价。纵观近几年每次闹“电荒”，频繁买单的总是终端消费者，仿佛涨价就是缓解“电荒”的唯一手段。

去年底，共有7个省市、地区已现局部调价，矛头直指大工业、非普工业及商业用户等非居民用电价格。而近日，似乎是意识到了单纯涨价可能令居民难堪重负，为了降低居民的用电总量，发改委又计划将居民阶梯电价的范围普及到全国。

虽然阶梯电价并不能等同于涨价，但归根结底仍是调高了少数居民的用电成本，所以仍可以被归为是使用“涨价”这一调控手段。那么，电力缺口只能拿涨价来填补吗?

据记者粗略统计，几乎每次“电荒”，地方政府先“动手术”的总是电网卖给消费终端的销售电价，而不是电厂售电给电网的上网电价。也就是说，地方政府上调电价的初衷与结果之间竟然存在显而易见的背离：调价的初衷是力挺巨额亏损的火电企业，结果却独独利好了电网一家。

耐心寻味的是，与发电企业接连爆出亏损消息迥然有别，电网去年前11个月利润总额同比暴增1828%，切走行业65%的营收“蛋糕”。在如此混乱的利益分配体系中，单纯涨价显然只是权宜之计。

更值得质疑的是，据国家电监会统计，2010年每千度的购销差价有187.55元，每度购销差价近1毛9分钱。也就是说，电网从电厂购电，转手卖出的毛收入率高达49%。如此暴利，为何还要再提销售电价?不分策略地一味喊涨，显然难以治本。

投稿与新闻线索：陈女士微信/手机：13693626116 邮箱：chenchen#bjxmail.com（请将#改成@）

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