冀东水泥(000401.SZ)董秘韩保平告诉本报，每千瓦时电价上调2分到3分对水泥行业影响不大。企业如果采用新型干法水泥生产线，每吨水泥电耗约为105～120千瓦时，每千瓦时上调2分钱，水泥成本增加约2元/吨；若配备余热发电设备，则每吨水泥电耗将降低1/3，影响就更小些了。公司基本上都配备了余热发电设备，因此相对目前水泥成本每吨300元来说，影响程度基本在1%以内。

    国家发改委昨天发布公告，出台五项煤、电价格调控措施，欲依靠“组合拳”缓解当前日益紧张的煤电矛盾。其中包括对电煤实施临时价格干预、上调上网及销售电价，并同时试行阶梯电价制度等措施。

    发改委公告明确：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试行脱硝电价政策，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。

    此次上调上网电价及终端电价，发电企业从中获益最大，但昨天《第一财经日报》在采访中发现，不少发电企业纷纷表示，此次涨价的幅度太小，电厂仍然“吃不饱”，要想扭亏，可能还需要调0.07～0.08元/千瓦时。

    火电厂称“没吃饱”

    湖南一家火电厂的高管告诉本报，此次0.025元的调价水平对于长期严重亏损的火电厂来说，仅仅可以抵消购煤成本，但远不能扭亏，“没吃饱”。而且，即使经过此次调价，以目前的电厂存煤情况看，湖南火电厂在今年漫长的冬季中也会再次陷入亏损。

    “调价之后，基本上在借煤发电之后的收入够还煤款了。” 该人士对本报称。但他同时指出，调价解决不了煤电矛盾的根本问题，如果算上运营成本和固定成本，还需要再上调0.08元/度的上网电价才能真正使湖南的燃煤电厂扭亏。

    据该人士介绍，目前湖南全省燃煤电厂的储煤量达到250万吨，基本能满足电厂20天的发电用量。然而，根据历年冬天用煤情况分析，尚需至少100万吨煤才够过冬。“去年冬天湖南的煤都有370万吨，再有一个月，电厂可能会进一步亏损，届时还可能拉闸限电。”他告诉本报。

    国电电力(600795.SH)、华能国际(600011.SH)以及国投电力(600886.SH)等五大发电集团旗下上市公司在湖南均有火电资产。

    此前要求上调电价声势最为浩大的山西亏损电厂，也难以在此次调价中实现实质扭亏。

    曾替该省13家重点亏损电厂递交上调电价“请愿书”的山西省电力行业协会副会长李建伟告诉本报，按照上述13家电厂的平均亏损程度估算，山西省要再上调0.07～0.08元/千瓦时的上网电价才能使电厂达到“零利润”，即不亏不赚。

    据他介绍，山西省内电力上市公司在此次调价中受惠最多的为漳泽电力(000767.SZ)与通宝能源(600780.SH)。但不同亏损企业情况仍有差距。“情况稍好的需要再提高0.05～0.06元/千瓦时，亏损严重的可能需要提高0.10元/千瓦时才行。”李建伟说。

    李建伟向本报表示，今年4月山西上调了0.03元/千瓦时的上网电价，是全国上调电价幅度最高的省份，今年希望也能达到这个水平，否则难以扭亏。“如果此次按平均价格调整0.025元/千瓦时，仅相当于减少了50～60元的度电煤炭成本，”他说，“而根据以往的经验，调电价后煤价会紧跟上涨，发改委对煤价的限制难起实际作用。”

    电网称未从调价中获利

    国网能源研究院总经济师李英告诉本报，此次调价主要解决燃煤电厂的煤电矛盾，理顺煤电价格。因此是以调整上网电价为主，同时调整了销售电价。而从电网企业角度来看，由于两种价格同时调整，因此电网企业能从上调销售电价中获得的利润也由于上网电价的上调而被抵消掉了。“所以电网企业并未能从此次调价中获益，”李英对本报说，“利润都被传导出去了。”

    李英对本报表示，上网电价对燃煤电厂2分6的提价是通过测算火电企业的电量、费用，再折算到销售电价上得出的，并没有留给电网企业利润空间。

    而此次同时上调的0.004元/度可再生能源基金，也仅是电网企业代征的，之后会直接转移到可再生能源基金的账户上，所以“最后也不会落入电网的口袋”。