自10月11日，國家發改委下發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，10月15日實施以來，已有兩省進行了改革后的首次交易。

江蘇省發改委消息，為疏導燃煤發電企業因煤炭價格大幅上漲帶來的成本倒掛、嚴重虧損情況，緩解企業生產經營壓力，切實保障江蘇省電力安全可靠供應，江蘇省及時調整了相關規則和價格上浮20%的幅度（最高價469.2元/兆瓦時），于10月15日組織開展了10月中旬月內掛牌交易。

本次交易共有44家發電企業、69家售電公司及72家一類用戶參與月內掛牌交易申報。經過調度部門安全校核，最終成交294筆，成交電量19.98億千瓦時，成交均價468.97元/兆瓦時。江蘇省煤電基準價為391元/兆瓦時，此次成交價據基準價上浮了19.94%。

同樣，為緩解全省電力保供壓力，按照山東省發展改革委、山東省能源局和山東能源監管辦要求，山東電力交易中心在文件生效當日也組織開展了深化煤電上網電價市場化改革后的首次交易。

參與本次交易的共有49家燃煤發電企業（97臺機組）與79家售電公司和5家電力用戶參與，成交電量110.7億千瓦時，成交均價較基準電價上浮19.8%。

而發改委發布的上述通知提出，除高耗能企業外，調整燃煤發電交易價格上下浮動范圍為均不超過基準電價的20%。

也就是說，上述兩省的電力成交價格首次交易上調幅度都幾乎“觸頂”允許上浮范圍了。

北京特億陽光新能源總裁祁海珅從兩方面向證券日報記者分析，電價改革首日，江蘇省和山東省成交電價上浮近20%，直抵最高浮動電價，主要有兩方面原因：一是江蘇省和山東省是我國除了內蒙古自治區外，火力發電最高的省份，也是除了廣東省和浙江省外，電力缺口最大的省份，減排壓力也較大。在內蒙古自治區不缺電力還外送電力情況下，江蘇、山東、廣東、浙江四個省份的外購電力需求最大。二是電價接近20%的“頂格上浮”成交，說明購電省份電力市場需求旺盛，當地經濟發展動能強勁。

而在我國電源結構仍以煤電為主的情況下，發改委通知的發布就意在改善煤電企業的經營狀況，激發其發電積極性。

據央視17日報道，相對于電煤短缺來說，讓火電企業更加頭疼的是燃煤成本價和電價的價格倒掛現象�，F在中煤的價格是每噸700多元，2019年的時候，每噸價格是200多元，價格上漲了將近3倍。煤價的成本如果超過65%以上，就意味著虧損。如今，煤的成本價已經超出了80%，現在每發一度電成本在0.5元以上，但是電價在每度0.4元以下，也就說意味著每發一度電，他們是虧損0.1元。

而截至2021年10月12日，10月交割5500大卡動力煤價格達到了1752.6元/噸，折合標準煤價格為2230.58元/噸。據中國能源報測算，以現有資料中統計供電煤耗最低的發電機組-上海外高橋第三發電廠為例，其供電標煤耗276.82克/千瓦時進行折算，其每度電的燃料成本為0.617元/千瓦時，而當前上海的燃煤電廠標桿上網電價為0.4155元/千瓦時。也就是說在現在的動力煤價格下，代表我國最高發電效率的發電廠，單純考慮燃料成本，每度電就產生0.2015元的虧損。

但從上述兩省的交易來看，通知給出的20%的上浮標準顯然依舊難以讓火電企業扭虧為盈。

據中國能源報測算，當不考慮上網電價浮動時，度電虧損0.2015元，假設機組月平均負荷率為75%，月發電量為10.8億度，單純考慮燃料成本月虧損2.18億元。

當考慮上網電價浮動，并且以最大上浮量20%計算，上浮后電價為0.4986元/千瓦時，此時度電虧損為0.1184元，產生的燃料成本虧損為1.28億元。

兩種情況對比之下不難發現，上浮20%之后，虧損情況確實會有所好轉，但1.28億元的虧空是難以彌補的。

而且數據核算是沒有考慮到環保費用，設備折舊，人員工資，水費，檢修費用，財務費用的項目，如果綜合計量總體虧損還會進一步提高。

也就是說，即便按照允許上浮的“頂格標準”來操作，火電企業也仍然存在明顯的虧損。（根據證券日報、央視《經濟半小時》、中國能源報等相關消息編輯整理）