若电价上涨你能接受吗？“拉闸限电”四个字在近期频频登上各大 站的热搜，根据巅峰不完全统计，全国已有19个省区市不同程度限电。
从目前来看，电厂亏本是多省限电的原因之一。那么，电厂成本到底有多高，的简单的算了一下：
假设电厂采购的电煤折算成标煤价格1000元/吨，按照当前主流35万超临界机组来计算，好一点的供电煤耗能有300g/千瓦时，两者相乘算下来发出来一度电煤的成本应该是一度电要用0.3元的煤。
需要说明的是，这个模型很粗糙，许多边界条件简化了，真实的成本要远远高于0.3元。
目前中电联最新的中国沿海电煤采购价格指数显示9.02~9.09期间5500大卡标煤综合价为947元/吨，根据电厂距港口路途远近、火车轮船汽运价格也不同，装卸费用也不一样。我问过几个电厂，最近有的火电厂买的煤都到了1400元1吨了。
另外，有相当一部分机组的煤耗到超过了300 g/千瓦时，还有不少30万以下的机组，有些老机组煤耗到了350g/千瓦时……
这仅仅是煤，电厂生产还需要水、油、脱硫脱硝催化剂等辅助原料的投运。
除了上面那些生产原料的费用，火电厂还有很多其他的费用。
比如还有巨大的财务成本——电厂投资很大，动辄是几十个亿，相当大一部分是依靠银行贷款。每个月都还银行贷款，利息是个很惊人的数字。
机组日常维护和检修成本，发电厂是个系统工程，平时要维护，每年都有定期检修，隔上几年还有大修和技改，这都是海量的费用。
机组设施损耗也是一大笔费用。机组也是有寿命的，设计寿命一般是30年，每天都有折耗，就算不发电也有损耗，另外大机组启停一次也是有费用的。还有人员工资、政府各项基金、税收、安全环保成本……
想想都很悲催，有几个电厂卖电上 电价能到手3毛钱呢？这就是“发一度电，赔一度电”说法的由来。
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据巅峰能源界面数据不完全统计，自7月底以来，已有至少8个省份（自治区、直辖市）允许”上 电价”上浮，浮动范围均不超过此前国务院要求的10%上限。6个省份（自治区）通过拉大峰谷电差，引导用户错峰用电。
目前各地的电价调整政策暂不涉及居民用电。
电价上涨一直是一个敏感话题，但面对大面积限电的现实，这个话题确实不应该再回避了。若电价上涨 你能接受吗？
可以想象，一说到涨电价一定有人会破口大骂：“供应紧缺就知道涨价，这是什么逻辑？”“涨电价就能缓解电力供应缺口吗？”“制造业本来利润就低，再涨电价还让人活不活？”
试想，目前遭遇停工的企业，或者是家中停电已经超过12小时的居民，如果每度电增加两毛钱就能够立马恢复生产，且对用电不设限制，他们是抱怨涨价，还是感激加钱可以买到电？
事实上，电作为一种商品，在我国已经形成了一种长期的价格扭曲。当前，疫情影响之下，尤其是美国货币宽松大放水背景下，包括煤炭在内的大宗商品全球性涨价潮早已开启，作为超过60%的电量来自于煤炭的国度，电价多年未变本已十分不正常，而电力体制改革之后，电力市场上又形成了“只跌不涨”的潜规则。火电企业大面积亏损导致发电意愿低迷，是造成今天僵局的主要原因之一。
在国际市场上，原油、煤炭、有色金属、矿石原料等在过去一年中几乎全都经历了暴涨。在国内，煤市淡季不淡，主产地煤矿库存吃紧，拉煤车排队抢装的现象再现，煤价持续飙升。
CCTD环渤海动力煤现货参考价显示，从3月1日到5月10日，5500大卡的动力煤现货价格从571元/吨涨至865元/吨，涨幅超过51%。6月4日，已经达到了902元/吨，很多电厂电煤入炉价格已经超过了每吨1000元。安徽、浙江和广东等地，电煤价格甚至超过了1500元/吨，创历史新高。
在动力煤价格高企的当下，“市场煤计划电”让煤电企业几乎陷入全行业亏损。很多发电企业的从业者抱怨，“火电厂真的快撑不下去了”。
长期以来，我国上 电价由政府定价，每个省都有一个所谓的脱硫煤“标杆电价”，无论上游煤炭价格如何变动，标杆电价几乎雷打不动。价格传导的中断，让煤电企业没有任何发电意愿，因为发的多则亏的多。而以五大发电为代表的中央企业，尽管要以大局为重，保民生保供应，但五家的装机总量也仅占全国的一半左右。因此，没有电价的刺激，谁愿意多发多亏呢？
实际上还不仅如此，低电价还会大幅影响企业投资煤电的信心。在煤电大规模亏损的当下，发电企业投资煤电的意愿无疑会大幅减弱。甚至在碳中和背景下，煤炭开采也被资本抛弃，煤矿上游投资锐减，一定程度也是目前“无煤可用”的原因之一，这也无疑加剧了电力供应的紧张。
双碳目标提出之后，煤电就成了过街老鼠。但本次大范围缺电的事实再次证明，仅仅依靠风电和光伏不能够保证供电安全，如果调峰电源不足，新能源装机上的越快，中国的间歇性缺电就会越严重。
在当前储能、燃气发电还不能担当调峰大任的背景下，煤电是最具灵活性的调峰电源，若没有足够的煤电做基础，新能源的发展将难以持续。
根据相关机构的预测，如果2060年实现碳中和，中国的新能源装机将达到60亿千瓦左右。试问，面对这么庞大的不稳定电源，谁来负责调峰？在无风极寒的阴天，如何保证电力的稳定供应？
笔者绝不是新能源的反对者，更不是煤电的拥趸。相反，我极力支持新能源的发展，并举双手赞成去煤减碳。但我也清楚，电力是一个系统平衡问题，不能单靠一种电源去解决，都应该面对现实。
大家都知道，在电力领域存在一个不可能三角，即低碳环保、价格低廉和安全供应不可能同时兼得。在三个目标中，任何一个目标的优化，都意味着其他目标的恶化。也就是说，要想保证电力的供应安全，必须牺牲低碳环保和价格低廉两个目标中的其中一个。
在双碳背景下，如果想牺牲低碳环保这一指标，即调低新能源发展目标，则面临着较大的道德风险，且与“30·60”背道而驰。因此，要想保证电力的安全供应，只能牺牲价格低廉这个指标，这就意味着需要调高电价。
那么若电价上涨，从个人到企业，是否可以接受呢？
我国电力消费结构中，居民用电约占电力消费的20%。长期以来，中国居民电价偏低，存在交叉补贴的问题，而工商业电价相对较高。适当提高居民电价，实际上对绝大多数人生活影响不大，就如同几年前调高居民天然气价格、放开成品油价格一样，并未给居民生活造成重大影响，更没有带来社会问题。
相反，提高居民电价之后，一方面可以提高民众的节电意识，另一方面可以用高出的电价，补贴一部分困难人群。事实上，目前含有补贴的低廉的居民电价，更多是对富人有利，因为富人家庭的电力消费远远高于困难群体。
而对大工业和工商业而言，电价的上涨则意味着社会综合成本的上升。在矿产、原油、钢材等几乎全部大宗商品价格上涨的当下，电价上涨只是价格传导中的一环，不涨价则整个产业链就不能理顺，涨价后这部分的成本则有全社会共同担负。
电价变化的逻辑应该是，煤炭价格上涨，上 电价跟涨，居民和工业商业用电成本相应增加。待煤价下跌，电价自然跟着下调。电价理顺了，发电企业意愿就会上升，电力市场才会回归至正常的发展轨道上。
其实应该明确，电是一种商品，有涨有跌是市场规律，千年不动才不正常呢！
说到电价，还是一个很复杂的问题。
虽然国内电力交易大体有国 和南 两个公司，但是具体到每个省甚至每个电厂的电价还都不一样。期货、现货、大客户直供、基础电价、竞拍电价、一般工业、大工业用电、战新电价、外送电价、省内交易电价、以用定发电价……这些专业名词让人看的眼花缭乱头晕脑胀。
巅峰曾经还下功夫找来两个细则和一些电力市场交易规则打算认真研究学习一番，结果没想到其中一个文件都居然有100多页。此外，更令人绝望的是，随着发电环境的变化，电 还对这个领域不遗余力地与时俱进不断开发和升级…..
据了解，去年10月山西方面提出用0.3元/千瓦时的超低电价来吸引战略性新兴产业用户的落地。注意，那时候的0.3元是用户到手的终端电价，加权了输电费用和税费。我查了一下，当时的煤价应该不到400块。不知道这个政策山西是否还在执行？当前的煤价环境下，如果还执行的话，山西电厂基本上都要赔的灰飞烟灭。
这一轮年初开始的煤涨价潮已经持续了很久，现在还没看到有停下来的意思。有人表示，有些电厂的资金链已经断了，连煤都买不起了。
想想看，一台35万机组如果24小时满发，只卖电每天能发840万度电，如果电厂有2台机组全部满发，那就是一天1680万度电，算下来是个很惊人的数字。
山西有些所在电厂拥有6台纯发电机组，据说一天就亏损400万，亏的电厂心惊肉跳，胆战心寒。话说有几个电厂能经得起这么赔呢?
电力行业这么多年发展攒下来的家底也差不多山穷水尽了。因为据说有身为五大发电集团之一的电力集团开始系统大幅降工资了。其实人员工资成本恰恰在电厂运营成本最低的一部门，可见电厂经营有多困难……
当然你可以说买不起就不发电，或者少发点电吧，赔起来还有一个底线。
这只是一个美好的愿望。买不起好煤，还可以买最烂最贱的煤，当然带不上满负荷，满足不了电 要求，还要承担考核，真金白银的考核。
简直无路可走了…….
国家发展改革委办公厅向各地方和有关企业发出通知，就抓紧做好发电供热企业直保煤炭中长期合同全覆盖工作做出安排，要求推动煤炭中长期合同对发电供热企业直保并全覆盖，确保发电供热用煤需要，守住民生用煤底线；发电供热企业和煤炭企业在今年已签订中长期合同基础上，再签订一批中长期合同，将发电供热企业中长期合同占年度用煤量的比重提高到100%。
巅峰联想到了几个常规供暖时间的节点：每年9月25日大兴安岭开始供暖。
黑河9月27日，伊春9月30日。大庆10月10日，齐齐哈尔10月14日。
西宁10月15日，长春10月25日。沈阳11月1日，大连11月5日，北京11月15日。
祈祷这个冬天不要太冷……
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