变频串联谐振直销价格详细介绍

火电企业亏损原因分析
        首先，从成本构成来看，由于燃料成本占发电总成本的70%以上，因此煤炭价格便成为左右火电企业赢利的重要指标。从近两年的煤炭价格走势来看，受国民经济回升向好带动，煤炭价格自2009年4季度开始出现普遍持续上涨;2010年以来，煤炭价格涨幅虽有所放缓，但仍保持高位运行。据中国煤炭运销协会数据显示，全国市场交易煤炭平均价格基本保持在660元/吨以上，11月底，全国市场交易煤炭平均价格达到739元/吨左右，较2009年同期上涨约120元/吨。据测算，标准煤上涨25元/吨，则会侵蚀每千瓦时电1分钱的利润空间，120元/吨的上涨幅度相当于侵蚀了火电企业大约5分钱的利润空间。因此，煤炭价格持续上涨并高位运行导致燃料成本增长过快，是造成火电企业利润下降并出现大面积亏损的主要原因。
        其次，火电发电量增速放缓也对火电企业利润下滑产生了一定影响。具体来看，2009年，随着工业用电的逐步恢复，火电发电量快速增加，同比增速不断攀升，2009年全年，全国完成火电发电量29814亿千瓦时，同比增长7.2%，增幅同比上升5个***点。2010年初，由于低温寒潮天气持续时间较长，居民生活用电不断攀升，同时随着工业用电迅速增加，部分地区部分时段电力供应一直维持平衡偏紧状态，而此时水电因西南严重旱情持续发展而不断下滑，为确保国民经济、人民生活及抗旱救灾对电力的需求，火电企业满负荷甚至压极限运行，火电发电量延续了2009年的上涨势头;但因今年来水情况明显好于去年，水电生产从二季度开始逐渐恢复，受水电出力持续增加挤压，火电发电量增速自二季度明显放缓。中电联数据显示，2010年10月份，全国共完成水电发电量630亿千瓦时，同比增长43%;共完成火力发电量2563亿千瓦时，同比下降0.6%。
        但总体来看，“市场煤、计划电”的体制性矛盾才是造成火电企业大面积亏损的根本原因。目前，在我国，作为下游终端产品的电价属于国家管制范围;而作为原材料的煤炭，价格却是市场化的，这就是所谓的“市场煤”和“计划电”。在这种体制下，当煤价平稳时，电价受到的冲击不大;一旦煤价大幅波动，由于具有“计划性”的电价不能及时“疏导”上涨的成本，上下游的利益矛盾就会凸显。
        为了理顺煤电价格关系，促进煤炭、电力行业全面、协调、可持续发展，国家发展改革委在2004年底建立了煤电联动机制，规定原则上以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价比***周期变化幅度达到或超过5%，相应调整电价;如变化幅度不到5%，则下一周期累计计算，直到累计变化幅度达到或超过5%，进行电价调整。
        我国曾于2005年5月和2006年6月两次启动煤电联动机制。煤电价格联动机制的启动在一定程度上缓解了火电企业的经营压力，对维护发电企业正常生产经营发挥了重要作用。但由于煤电联动时间的滞后及煤电价格联动未到位，煤价上涨幅度一直高于电价的涨幅，自2003年以来，我国煤炭价格持续上涨，秦皇岛5500大卡煤炭累计上涨超过150%，而销售电价涨幅仅上涨32%;且由于考虑到国内通胀压力，虽然煤炭价格在2008年上涨幅度超过5%，甚至在2009年底上涨幅度超过10%，但2006年以后煤电联动一再被搁浅。由此可以看出，煤电联动机制的建立不仅不能从根本上解决“市场煤、计划电”这一体制性矛盾，而且在国内通胀压力不断增加的情况下，煤电联动机制重启受阻，煤价频繁上涨和电价调整滞后造成的刚性成本增加使得火电亏损状况不断加剧。

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