动力煤价格反弹企稳，是到达“有关部门”的心理线了吗？
11月3日动力煤价格大幅反弹，15点时报978.0元/吨，上涨8.86%。今天下跌，收盘于934.4元/吨，仍然收报5日线之上，有一定的企稳迹象。
这10天动力煤价在强有力措施下，疯狂下跌的速度和幅度，更有甚于疯狂上涨的阶段。
煤价快速下跌的副作用就是，电厂买煤的意愿降低，认为已经进入买方市场，开始挑三拣四。
如果没有一个稳定的预期，那么电厂有可能在继续等待下跌，期望没有最低，只有更低。目前已经要求电厂继续履约长协价。
同时，在“碳达峰、碳中和”目标指引下，过低的动力煤价格并不利于火电企业退出。
目前，煤电上网价格市场化，上下浮动幅度都是20%，以山东为例，煤电上网基准价0.3844元/度，全部上浮20%，就是0.46元/度。对燃料成本上升的耐受程度已经比燃煤发电上网电价市场化改革方案出台之前要提升不少。
从市场传来的消息是“电厂不要再期待价格大幅度的下跌”，或许，发改委觉得现在的价格已经进入了合理区间。
比较合理的价格是：能够覆盖火电企业的燃料成本，火电企业保持盈亏平衡状态。
发电企业能接受的（燃料）成本是多少钱？
我们自己测算的小模型（比较粗）：
造价折旧
火电厂4000元每千瓦按照30年摊销，每年130元/千瓦，按照4000发电小时，每度有4分成本（考虑净现值）
燃料成本
煤价1000元/吨（到厂价格，目前港口长协价加运费比这个低200元上下），那么每度电煤耗300克就是30分/度，加上厂用电3%（这个算得有点低），就是31分/度
人工成本
按照20万每人，100万千瓦500人，需要1亿，发电40亿千瓦时，每度2.5分
材料费水费等都没算，有很多企业还有比较多的财务费用。
差不多37-40分/度来计算。
还是用上面山东省燃煤上网电价为例，上浮20%，每度电利润有6-9分能够有充分的利润。（按照之前统计的平均上网电价来说，这个利润肯定达不到或者直接说就是0，大唐发电今年前三季度发电量是2000亿千瓦时多点，上网平均电价约0.375元，见文章：煤价暴涨，火电上市公司三季报还好吗？）
煤价的“合理区间”是多少？
市场流传的最严格的调控方案是坑口价格每吨528元，差不多对应港口800元左右的价格。
这么看，新的“合理区间”下限有可能在800元左右，这个价格甚至高于2017年的调控价格上限。
还有就是“合理价格”有望保持高位，800元以上的动力煤价格甚至远高于目前的年度长协价，这意味着煤炭企业的利润可能进一步改善。
下图是秦皇岛5500大卡动力煤长协价。
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