国家电网缺席电改研讨 输配电价十年难算清

近期国家发改委召集有多家企业参加的电力体制改革研讨会，听取电力企业对输配电等改革方面的意见和建议，五大发电集团均到会，在这场主题是“售电侧”如何参与电力体制改革的研讨中，作为电力销售体制重要环节的国家电网，并未列席。

以直购电为突破的电改“遇冷”背后，是发电集团、电网和用电企业之间的利益角力。而眼下直购电缺乏长效机制和输配电价核定的滞后是目前电改进展缓慢的重要因素。

在五大电力集团的角度，目前直购电的价格往往低于普通销售电价，基本与上网电价持平，甚至低于上网电价。那么他们为什么还要大费周章地自己找客源、签合同参与直购电？

如果梳理电改历程就会发现，其实直购电推进已经有10年，但进展最迅速的就是2012年与2013年。而这两年恰恰也是宏观经济整体下行，社会用电量增速明显放缓的两年。也就是说：电，从以往的供不应求开始转变为供求平衡，甚至是供大于求。

在中国，和电价紧密相关的是煤价。2012年之前，电力企业的主要原料煤炭正处于“黄金十年”，煤价高企，发电成本高企，发电企业自然无动力推行直购电 ，而更愿意按照国家规定的上网电价卖电给电网。

转折点出现在2012年之后。从2011年到2013年的煤价变化数据就可以看出，2012年动力煤市场的“跌宕起伏”：整个环渤海地区港口平仓的发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格显示，2013年10月9日和2011年10月19日的平均价格相比，发热量5500大卡动力煤的综合平均价格由847元/吨下降到530元/吨，下滑317元/吨，跌幅达37.4%。

煤炭价格快速下滑，发电企业的成本明显地降下来了，按照2004年国家建立的煤电联动机制，上网电价自然应该相应下调。

但是该机制碍于“让长期承受高煤价的电企喘口气”的想法迟迟未能启动。2012年底，国务院出台了《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》（以下简称《意见》）规定，“继续实施并不断完善煤电价格联动机制，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。”

按照煤价下降80元测算，电厂如果消纳10%，那么下调的电价需要抵消煤价下降72元给企业带来的收益。2012年，全国供电耗煤率为321克标准煤/千瓦时，火电厂用电率为6%，据此测算火电企业发电耗煤率为302克标准煤/千瓦时，以5500大卡动力煤为例，煤价下降72元给火电企业带来的新增收益，相当于电价上涨2.77分/千瓦时。也就是说，按照煤价变动收益补偿法测算，如果启动煤电联动火电企业上网电价每千瓦时需要下降2.77分。但是事实上，2013年没有哪个省份的上网电价下调了如此大幅度，而是基本保持未变的水平。

显然，虽然成本低了，但上网电价也没有相应调低，这原本是发电企业“最好的时代”。但偏偏随着煤炭价格下降的还有全社会尤其是工商业用电需求的下降。发电企业更愿意多发电，却没有人买，“最好的时代”变成了“最尴尬的时代”。