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是时候进行电价改革了！
日前，《投资者报》从电监会获悉，此次由发改委牵头的电价改革主要拿电网开刀，重点改革输配电价，具体实施 “三步一网”战略。第一步自上游着手，调整发电企业与煤企之间的市场对接，理顺煤电联动机制；第二步，力改中游电网，主抓输配电价，使输电、配电业务在财务上实行独立核算；第三步着眼于下游用电企业，加大直购电试点范围与规模；与“三步”战略同时进行的还有“一网”战略：即加大特高压电网建设，从“输煤”为主变为“输电”为主。
中电投集团总经理陆启洲“两会”期间透露，有关电价改革和资源税改革方案已制定完成，正在讨论，时机一到就会正式出台。他同时表示，“当前电价机制改革并不意味着销售电价上涨。”
3月5日，温家宝总理在政府工作报告中指出：“2009年将继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时理顺煤电价格关系。”
这是中国政府工作报告中第一次对电价改革作出明确表述。而这距离政府第一次发文进行电力改革已经过去了整整7年。
2002年2月10日，国务院印发《电力体制改革方案》，吹响了电力体制改革号角。通过资产重组，发电企业与电网正式分家，前者下设华能、大唐、华电、国电、中电投五家集团公司，后者拆分为国家电网和南方电网两大阵营，2002年12月29日，七家企业正式挂牌。
然而，改革刚开局就陷入停滞。七年过去，电力行业不但未达到预期市场化效果，而且形势进一步恶化，利益冲突愈演愈烈：煤、电矛盾不断升级、电企与电网互相指责、电企盲目扩产；电网一家独大以及销售电价只升不降。
不管是电力机制层面的改革，还是各产业环节的调整，均是围绕价格机制展开。但电价机制目前已经扭曲，“市场煤”与“计划电”两套价格体系间的矛盾在2008年发展到极致：煤炭涨价，五大发电集团陷入亏损，电网在略有盈余的情况下也连连叫苦，电价改革的呼声再度高涨。
煤电联动：电企内控更重要
2008年，由于煤炭价格随全球资源价格快速上涨，发电企业成本大增，以大唐发电和华电国际为例，2007年煤耗成本占剔除折旧摊销后的营业成本的比重分别为80.3%和82.9%。按1吨煤发电2000度计算，每吨煤上涨20元，每度电价上涨约1分钱，而上网电价受政府管制，发电企业因此陷入巨亏。发改委公布的数据显示，2008年前11个月，火电行业利润为负392亿，与上年同比减盈增亏996亿。
在此背景下，2008年底以来重点电煤购销合同谈判陷入僵局，完善煤电联动也因此成为电价改革的第一步。
电监会将采取两手措施疏理煤电联动：一是与上游煤炭企业协商电煤价格；二是调整发电企业内部机制，以缩减成本并提升效率。
对于电煤价格，中电投集团总经理陆启洲认为，国际煤价连续下跌，国内煤炭需求也在下降，煤价理应下调。这使得此次煤电联动的理顺具备了条件和空间。而广发证券报告测算：如果煤炭价格下降5%，发电企业净利润将上升17%。
煤电联动另一措施是缩减发电企业成本，调整发电企业内部机制，这是更为重要的一步。因为煤价上涨不是发电企业亏损的唯一原因。五大发电集团组建七年以来，不但没有实现当初市场化的竞争预期，而且机构庞杂，人员众多，市场化程度低。
更为重要的是，五大发电集团近年一直在盲目投资和扩大规模。尤其是山西、陕西等产煤较多地区，电厂遍地开花。同时，为了扩充自己的发电能力，各发电企业盲目上马大型机组。
华能国际内部人士告诉记者，近四年发电企业每年新增机组约1亿千瓦，远远大于用电需求的增长。大机组发电水平提高，虽然可以降低能耗、节约人力成本，但是并不一定带来相应效益，由于环保要求，发电企业需要脱硫，而脱硫所需大量昂贵的石灰石，一吨成本数百元，而这项投资是没有回报的。
在发电装机大增的同时，用电量并没有相应增长。去年10月份，全国工业增加值增速连续两个月低于10%。而全国电力需求当月开始首度出现负增长。用电量的下滑直接导致了发电量和利用小时数明显下降。
据陆启洲介绍，2008年我国新增发电装机在9000万千瓦左右，发电装机容量增长约12%~13%，但用电增长仅为3%~5%，他表示，如果2009年用电只增长3%，那么发电利用小时数将下降10%。
电企另一弊端是机构臃肿，人员过多。华能国际扣除折旧摊销后的主营业务成本从2003年的50%上升至2007年的67%，相应的净利率则从2003年的24%下降至2007年的13%。虽然2007年的营业收入已经比2003年提高了1.15倍，但净利润却只提高了13%。盈利下降的原因，显然也不仅仅只是煤价问题。
因此，此次借理顺煤电联动，可能涉及进一步限制发电企业上马大型机组，并对各地重复建设的电厂资源进行整合，之后，再考虑上网电价的调节。
具体联动方面，则可能要考虑两重联动，不但将建立单列燃运加价的煤电联动机制，同时还建立销售电价与电力生产成本联动的销售电价机制。为了更好的贯彻，煤炭的燃运加价可能会在销售电价中单独列出，而燃料成本将在上网电价中单列出来，从而实现销售电价随燃运价格变化而同步联动。
煤电联动是电改系列的第一步，预计将在今年4月~5月前后推出。
破除电网垄断：
输配电价是核心
在上游煤电联动理顺后，必然涉及到上网电价环节和与之相关的中游电网。目前电网分国家电网和南方电网，且收入固定——即销售电价与上网电价的价差。
具体来讲：电网以每度电0.2~0.34元的价格从发电企业买电，并以每度0.5~1元的价格卖给下游用户。电网每千瓦投资仅为水电站的8~12分之一，火力发电厂的5~7分之一。
对此，国家电网内部人士却表示，“2008年国家电网利润总额仅为96.6亿元，相比2007年的470.98亿元大幅下降了75.9%。”3月10日，吉林省电力有限公司总经理张羡崇则表示，受制于电价未能理顺， 2009年国家电网预计亏损将达450亿元。
数据显示，从“一五”到“八五”期间， 我国电网投资仅为电源投资的1/ 8～1/ 4。虽然“九五”期间输变电投资占到了电力基本建设投资的24.2%，但投资比例仍然偏低，直接导致电网建设滞后、供电能力不足、经济效益低下等问题。
去年8月20日，国家发改委上调上网电价，平均每千瓦时提高2分钱，但销售电价未作调整，这被电网认为大幅影响其利润，并要求上调销售电价。
一边是稳定的高收入；一边却是利润偏低和亏损的预期。电网到底赚了多少钱？没有人知道。原因就在于输、配电价并不透明，没有公开的成本核算。
去年国家电监会公布《2007年电价执行情况监管报告》时就对跨地区电能交易中的“不公正、不透明、不合理”作了披露，被列为全国电价执行中存在的“突出问题”。
国家电监会总监谭荣尧公开表示，“从检查监管情况看，我国跨地区电能交易价格机制不合理、不完善，在交易中存在明显的上网电价偏低、电网收取费用偏高的问题。”以国内最大的发电企业华能集团为例，其2007年跨区域交易电量逾105亿千瓦时，但平均结算电价仅为241.29元/千千瓦时，这一价格远低于当年全国平均336.28元/千千瓦时的上网电价。
输配电价的透明化已势在必行。对此，电监会内部人士表示，输配电价改革是此次电价改革的核心内容，主要采取两手策略：一是对电网资产和成本进行财务独立核算，并分别核定输电电价和配电电价。输电电价要独立出来，为电力供需双方提供直接面谈的条件。先做好这一步，然后再算配电电价。具体核定方法是先确定有效资产范围, 即什么资产可以作为核定电网准许成本和准许收益的基础，然后再确定资产价值。
另一策略是加紧进行电网企业主辅分离改革。此次改革将渐次执行，针对辅业和主业在人员与业务上的双关联特点，重点是将电网旗下的施工企业、设备制造企业等辅业单位划归为竞争领域企业，让其全部走向市场，同时大力开拓完全市场化的业务。
电力改革的根本是要进行输配分离。“省为实体，输配分离”，先把配电交给地方，电价地方自己定。不过，此次输配电价核定后，可能暂时不完全分开，因为输配分开后的最大问题在于无法做到同网同价，配网之间的经济性相差很大。“但在运行一段时间后，输配分离最终仍要实现。”
而输配电价一旦规定，就将实施上网电价和销售电价的适当松动，即“抓住中间，放开两头”，这与当前“抓着两头，不管中间”的方式刚好相反。
电网公司的身份也由此发生变化，他们更像一个高速公路的运营商。“即用高速公路的收费办法，电力产品通过电网输送收过网费，根据输送的电能多少、距离远近、经过的时段等质量、技术指标收取过网费，至于过网费的高低由国家有关部门按照有关规定测算后确定。”这样一来，解决了两个以前不透明的问题：监管机构和用户有权知道定价依据；投资、运行者和用户可以知道总输电费用及变化情况，以便进行决策。
扩大直购电：央企、电企受益
电网输配电价的制定为下一步扩大用户直购电的实施提供了基础与依据。直购电也是此次电力改革的一项重要内容，目的是针对下游用电单位，通过电价实惠刺激用电量，以扩大内需。该举措已经提前试行，据称下一步将扩大试点范围。
3月6日，工信部、发改委、电监会和国家能源局联合发布了《关于开展电解铝企业直购电试点工作的通知》，遴选了15家电解铝企业进行直购电试点，总产能约为 429.2万吨，占市场份额的23.84%。
所谓直购电，即用电企业与发电企业直接谈判商定电力价格，不再执行统一的工业电价标准，使得用电企业用到更便宜的电价，从而降低生产成本。之前，这些没有自备电厂的企业用电都是按照国家标准“统购统销”，致使在经济危机情况下普遍亏损严重。
选择铝行业进行试点，是因为在铝行业内，电力成本占总成本的35%~40%。国内生产一吨电解铝平均要耗费1.45万度电，据此测算，电力成本每降低1分钱，每吨电解铝加工就能够节省145元。若一个电解铝企业一年用电超过50亿千瓦时，电价每降低0.01元都会使企业成本降低超过5000万元。
当然，随着直购电试点范围一起扩大的，还有发电企业的定价权。
除此之外，国家将在未来几年建设6条特高压线路。其中，国家电网负责四条，两横两纵；南方电网将建成两条。此举重在煤电输送结构的转变。但特高压一直颇受争议，在技术、污染、资金方面压力重重。
今年1月6日，首条特高压线——晋东南—南阳—荆门正式建成投运。一头是山西长治县，另一头为湖北荆门市，联接华北和华中电网，全长640公里，变电容量2×300万千伏安。国家电网北京经济技术研究院副院长胡兆光表示，“枯水期时从北方往南方送，到了夏天就反过来往北边送。而且，长治本身就位于晋东南煤炭基地，煤炭很丰富，火电的供给还可以往北边延伸到陕北、鲁西，输送后下网的供电也可以延伸到长沙、武汉，再到上海，发电、用电就形成了一个大网。”
国家电网新闻发言人卢健则表示，到2020年，通过互为备用、水火互剂所获取的联网效益，可以有效降低备用容量，从而减少装机容量约2000万千瓦，节约电源建设投资约823亿元；由于地区煤价差异，在全国联网方式下，北电南送的火电容量可以达到5500万千瓦，同各区域电网单独运行相比，年燃煤成本约降低240亿元；通过大规模区域间水火互济，可以提高径流式水电站在水电装机中的比例，降低电力建设成本。
卢认为，建设特高压电网还可以有效降低500千伏电网的短路电流，减少500千伏电网的改造成本。他测算，从目前到2020年的11年间，建成特高压电网在国家电网公司供电范围内的500千伏电网可以节约电网改造投资21亿~31亿元。
仍存三大悬疑
电价改革方案即将公布，但仍有三点悬疑。
一是仅靠煤价下跌，仍难补发电企业的亏损。方案提到要加大对发电企业成本和盈利能力的调节，但短期内难以见效，而且发电企业均属央企和国企，改革不能裁员，而且过度扩张的发电机组利用率不可能短时提升，因此这一改革可能涉及到上网电价的上调。一旦上网电价上调，将传导至其下游的电网企业，电网企业的手术也是水深利大，最终传导至销售电价的可能性也不是完全没有的。
如果坚持2003年煤电联动，结果就是涨价，将涨价变成合法化。加大这一可能性的还有，刚刚公布的2月份CPI和PPI出现双负，如果电力改革必须执行销售电价上调，当前无疑是最好时机。
第二个悬疑是，核定电网公司的资产难度异常大，涉及太多历史旧账和糊涂账。一方面是存在大量估价资产、在建工程中未决算的资产。尤其1999 年实行“两改一同价”改革过程中所接收的农村集体、个人投资建设的电力资产，由于时间紧、面广量大，对所接收的农电资产完全依据各村镇所填报的数量、价值进行接收，后来虽经评估机构进行清查评估后作价入账，但未进行全面核实，账面数据不完整, 账面价值与实际价值差别很大。
另一方面，电网公司的应收账款中包含了逾期难以收回的用户欠费，这部分电费已形成坏账。由于电网公司的欠费涉及面广，应收账款中所包含的坏账未及时核销，流动资产的价值得不到真实的反映，影响有效资产的准确性。
第三个悬疑是，直购电目前只针对高耗能的电解铝企业，这与国家节能减排政策背道而驰，而且试点对象仅限国有企业用电大户，民营企业被排除在外，其实国企已经大面积减产，而且不能带动就业，仅对其直购电难以振兴需求。
对此，中国能源网首席信息官韩小平也表示，美国1929年走出经济危机，与电力改革密切相关，罗斯福当时做的电力改革，就是禁止电力公司跨州经营，让各州政府可以监管，同时参与电力供应的保障，这样相应的电价政策、技术政策、投资政策全部发生了变化，带动了大量的民营企业参与投资。直购电下一波试点对象是否更加丰富，值得期待。
