“电价下调的事情今年上半年就在进行测算，各个省会分别算下调的幅度。”8月14日，原电监会研究室高级工程师、中国人民大学能源经济专业吴疆教授告诉记者。
此前国家发改委等有关部门对煤电联动已经进行了调研，目前基本确定在2014年重启煤电联动，全国上网电价预计将约有0.01元的平均降幅。不过，至于下调的具体时间和降幅，仍有待于发改委的文件确认。
然而，正是这一分钱的降幅，却遭到了发电企业的强烈抵制。如果在今年第四季度实施，根据2013年火电发电量4.19万亿千瓦时计算，预计影响火力发电企业超过100亿元的利润。
2012年年底，国务院在《关于深化电煤市场化改革的指导意见》中的规定：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。实际上煤电联动的条件早已达成，但迟迟不见实施。
电价是电改的核心，围绕电价调整，价格管制、定价体系、依赖行政程序等掣肘，中国电力体制改革亟需解决的问题一一浮出。
电价调整因省而异
据能源研究机构安迅思了解 ，已经有福建电厂从当地物价局得到消息，近期将下调火电上网电价，降价幅度在0.01元以内。此外，亦有江苏的电厂称电价下调属实，下调幅度在0.01元~0.02元之间。
上网电价有望下调的消息，记者也从吴疆等业内人士处得到确认。
“电价下调的幅度每个省份都不一样。”吴疆表示。
煤炭这两年价格大幅下跌，2013年年底国家发改委就将下调电价纳入调研工作中，但最终由于种种原因未能实现。在今年上半年，国家发改委重新考量适时重启“煤电联动”，在一些省份的电厂进行了调研，并提出让每个省份对上网电价下调的空间进行测算。
据吴疆称，目前下调的具体幅度尚未完全明确，全国也不会是统一的下调价格。这些具体内容仍有待于发改委文件的明确。
提及引发本次上网电价下调的直接原因是煤炭价格的连续下跌。8月13日，最新一期的秦皇岛环渤海5500大卡动力煤报于481元/吨，从7月份以来，这一指数即不断刷新着自其2010年10月发布以来的新低。
2014年年初，秦皇岛环渤海5500大卡动力煤价格为602元/吨，而在2013年年初这一指数为640元/吨。至今，煤价仅在2014年的价格跌幅就超过20%。
2012年12月25日，国务院发布了《关于深化电煤市场化改革的指导意见》(以下简称《意见》)，彻底取消电煤双轨制，并提出了要进行煤电联动——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。
多位业内人士也向记者表示，从国内煤炭价格的变动情况来看，煤电联动的客观条件已经具备。但是，虽然煤炭价格下跌了这么多，电价下调的幅度可能不会有预期的多，全国平均下调的幅度在0.01元/千瓦时左右。
“下调1分钱，相当于电煤的价格每吨下跌了30元。”安迅思煤炭行业分析师邓舜在接受记者采访时认为，现在煤炭的跌幅远不止30元，但电价下调的测算则比较复杂，预计1分钱的降幅也是一个综合平衡的结果。
电企利润受影响
“上网电价还要下调啊。”陕西榆林一家火电厂管理部负责人稍有惊讶，他向记者表示，公司在近期并没有收到上网电价即将下调的消息。
该负责人称，去年下半年，为了支持榆林的工业、吸引高耗能产业的发展，政府已经下文将电价每度下调了0.0386元，目前的上网电价为0.326元/度。这一价格已经明显低于全国0.45元/度的平均上网电价，所以他预计后期电价不会出现明显变化。
在中国能源网首席信息官韩晓平看来，这实际上已经是一种煤电联动，不过是地方先行一步。
采访中亦有火电企业向记者表达，企业现在盈利一般，而且相对于往年，现在企业需要在环保措施上投入更多资金，比如脱硫、脱硝、除尘，所以上网电价不应下调，一旦下调将对企业造成较大压力。行业平均水平，燃料成本约占火电企业总成本的70%~80%。
“现在煤炭价格下跌了这么多，发电企业还说不挣钱，那主要是自身的经营问题。” 韩晓平认为，综合目前电力企业的整体营业状况看，随着煤炭价格大跌，包括五大电力集团在内的多数电力企业的盈利水平都非常可观。对采取环保措施而言，这应当是企业分内的事情，不应和上网电价是否下调画上等号。
相关数据显示，对于一台常规火电燃煤机组而言，其参考电价的构成中，燃料费用占了56%，所以电煤价格的波动成为影响火电企业的经营状况主要因素之一。2013年五大发电集团利润总额达740.34亿元，创下近年来的新高。
本次如果上网电价下调，将会影响火电企业的利润。
2013年，中国火电发电量4.19万亿千瓦时。如果上网电价下调在2014年第四季度实施，预计将影响火电企业超过100亿元的利润，五大电力集团则预计在50亿元左右。
“安迅思此前进行过测算，电价下调1分，火电企业的营收和利润约会影响2%。”邓舜表示。
电改核心即电价
一分钱燃料成本的变化，为何就能牵动发电企业上百亿元利润变动？
“电价调多少、什么时候调，归结起来还是需要解决电价机制问题。”在韩晓平看来，上网电价应调不调、延期调整，行政审批存在的这些现象也说明现行的电价体制存在弊端。
此前中国能源研究会副理事长周大地也撰文称，目前电价完全由政府定价，而且有很多的社会性加价。即使煤炭价格出现波动，但销售电价则“不敢动”，这种情况下导致价格信号失灵、地方投资冲动。
2002年，中国启动电力体制改革，曾经出台两大纲领性文件，分别是《电价改革方案》和《电力体制改革方案》。
在电价问题上，曾提出了明确的改革思路：在稳步推进电力体制及电力市场改革的基础上，建立清晰的、分环节建立上网电价、输电电价、配电电价和终端销售电价的电价体系和相应的形成机制。同时建立规范、透明和高效的电价监管制度。
从目前的电价定价上看，上网电价和终端销售电价都是由政府管控，输配电价也并未独立。
吴疆认为，此前的改革主要是厂网分开，电网垄断进行一步加强。而对于电网方面的改革，电价改革的落实度更低。目前，销售电价被长期行政干预，交叉补贴问题严重，没有独立的交易中心，竞价上网没有实现。
在市场化进程中，这些问题也越来越严重，启动新一轮电力体制改革显得尤为迫切。
记者了解到，8月初，国家发改委再度召集专家讨论电改方案。亦有业内人士透露，《关于深化电力体制改革若干意见》有望在今年出台。新的电改，主要涉及售电侧改革、交易中心独立、固定输配电价和大用户直购电等方面。
在吴疆看来，电价改革最终应让输配电独立，销售电价定价权下放地方，提高电价透明度并完善，试点推行容量电价与电量电价的两部制，鼓励市场主体参与。
韩晓平认为，现在各地推行的“大用户直购电”，让发电企业直接对接用户企业，可以直接签订购销合同。这种做法，一定程度上破解了电网公司“独买独卖”的垄断格局，直接交易也能减少中间成本，让电价实现其作为价格的表价和调节功能。
但颇为尴尬的是，按照《电力法》的规定， 发电企业实际上不具备供电的资格和权利，这种做法实际又已经违法。
韩晓平告诉记者，1995年颁布的《电力法》实际上已经落后于目前电力发展形势，并对现实操作起到阻碍。所以推动电力体制改革，《电力法》的修改也亟须尽快明确。
(责任编辑：DF143)
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