多方激活电价改革 (7)

2009年03月23日10:55

　　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。

多方激活电价改革 (8)

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　　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。

多方激活电价改革 (9)

2009年03月23日10:55

　　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。

直购电试点：电价改革的样本意义 http://www.jrj.com 2009年03月30日 02:12 中国经济时报

　　今年全国两会，温家宝总理在政府工作报告指出“要推进资源性产品价格改革。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。”

　　这是政府工作报告第一次对电价改革作出明确表述并被列入2009年的改革目标，表明电价已经到了非改不可的地步。当下，输配电价和销售电价的改革问题更是电力改革的深水区，已徘徊多年难以推进。

　　为了厘清输配电价，国家电监会一直推行大用户直购电试点，吉林炭素公司与国电吉林龙华热电公司于2005年3月在全国率先进行试点。在当前电价改革重启的背景下，其试点经验备受行内关注。

　　大用户直购电是指电厂和终端购电大用户之间通过直接交易的形式协定购电量和购电价格，然后委托电网企业将协议电量由发电企业输配终端购电大用户，并另支付电网企业所承担的输配服务费用。

　　3月17日—21日，中国经济时报记者前往吉林省长春市、吉林市相关单位采访，探寻试点对电价机制改革的样本意义。

　　■本报记者 范思立

　　初春3月的松花江面还未完全消融，但是隔江相望不足5公里的中钢吉林炭素公司与吉林市龙潭热电厂，却打破坚冰在全国率先进行直购电试点。

　　吉林点对点模式

　　仍然是“ST”（连续三年亏损被特别处理）的吉林炭素刚刚发布业绩预告，预计2008年度净利润约900万—1100万元。

　　吉林炭素公司装备部设备管理处处长彭怀彰接受中国经济时报记者采访时表示：“老国企吉林炭素是全球第四大炭素产品制造商，其电费占总成本的20％，近年来一直为电价上涨和电费增长所困扰。“若是把电费的高额增长减去，吉林炭素才有利润，直购电节省的耗电成本对吉林炭素的意义正在于此。”

　　国电吉林龙华热电公司计划营销部主任李军在长春向本报记者介绍，在电力需求不旺和吉林炭素经营困难的情况下，两家于2002年第四季度开始协商，积极争取直供电。李军当时正供职于吉林龙华热电公司的下属企业吉林市龙潭热电厂，他称自己为“直供电试点的始作俑者”。当时，用户的出发点就是要降低电价，而发电企业则希望开拓用电市场。

　　于是，吉林省于2003年10月向国家电监会提出开展直购电申请；2004年4月，国家电监会等联合印发了《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》（简称电监会17号文）；2004年9月电监会、国家发改委原则通过吉林直购电试点方案；2005年3月，吉林炭素、吉林龙华热电公司、吉林电力公司签订合同，全国首家大用户向发电企业直购电试点正式启动。

　　在2005年直购电方式下，吉林炭素购电成本每千瓦时节约4分钱左右，签署直购电协议前，购电价格约为0．45元／千瓦时；签署直购电协议后，购电价格约为0．41元／千瓦时：其中支付给龙华热电公司发电费用0．253元／千瓦时，支付给电网公司输电费用0．127元／千瓦时，代收代缴政府性基金为0．026元／千瓦时。

　　合同一年一签，三家企业再次协商，约定2009年全年合同电量为4．723亿千瓦时，吉林炭素购入吉林龙华电量的价格为0．3205元／千瓦时，而电价调整后目前吉林省火电标杆电价为0．3654元／千瓦时，委托输电服务价格为0．1435元／千瓦时，代收代缴政府性基金为0．032元／千瓦时，合计电价为0．496元／千瓦时。

　　彭怀彰对本报记者说：“吉林炭素用电负荷平稳，年用电量保持在4．5亿—5亿千瓦时，每年可以节约成本约2000万元。”

　　西南证券电力行业分析师陈毅聪向本报记者分析认为：“大用户直购电试点对发电企业来说，相当于以价换量，通过电价优惠换得市场份额，用电户所得的电价优惠主要来自于发电企业让出的利润，电网利润基本没有被侵蚀。”

　　电监会输电监管部一位官员向本报记者指出，在供大于求的市场条件下，通过市场机制让发、用电企业直接交易，加上电网企业适当地降低输配电价格，可以在一定程度上降低用电企业成本，增加企业竞争能力，启动一部分沉淀的存量电量空间，鼓励企业扩大产能，增加电力消费，并有利于提高部分发电企业利用小时数。

　　试点开花

　　在吉林试点同时，2003年广东省向国家电监会也提出了开展直购电的申请。2006年11月，广东台山市大用户直购电试点启动。广东台山直购电试点采用一点对多点模式，台山发电厂与6家试点大用户直接见面进行交易。

　　上述电监会官员向本报记者介绍，试点实施后，广东电网对台山发电厂和试点大用户有关设备的调度管辖方式不变，试点大用户与台山电厂之间的电费，由电厂按价委托电网公司收取，由电网公司与电厂一并结清。

　　2008年，国务院《关于支持汶川地震灾后恢复重建政策措施的意见》明确，在灾区实行直购电试点，随后四川迅速出台了《四川省电力用户向发电企业直接购电试点办法》。

　　四川设立了直购电的最高及最低限价标准：水电厂最高限价为批复上网电价（执行丰枯浮动后，下同）的85％，火电厂为批复上网电价的95％；水、火电厂的最低限价均为批复上网电价的50％。四川获得此番优惠政策的企业一共78家，主要集中在多晶硅、钒钛、电解铝深加工、氯碱、碳素、黄磷、电石、钢铁等企业。但四川省同时表示，对“当年不能完成节能、环保、产品单耗指标等，达不到国家、省和行业要求的企业，次年不能参与直购电试点。”

　　进入2009年，国家推进直购电试点的力度明显加大。3月初，国家发改委、工信部和电监会、国家能源局四部门联合发布通知，将在15家铝厂开展电解铝行业直购电试点。电解铝行业一直是耗能大户，电力成本占整个电解铝生产成本的近40％，不过通知指出，入围直购电试点的电解铝企业，必须符合能耗水平高和低污染的要求。

　　相隔几日，国家发改委、电监会、国家能源局三部门又下发了清理优惠电价的通知，要求各地对高耗能企业实行优惠措施的，要在3月15日之前全面停止执行。

　　在陈毅聪看来，此次直购电试点能够成行，主要得益于国内电力需求不足，已经有很多电解铝企业享受到了地方的电价优惠政策，此次直购电试点很可能是把过去的地方电价优惠合法化。

　　而且，一些地方的电力多边交易纷纷启动。2008年11月，内蒙古开始在自治区范围内启动电力多边交易市场，即多个电厂和多个用电企业同时在一个交易中心进行交易，电厂和用户各自报价，由交易中心对报价进行处理后，达成交易。内蒙古宣布，将对符合国家产业政策和环保要求的铁合金等企业推行生产用电多边交易价格。按此价格，每千瓦时电价下调0．04元至0．08元不等。

　　陈毅聪认为，在目前用电需求疲软的情况下，一些省份存在利用多边电力交易平台合规地给予高耗能企业优惠电价的现象。

促动电价改革？

　　电监会这位官员明确表示，直购电试点是对现有电力销售机制的一种改革尝试，目的在于打破电网企业独家买卖电力的格局，在发电和售电侧引入竞争机制；同时有利于探索建立合理的输配电价形成机制，促进电网输配分开，使终端用户进入电力市场，促进建立开放的电力市场。

　　吉林电力交易中心副主任张云峰接受本报记者采访时说：“我不推崇直供电模式，这种模式只是给用电企业降低了电价，发电企业增加了运行小时，我始终认为这是在用电需求疲软情况下的权宜之计。”他表示，这个政策有可能随着经济的复苏而取消。

　　而谈及大用户直购电的意义，李军的理解则不然：“大用户输电线路电压等级比较高，线损较小，按照平均输配电价核算，存在交差补贴，即大用户交叉补贴了如居民用电和农电。然而，现在电网的输配电价包含了很多部分，即非输电成本在里面，不是输电价格的有效成本。如果大面积进行直购电，大用户肯定会向电网施加压力厘清输电价格，剔除设计、建设等辅业和多元化产业在输电价格中的成本，从而推动输配价格分开。”

　　对此，张云峰表示，大用户直购电并不能够促进输配电价的分开，对今后的电价机制改革并不是很明朗，但是可以促进电力交易向市场化迈进。

　　障碍

　　李军对记者说：“试点这么多年，好多问题解决不了，所以好多问题无法推开。其一，在输配价格上大用户补贴了小用户，如果推广大用户直购电，谁来补贴农电和居民用电，现在恰恰相反，大用户电费高，居民电费低，这个问题解决不了就很难推开。其二，输配电价的非有效成本必须剔除。”

　　电监会的这位官员也坦承，尽管直接交易试点工作取得了成效，但是我国进一步开展大用户直接交易工作仍面临着较多障碍和困难，包括法律法规不完善、各方面认识分歧、电价改革滞后、存在信用风险、市场机制不完善、技术条件不完备等方面，需要深入研究和合理解决。

　　这位官员表示，大用户直接交易涉及电价体系的总体改革，而我国电价改革总体上滞后于其他改革进程。首先，大用户直接交易是用电企业和发电企业达成购售电协议，其交易的实现必须依靠电网的电力传输和系统的安全服务。大用户直接交易不仅需要购售双方通过市场机制确定交易价格，还需要有合理的输配电价以及辅助服务价格来保证交易的实现，而目前我国还没有独立的输配电价和辅助服务价格体系。

　　其次，电价长期以来是我国政府宏观控制的一种调节手段，现行电价体系考虑了较多的政策因素，形成了严重的交叉补贴现象，其中大工业用户补贴居民和农业用户是重要内容，取消或改变这种交叉补贴需要对电价体系乃至整个价格体系的改革做通盘考虑，需要由政府政策决定。

电价改革帷幕重启 煤电联动仍是主愿则 http://www.jrj.com 2009年03月30日 02:13 中国经济时报

　　■本报记者 范思立

　　今年温家宝总理政府工作报告中提到要适时理顺煤电价格关系，以此为契机，电价改革的大幕重新开启。

　　然而，厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强3月28日接受中国经济时报记者采访时表示：“我对电价机制改革表示谨慎乐观，虽然总理的政府工作报告明确提及电价改革，但是没有时间表，现在连已有的煤电价格联动机制都执行不到位，更不要谈其他。”

　　理顺煤电关系

　　中国能源网信息总监韩小平向本报记者表示，业内极为关注的2009年煤炭产运需衔接会以破裂收场，虽然此后双方多次谈判，目前仍无结果，“计划电”与“市场煤”之间的矛盾已到了难以调和的地步，再次凸显进行电价改革的必要性。

　　电价改革是电力体制改革的核心任务，这在2002年国务院批准的电力体制改革方案中已有明确表述。而且，国务院2003年出台的《关于印发电价改革方案的通知》指出，电价改革的长期目标是在进一步改革电力体制的基础上，将电价划分为上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价；发电、售电价格由市场竞争形成；输电、配电价格由政府制定。同时，建立规范、透明的电价管理制度。

　　韩小平表示，现在电力体制改革陷于停滞，电价改革亦裹足不前。由于煤电联动政策的实施，倒逼电价逐年把煤价顺出去，导致电价政策在计划的道路上越走越远。他调侃：“煤电联动机制实质上成了煤炭和电力轮番涨价的机制。”

　　而中电联秘书长王永干认为，目前煤炭需求下降，国际煤价也下降了，千万不要挑起煤炭价格的又一轮上涨。目前最主要的矛盾还是先解决火电企业能够维持简单再生产的矛盾，首先煤炭价格没有控制，煤电关系没有办法疏导；其次电网企业今年也开始陷入亏损，应当把煤炭价格控制在合理水平，再把电价适当进行疏导。

　　国务院发展研究中心产业部研究员钱平凡对本报记者说，今年初出现的煤电僵局，实际上是发电行业在为“生存”而争，而煤炭行业则是为“效益”而争，这也是电煤价格博弈中双方现实地位的真实反映。目前大多数发电企业面临资金链断裂、生产难以为继的境地，如果今年电煤价格仍然呈上涨态势的话，许多发电企业将难以生存下去。

　　平安证券煤炭行业分析师陈亮认为，在目前的经济形势之下，很多电力企业寄希望于能够收购煤矿或者能够和煤矿联营来降低自己的燃料成本，这样的做法并不可取。原先投资在电力的企业也因为电厂利润过少或者是亏损，逐渐将投资转向相对利润较多的其他行业。长期从事电力生产的企业在此时盲目转向其他行业投资，未必能够获得比较理想的回报，电力企业还是应该做强主业。

　　坚持煤电联动

　　国家发改委宏观经济研究院能源经济研究所研究员吴钟瑚表示，目前应该还是要坚持煤电联动的原则，在电价没有放开、煤价已经放开的情况下是必需的，但是由于价格扭曲后，煤价上升是无序的，导致电价要背负很多涨价带来的因素。要想弥补电力企业的亏损，就要大幅度地涨电价，这又是经济运行稳定所不允许的，所以煤电联动实施不下去的原因在于上游价格失控，造成煤电没有办法进行联动。

　　“煤电联动原本要求煤价上升5％，连续6个月就要联动，而去年的情况是上升了50％。”林伯强对本报记者说，煤电价格联动可以参考目前国内成品油定价机制，以20天为周期进行联动。

　　林伯强坚持认为：“如果连煤电联动都不愿意的话，那改革就更难推行，要理顺煤电关系，先要联动起来。至于电力行业改革，我的建议是，如果价格不改，那干脆就什么都不要改，因为所有实质性的改革都会牵涉到价格。”

　　对此，秦皇岛市煤炭运销协会副理事长李学刚则表示，现在应该有新思路，应该先从电价改革入手。原来煤电联动那套机制完善的结果也不会太理想。现在电价没有进行市场化，纯粹联动不能根本解决问题。在电价逐步市场化的时候，可以适当地对煤炭价格进行调控。

　　多边电力交易

　　电监会研究室一位高工向本报记者透露，电监会正在酝酿一份新的电价机制改革方案，新方案将积极推动大用户与发电企业多边交易，推动大用户直购电试点工作。

　　但是在韩小平看来，电力多边交易试点，是地方政府迫于发电能力过剩的压力，而试图推动电价改革的尝试，并非真正意义上的多边交易，因为其交易价格并不是由市场竞价而来，而是政府安排的。

　　这位高工指出，2002年电力改革之后，发电侧市场已引入竞争，而输配售电市场还没有放开，使得电力市场仍然只有电网公司一个购买者，缺乏竞争。

　　对此，国家电网对大用户直购电等交易方式持谨慎态度。国家电网新闻处副处长刘心放对本报记者表示，国家电网积极支持电力体制改革，主动创造条件，加快完善交易规则和办法，在建立规范电力市场的前提下，应先做好试点和立法工作，有序推进大用户直购电工作。

　　同时，国家电网也曾向国家发改委表示过：在目前国内法律法规、市场化水平和价格体系等环境下，开展大用户直购电将带来诸如交叉补贴、电网安全、电量电费计算结缴和行业不公平竞争等问题和矛盾，尚不具备大面积开展的条件。

　　大用户直接交易给予用户自由选择发电厂的权力，并可以由双方协商定价，与其相比，在未开展发电侧竞争的情况下，代表中小用户购电的电网企业没有选择权，仍需按照政府制定的上网电价从发电计划购电，并按照政府定价向中小用户供电，这种安排将带来中小用户与大用户之间的不公平；其次，在大用户直接交易开展初期，在制定了统一的大用户准入条件后，由于市场建设尚未完善，如果仅允许部分符合准入条件的大用户开展直接交易，也将造成同类型大用户间的不公平竞争。

　　输配电价分开？

　　国家电监会价财监管部主任邹逸桥说，当前我国还没实现输配分开，输配环节还没有做到独立核算，也没有独立的输配电价，严重制约了电力的跨省跨区交易和资源的优化配置。因此必须尽快建立起跨省跨区的输配电价，同时大力推动大用户直供电试点工作的开展。改进和规范输配电价管理办法，形成合理的定价和调价机制。

　　在上网电价方面，中国近年采取的是平均成本定价。2004年，中国按价区分别确定了各地水火电统一的上网电价水平，并事先向社会公布。新建发电项目实行按区域或省平均成本统一定价，即标杆电价。标杆电价政策的出台，摒弃了2004年以前按照补偿个别成本的原则定价的模式，开始按照区域社会平均成本实行统一定价，不再实行一机一价。不过，下一步竞价上网的改革试点，近年进展并不顺利。

　　虽然国家发改委近期出台了输配电价标准。不过，韩小平认为，上述问题使得实际执行中，输配环节所收取的费用要远高于标准。而跨省、跨区域电能交易价格和峰谷、丰枯电价政策，是电网盘剥发电企业的又一途径。

　　有关方面的调查表明，跨省的交易规定不明确、不合理，交易中存在着上网电价偏低、电网收取费用偏高的问题；峰谷、丰枯电价政策不尽完善、合理，不同程度地降低了发电企业上网电价水平；新建发电机组试运营期间上网电价较低，不足以弥补变动成本，而且试运行时间普遍较长；此外，可再生能源发电价格、接入工程价格及电价附加补贴支付等政策也还有待研究完善。在销售环节，销售电价偏于僵化。这种基于计划定价的方式，难以有效调节电力供求关系。

　　从输配电价看，要尽快建立独立和合理的输配电价机制；尽快实施电网的主辅分离和主多分离改革，解决输配电主业、辅业和混业经营问题；理清资产和成本，使得输配电成本真实可控。

　　而中电联一位刚刚从北欧考察回来的专家认为，输配不一定要分开，因为输配分开后的最大问题在于无法做到同网同价，因为配网之间的经济性相差很大，有的配网独立出来是亏损的，有的配网单位资产售电量高，单位资产用能少，盈利能力就强，反过来在落后地区，同样的资产，售电量少，用能也多，成本就高，如果输配全部分开后，配网就不是一个价格，这样到终端的价格就不一样了。

国家严控销售电价 煤电矛盾速战速决2009年04月02日01:02 来源：东方早报 　　东方早报记者李晓辉

　　3月31日，国家电监会正式发布了《供电监管办法（试行）（征求意见稿）》（下称《办法》）。

　　《办法》规定，供电企业应当严格执行国家电价政策，按照国家核准的电价或市场交易价向用户计收电费。

供电企业将不能自定电价、擅自变更电价、擅自在电费中加收或者代收国家政策规定以外的其他费用。此外，国家电监会还发布专项通知，要求推进电解铝行业的直购电试点工作。

　　销售电价的确定，是为缓解中国煤电矛盾铺路。为解决煤电之争,国家高层协调部门在计划出台折中的电煤协调方案的同时,还在酝酿启动煤电价格联动方案,最大的可能是先上调销售电价。

　　今年政府工作报告中明确提出，“要推进资源性产品价格改革。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。”随后，电价改革开始逐步推进。业内人士认为，电监会出台《办法》只是第一步，规范了电力市场末端的销售环节，可能是今年电力改革新思路下具体方案的执行。

　　《办法》规定，供电企业与上网发电企业结算电费也应按照有关电价标准和规定。供电企业不得自立项目或自定标准收费，对国家已明令取缔的收费项目，不得再向用户收费。供电企业应用户要求对用户产权的电气设备提供有偿服务时，应执行政府定价或者政府指导价。

　　按照原电力改革方案的安排，需要走过“厂网分开、主辅分离、主多分离与输配分开”四步，但是只走了前面两步后就未能继续推进。长期存在的“煤电矛盾”和“输配”矛盾未能有效解决。

　　电力行业人士表示，电力改革是很多问题搅在一起，电网企业没有进行主辅分离，输电成本和配送电成本无法分清，必须把垄断环节和竞争性环节分开，再核算垄断环节的真实成本，其他竞争性环节则完全放开。在输配完全分开之前，可以先按电压等级划分不同的环节，核算每一个环节的真实成本，形成指导价格，再逐步推进输配分开。

　　根据该征求意见稿，供电企业应当向从事电力交易的主体公平、无歧视开放供电市场，电力监管机构将对供电企业公平、无歧视开放供电市场的情况实施监管。

　　另有消息称，国家目前正加紧调研煤电双方并着手制订方案外，国家发改委近期可能会出台一个“煤价上涨4%”的协调方案。据中电联内部相关人士介绍，与国务院研究室合作的电煤调解方案报告，目前还在修改，预计本月国研室将能出一个最后协调方案。

大用户直购电或成电改方向 http://www.jrj.com 2009年04月02日 05:20 中国经济时报

　　本报记者 王松才

　　电价改革势在必行

　　“现在的当务之急就是让煤电价格联动机制真正‘动’起来，不然，搞电力改革没有用。”3月31日，厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强在接受中国经济时报记者采访时说。

　　煤电联动政策始于2004年年底。当时国家规定，以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5％，便将相应调整电价。

　　林伯强认为，当下，已有的煤电价格联动机制并没有执行到位，如果煤电价格联动机制真正做好了，整个电价机制的雏形就会出现了。

　　“假如煤电价格联动机制中，煤炭价格波动规定周期再缩短的话，其实跟目前的成本性价格调整是没有什么区别的。”林伯强告诉本报记者，例如把煤电价格联动周期改为2个月，那么基本上就跟成本性调价是一样的了。

　　当下，煤电矛盾空前突出，五大电企迄今为止还没有签订今年的煤电合同。电企亏损严重，煤企也叫苦不迭，连电网也称自己成了“电老鼠”，开始了“节约一张纸、节省一度电”的苦日子。

　　显然，煤电矛盾也引起了中央的关注。3月5日，国务院总理温家宝在十一届全国人大二次会议上作政府工作报告时指出：“2009年将推进资源性产品价格改革。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。”这是政府工作报告第一次明确地指出，要进行电价改革，理顺煤电价格关系。

　　此外，在2009年初召开的电力监管工作会议上，电监会明确提出今年工作的具体任务之一，就是加快电力市场建设，积极推动大用户直接交易，进一步深化大用户直购电试点，扩大交易范围和规模。种种迹象显示，电力市场化改革势在必行。

　　说不清楚的电价机制

　　“输配成本、发电成本我也说不清楚，好多成本我都不清楚。”中电联一位资深专家近日向中国经济时报记者透露，目前，发电成本、输配成本到底是多少，是如何构成的，很难搞清楚。有业内人士称，中国的电价机制堪称世界上最复杂的电价机制。

　　2003年以来，国务院颁发了《电价改革方案》，国家发改委也出台了《电价改革实施办法》，明确了发电、售电价格由市场竞争形成，输配电价格由政府制定的改革方向。但是，受多种原因影响，电价机制改革进展缓慢，电价仍然由政府统一制定。电价总体水平低、形成机制不合理的矛盾非常突出。一厂一价，甚至一机一价的上网电价，一直没有独立的输配电价，交叉补贴严重的销售电价，共同构成了“世界上最复杂的电价机制”。

　　“输配电价目前面临的问题就是如何算清楚账，输配电价一直是个老大难问题。”厦门大学林伯强对本报记者表示，要想真正把输配电价定清楚的话，就一定要把电网政企分开，电网公司必须要以企业的形式出现，而不是半政府半企业的形式。

　　同时，林柏强认为，“同网同价”理论上应该是政府的责任，而不是企业的责任，但是政企分开前这个问题是解决不了的。因为成本不一样，城乡同网就不能同价，现在的电网既要担负政府的责任，又要担任企业的责任，政企不分导致问题矛盾重重。

　　“建立电力市场、发电企业的竞争机制，让用户和电企直接交易，逐步放开用户侧，这样市场就会逐渐放开；逐渐培养多元购电主体，该控制的控制住，该放开的放开，同时政府要加强监管，只有体制建立好了，才能解决诸多矛盾。”中电联的一位资深专家告诉本报记者。推进这些改革中也可能会出现诸多问题和矛盾，但必须在改革当中去找解决问题的办法。

　　直购电或成方向

　　当下，输配电价和销售电价的改革问题已成为电力改革的深水区，已徘徊多年难以推进。

　　为了厘清输配电价，国家电监会一直推行大用户直购电试点。有消息称，继吉林、广东台山以及四川相继试点直购电之后，日前国家发展和改革委员会、工业和信息化部、国家电监会、国家能源局联合印发了《关于开展电解铝企业直购电试点工作的通知》，将选择15家符合国家产业政策、具备直购电条件的电解铝企业开展直购电试点工作。

　　大用户直购电是指电厂和终端购电大用户之间通过直接交易的形式协定购电量和购电价格，然后委托电网企业将协议电量由发电企业输配终端购电大用户，并另支付电网企业所承担的输配服务费用。

　　“现在大用户直购电只是在进行试点工作，试点面积还是比较小。如果放开或者大力推进大用户直购电，或许是启动用电需求的好方法。”上述中电联专家对本报记者表示，用电侧需要逐步放开，政府应该管住中间，放开两头。

　　上述中电联人士还给本报记者举例说明，安徽有一个电厂，附近就是一个用电大户，距离只有几百米，也有输电线路，然而电网非要电厂先上网，然后加上自己的成本和利润后，再配送给用户，这样下来比用户直购每度电要高一毛钱左右。“其实人家用户就算自己直接架个线路过去也要不了多少钱。”

　　有业内人士认为：大用户直购电行为的现实意义在于促进合理价格机制的形成、促进合理市场竞争机制的建立、保证下游高耗能行业电力用户中的先进产能从国家政策中受益，并有助于淘汰电力行业落后产能。

　　直购电的推广对于整个发电、输配电、用电产业链的竞争格局、利益分配格局都会产生明显影响。在直购电范围、规模不大时，盈利在发电、用电行业间转移的规模是较小的。如果直购电在所有行业的大用户中推广开去，那么行业的竞争格局将被极大改变，发电、用电行业中的先进产能将充分受益。此外，大用户直购电也并不一定意味着电网企业的收入、盈利能力受损。

　　对于推行直购电的意义，也有电力科学研究院专家指出，第一步电改是打破发电垄断，第二步电改的核心就是打破电网垄断。而大用户直购电以公平开放电网为基础，以供需直接见面为主要特征，以确定合理的输配电价为核心，能够积极培育市场主体，促进形成科学合理的电价机制。