年底电价估计再上调2-3分 补燃煤成本上涨压力

　　电价上涨需通盘考虑

　　年底电价估计再上调0．02－0．03元，以弥补部分来自燃煤成本持续上涨的压力

　　■关注资源类产品价格（2）■本报记者 范思立

　　自8月20日起，全国火力发电企业上网电价平均每千瓦时提高0．02元。

　　中国能源网信息总监韩晓平表示，提高电价是理顺资源性产品价格的重要步骤。他对中国经济时报记者说：“现阶段中国资源需求量越来越大，资源性产品价格扭曲对宏观经济的影响也就越来越大，资源性产品价格如果不理顺，就会带来对资源的过度需求。”

　　上调电价不足以弥补煤价上涨

　　光大证券测算，电价每上涨0．01元，可弥补电煤上涨28元／吨的成本上涨。两次上网电价平均上涨0．0374元／千瓦时，基本可弥补电煤上涨105元／吨的成本，但仍不足以抵消电煤价格上涨带来的成本上升。

　　“两次电价调整远远弥补不了煤价的涨幅。”9月1日，在华润电力第三季度财报发布会上，华润电力执行董事唐成如是说。

　　据聚源数据统计，沪深两市56家电力企业中，有26家电企上半年净利润亏损，亏损总额高达35．4亿元；有41家电企上半年净利润同比下滑，下滑超过100％的企业有22家。

　　根据光大证券测算的结果，上网电价须上调0．07－0．08元／千瓦时，电力行业才能恢复盈利。

　　唐成预计，“今年国家应该还会有一次加价的机会，年底电价再度上调的幅度估计为0．02－0．03元，以弥补部分来自燃煤成本持续上涨的压力。”

　　韩晓平认为，今年的电荒正是由于火电企业长期处于高煤价的背景下，并且无法将成本压力转嫁到下游，使得企业的生产积极性不高，两次提价政策应该会对提高供电量产生积极作用。

　　电价改革是关键

　　国务院发展研究中心产业部研究员钱平凡则表示，国内电价现状及存在的问题，主要还是受政策因素影响。他对本报记者说：“我国电力价格实行政府定价，仍是成本补偿型的定价机制，较少考虑市场供求因素，尚不能充分发挥市场机制作用。”

　　韩晓平对此持相同观点：“在电力企业巨亏之下，根本问题则是多年停滞不前而带来的制度性难题。”

　　现阶段，我国上网电价同网同质不同价。具体表现为：燃煤统调电厂与地方公用电厂上网电价不统一，燃煤统调水电厂与地方水电机组上网电价不一致，水电或火电机组因投产时间和收购主体不同上网电价又有差异。

　　我国电网经营企业输配电价水平偏低，目前销售电价中，发电企业的上网电价与电网企业的输配电价比例约为7∶3，而国外一般为4∶6。较低的输配电价不利于电网健康发展。销售电价类别多，而且不同类别的电价存在严重交叉补贴，未能体现出经济效率和公平负担原则。

　　韩晓平指出，我国电价改革的基本思路是：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、分环节的电价体系和相应的电价形成机制，同时建立规范、透明和高效的电价监管制度。

　　接受采访的专家建议，近期我国电价改革目标应该包括四个方面：一是建立适度竞争的上网电价机制；二是建立有利于电网健康发展的输配电价格机制；三是实现销售电价与上网电价联动，优化销售电价结构；四是具备条件的地区，在合理制定输配电价基础上实行大用户直供。

　　价格改革应周全设计

　　钱平凡指出，电、煤等资源性产品价格改革涉及面广，在推进电、煤等资源性产品价格改革过程中，改革具体方案的设计必须周全，同时必须建立一些相应的保障措施或补偿机制，妥善处理不同利益群体关系，充分考虑社会各方面的承受能力。

　　韩晓平说：“当务之急是要积极利用价格杠杆引导资源节约与合理利用。”如利用价格政策引导单机容量大、供电煤耗低的机组多发电，逐步淘汰单机容量小、供电煤耗高的小火电，鼓励能源利用效率高的热电联产机组的发展。

　　钱平凡更强调应该创造有利于推进资源性产品价格改革的外部环境。“目前资源性产品价格存在不少问题，改革也有相当的难度。”

　　最终解决资源性产品价格存在的问题，必须加快相关领域的体制改革和企业改革、健全市场体系，转变经济增长方式、提升经济增长质量和效益。