電價調整進入讀秒 “東降西升”方案有大變
備受關注的電價調整方案的出臺，目前已經進入倒計時，其內容也已經大致敲定。據了解，最終出臺的銷價上調數額可能高于2.5分，這對于兩大電網是很大的利好。明年兩大電網有望增盈500億。同時，原定上網電價東降西升的方案也有大范圍調整……
⊙記者 葉勇 ○編輯 王曉華
本報記者獲悉，電價調整方案將在近日出臺，一方面，全國平均銷售電價上調數額可能會超過2.5分，不過，西南幾家小電網上市公司難以獲得市場炒作中的所謂利好，新能源發展將從中獲得電價資金補貼，另一方面，原定的上網電價東降西升方案也將擴大范圍。
不過，應該理性看待的是，這次銷售電價和上網電價的調整僅為臨時舉措而已，與電力價格市場化改革基本無關，在發改委仍牢牢掌控電力產品定價權的情況下，電價市場化改革意味發改委要交出定價權，盡管《關于加快推進電價改革的若干意見》將出，但是目前來看，電價改革依然長路漫漫，整個發電行業依然難以掌控自身的命運。
兩大電網
明年有望增盈500億
記者了解到，最終出臺的銷價上調數額可能高于2.5分，其中近2分用于彌補電網公司的虧損。2008年，國家電網公司售電量為21235億千瓦時，主營業務收入11556億元，利潤總額96.6億元，南方電網公司售電量為4826億千瓦時，營業收入為2855億元。按此計算，電價上調以后，兩大電網公司2010年有望因此增加盈利500億元左右。
2008年，國家在7月1日和8月20日兩次對電價進行調整，其中上網電價平均每度提高了4.14分，輸配電價平均每度提高了0.36分，銷售電價平均每度提高了2.61分，不對稱上調導致電網出現虧損。從國家電網公司透露的數據看，由于去年前9個月，國家電網虧損160.5億元，國網30個地方公司中有25個公司虧損。
近期，關于電價上調對股市影響屢被媒體炒作，不少人認為西南幾家小電網上市公司會因此大大獲益。但是，一位業內權威人士表示，這明顯是對電力行業不太了解的想法，銷價上調對小水電上市公司意義不大，文山電力、明星電力、西昌電力等一部分電力采購自國家電網公司，另外主要來自境內水電，而水電上網電價并沒有多大變化，政府不會平白無故上調終端銷售電價使其獲得暴利。當然，區域小電網具有公用事業性質，各種原因導致其背負成本上升，可能借此機會適當提價將成本傳導，但不可能有2.5分那么多。
上網電價
東降西升方案將調整
上海證券報月初報道了區域上網電價將東降西升的方案，不過，近期為了在各省電廠之間平衡利益，該方案在發改委進行了調整和平衡。記者了解到，調整上網電價的省份將會擴大，而且具體調整額度也有一些變化。
本報記者了解到的最新情況是，東部調價范圍或由江浙滬粵擴至福建和遼寧，中西部的陜西、黑龍江也可能上調，上調額度也有一些變化，福建可能降0.8分，江蘇降0.5分，上海下降不到0.5分，浙江或下降0.8分，廣東下降0.8分，中西部，山西由原來升1.2分或降至升1分，甘肅升0.5分，陜西也或升0.5分。此外，四川老水電價格也可能上調，但主要用于庫區補償基金。
廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強對本報記者表示，上網電價即使調，幅度也很小，對電廠盈利來說，調整意義不大。中信證券發布報告認為，即使東部下調2分/度，東部火電上市公司2010年動態市盈率也只有14-16倍，而西部火電即使上調，市盈率也不低。因此，不應對調價過分敏感。
新能源發展再受改革扶持
可再生能源學會秘書長孟憲淦對本報記者表示，發展新能源的程度根本取決于政府能拿出多大盤子的資金量。而往年兩厘的可再生能源電價附加顯然已經難以滿足新能源迅猛發展的需要。國家發展改革委、國家電監會今年6月印發《關于2008年7-12月可再生能源電價補貼和配額交易方案的通知》，明確了2008年7-12月可再生能源電價附加補貼的項目和金額、電價附加配額交易、電費結算等事項，總共拿出近23億元來補貼去年下半年新能源發展所需的高電價。
因此，原有可再生能源附加征收所積累資金已剩不多。這次調價方案中，大約有0.7分左右是用來解決新能源發展基金、火電脫硫電價以及水電庫區補償的，新能源基金占據重要部分。業內人士預計，上調電價后，或會拿出超過50億元的資金量用來補貼新能源發展之高電價。這會有力保證我國扶持新能源發展的戰略落到實處，具體扶持舉措延續并且加強。
孟憲淦認為，政府調控新能源的最高明的手段應該是通過電價和收購電量來調控新能源發展。比如，現在光伏最低招標電價在1.09元，如果政府提高電價，也就是提高補貼，這需要更大的資金量，但是，也就可以鼓勵更大量的項目開建，從而擴大光伏發電規模。
高耗能行業成本將上漲
數據顯示，2009年前十月，重工業用電量占全社會用電量比重達到60%，這里面，化工、黑色金屬冶煉及壓延加工業、有色金屬冶煉及壓延加工業、非金屬礦物制品業占據了主要位置。
每度電調高2.5分以上必然會提高高耗能行業的生產成本，比如一個中型電解鋁廠，一年用電量為30億度左右，其成本會因此提高7500萬左右。所以，以上化工、鋼鐵、有色等行業的成本必將大幅提高。
不過，林伯強認為，應從兩方面看，第一，不少地方的高耗能業在金融危機期間或明或暗都得到了電價優惠，現在經濟復蘇，提高2.5分對其行業不會有太大影響。第二，高耗能行業的根本問題不是成本，而是市場，如果下游市場好轉，不怕成本提高，因為其可以向下游傳導，而不像發電企業那樣，成本上升卻難以傳導。
電價市場化改革路有多遠？
毋庸置疑，這次銷售電價和上網電價的調整僅為臨時舉措而已，與電力價格市場化改革基本無關，在發改委仍牢牢掌控電力產品定價權的情況下，電價市場化改革意味著發改委要交出定價權，盡管《關于加快推進電價改革的若干意見》將出，但是目前來看，電價改革依然長路漫漫，整個發電行業依然難以掌控自身的命運。
發改委和電監會文件——《關于加快推進電價改革的若干意見》表示，將改變上網電價行政主導的現狀，提出競價上網、加快核定輸配電價、銷售電價與上網電價聯動的新的上網電價機制。未來假如煤炭價格上漲，上網電價方面可以把上漲成本向下游傳導，可以穩定利潤預期。但是，文件尚未公布，試點目前仍然未啟動。
在一些電改專家看來，所謂電價市場化改革，無非是要建立價格由市場決定的機制，無論是實行煤電聯動還是競價上網，以及電監會推動的直購電試點和電力雙邊交易舉措，都是要推動電力價格由市場決定。但是，電力價格市場化何其難！
一位電力行業權威人士這樣看待電價改革和發電行業的尷尬境地，“《關于加快推進電價改革的若干意見》中的競價上網要實行，技術問題不是關鍵，關鍵是利益問題。在各類資源價格改革紛紛開展而煤炭價格也不例外時，惟獨電力行業停滯不前，電價仍牢牢掌握在發改委手中，整個行業無法控制自己的命運，而五大發電集團的考核又在國資委，國資委難以插手體制問題，只能考核規模，導致電企紛紛跑馬圈地。但是煤炭行業又基本控制在地方政府手中，地方操控煤價，導致五大集團在各省大量投資電廠卻紛紛虧損，名為央企的五大集團，其實處境十分艱難尷尬。”
“發改委的電價控制權如何逐步放開是未來電價改革的關鍵。”，上述人士認為。
