調查動機：

2009年歲末，天寒地凍。在艱難熬過近500天之后，11月19日，電力行業終于迎來了期盼已久的電價大調整。在電價將調未調之際，已經有眾多業內外人士根據各類流傳的信息大張旗鼓地算起了經濟賬，而得出的結論往往讓人瞠目結舌，無外乎電力行業重回厚利時代。那么作為此次調整的受益者，電網企業到底受益幾何呢？長期積累的虧損幾年才能填平補齊？新的一年能否有合理的利潤保持企業的正常、健康運營，保持電網建設的合理投入與發展？在此次上網電價10升7降中的發電企業，又嘗到了怎樣的酸甜苦辣？帶著種種問題，本網記者進行了深入的調查。

部分電網企業4年才可扭虧

“電價上調肯定是好事，但由于只剩40天了，今年電網企業扭虧肯定無望了，明年的經營形勢整體將趨向好轉。”中電聯秘書長王永干在接受本網記者采訪時說道。

那么明年電網企業到底能否借此次電價調整扭轉虧損局面呢？是否真如部分人士算出的增加720億元的天價利潤呢？

“這些人的算法是以兩大企業的售電量直接乘以這2.8分錢。其實這種算法是非常無聊的，也是沒有任何意義的。首先這2.8分錢并沒有完全給電網公司，因為里面還包含0.2分錢的脫硫加價，另外可再生能源電價附加也提高了，真正落實到電網公司頭上沒有多少。其次，不要忘了去年上網電價還上調了2分錢。最后，相對于電網公司每年龐大的投入來說，增加的這點利潤其實是微不足道的。以國家電網公司2008年21235億千瓦時的售電量來算，就算2.8分錢全部給國家電網，增加的收入也不到600億，而國家電網公司2008年、2009年每年的投入就是3000個億。如果再加上以前的巨額投入，這點利潤根本不算什么，甚至可以說收益率是非常低的。但總的來說，上調電價后，電網企業肯定不會虧損了，但要想盈利多少根本談上不上，與外界所說的‘暴利’更加不搭邊。”廈門大學中國能源經濟研究中心主任林伯強告訴本網記者。

而據國家電網公司對外聯絡部人士透露：“盡管銷售電價上調了，但今年僅剩40天，國家電網已無法扭虧，明年估計將能恢復正常盈利水平。”

盡管電網企業整體形勢好轉，但具體到各虧損的省網公司，電價上調帶來的減虧作用卻非常有限。

吉林省電力公司財務部主任武永海在接受本網記者采訪時表示，該公司目前已經按國家的部署，將非居民用電價格上調了2.8分，但從吉林省目前的情況來看，此次調價并不能從根本上扭轉企業的虧損情況。

“截至今年10月底，吉林公司已經虧損11.6億元，根據我們的預計，全年虧損額度將達到15億元。按照調價前我們的測算，銷售電價要上調9.85分才可能實現公司的整體扭虧。也就是說，此次電價調整后，我們仍面臨7.55分左右的電價缺口。而且這次銷售電價雖然上調2.8分，但同時將從各方面增加0.5分左右的購電成本，因此，我們實際得到的電價增收為2.3分。由于去年不但有上網電價上調增加的成本，國家在節能減排措施中，提出的由電網企業承擔的對發電廠脫硫成本的電價疏導，也增加了電網購電成本。所以此次電價上調只是部分緩解了我們的經營壓力，并沒有從根本上扭轉虧損局面，減虧左右非常有限，光是彌補今年15億元的虧損，都需要一個漫長的過程。”武永海說。

而對貴州電網公司市場部副主任劉明忠而言，如果上網電價不調的話，對貴州電網公司而言，是比較合適的，但現在上網電價也上調了0.3分錢，銷售電價上調的幅度就偏低了。據他估計，貴州電網2008～2009年積累的虧損，光靠此次電價上調增加的利潤要用4年多的時間才能彌補回來。

“貴州這次銷售電價只上調了2.61分，對我們扭虧工作來說，能起到一定的作用。到今年9月，我們虧損5億元，由于今年只剩下40天，再加上貴州這次上網電價也調了，水電是上調0.5分錢，火電脫硫電價是上調0.2分錢，貴州水電占30%，火電是70%，折算下來，上網電價大致上調0.3分錢，綜合下來此次上調的電價只有2.31分。所以對今年而言，扭虧效果有限，預計全年虧損在2個億左右。2010年，可能扭虧效果要明顯一點。貴州目前省內售電量是600億度，其中有10%的是居民用電，所以上調的部分只有540億度，西電東送電量是450億度，但這次沒有調整，也就是說，如果刨去2008年國家對貴州的上網電價是上調的1.64分，實際上增加的屬于利潤部分的電價只有0.67分，那么2010年增加的利潤大約有3.6億。2008年，貴州電網虧損了14.5億，2009年按虧損2個億計算，也要4年時間才能把這兩年的虧損補償回來。”劉明忠向本網記者算了一筆賬。

而對于居民用電占較大比例的基層電網企業而言，情況更不容樂觀。以河北邯鄲某縣電力局為例，該局售電量在3億左右，此次河北銷售電價上調2.88分，一年僅能增收400余萬元，而該局2008年虧損便達540萬，今年根本無望扭虧。

屬于地方電力的川東地區某電業局相關負責人告訴本網記者：“此次四川上調價格為2.24分，雖然可補償去年上調2分錢的掛賬，但要全部彌補還有較大差距，一是因為占公司30%以上的居民生活用電價格沒有調整；二是公司90%的電量都是從大電網躉購，而大電網目前對公司的躉購電價也在進行調整；三是其余各類售電成本保持正常增長。”

發電企業按下葫蘆浮起瓢

西部企業減虧作用有限，東部企業或重回虧損邊緣。這是業內人士普遍的看法。此次上網電價調整基本與調價前各界猜測的“東降西升”情況一致。以陜西、青海、山西為代表的西部10省燃煤機組標桿上網電價每千瓦時上調0.2～1.5分；而以浙江、廣東、河南為代表的東部7省燃煤機組標桿上網電價每千瓦時則下調0.3～0.9分。

那么此次調整方案，能否有效平衡去年以來發電行業出現的“東富西貧”的狀況呢？

“去年上網電價調整采取了一刀切的提價方式，東西部電廠盈利能力分化嚴重。而此次則根據各地火電企業的實際情況進行了差異性調整，有利于實現利潤在發電企業內部的有效分配，對'東富西貧'的狀況能起到一定的平衡作用。但具體到不同的企業，可能調價起到的作用不一樣。總的來說，對于西部虧損企業，我認為上調的幅度還是太小，可能減虧作用有限；而對于東部部分企業來說，由于電煤價格的上漲，增加的成本將抵消電價上漲帶來的收入增加，而且可能重回虧損邊緣。”一位不愿具名的電力專家告訴記者。

該專家的話在記者隨后的采訪中得到了印證。

據山西運城發電公司財務部部長何建琴向本網記者介紹，該公司自2007年底投運以來，便遭遇電煤價格大幅上升，2008年國家兩次上調上網電價，山西普調3.99分，但該公司2008年仍虧損7.2億。2009年由于電煤價格有小幅下降，虧損有所緩解，截至10月底，該公司虧損2.8億，

“我們公司目前上網電價為0.315元，此次電價調整山西是上調1分錢。在電價上調前，經過測算，我們公司的售電單位成本比上調前0.315元每千瓦時的上網電價高出5.9分，所以上網電價只有上調6分錢，我們才能保持一個基本的盈虧平衡點。這次只上調1分錢，是遠遠不夠的。我們原來預期國家能上調8～9分錢，可這次的上調幅度讓我們非常失望。”何建琴告訴本網記者。

據何建琴測算，今年運城發電公司后40天只能增加利潤400萬元，減虧作用非常有限，預計全年虧損將達3.2億。

“到2010年，按我們今年的發電量計算，這1分錢只能減虧不到5000萬元，這還是按目前的電煤價格來計算的。預計2010年，我們公司將虧損3.4億元。目前我們公司所用電煤平均價格為420元每噸，如果電煤價格繼續上漲的話，可能虧損更加厲害。”

而據林伯強分析，隨著石油價格的上漲，今后一段時間煤價將肯定上漲，對于西部電量較小的發電企業來說，經營形勢將更加惡劣。

而對于東部發電企業來說，此次上網電價的下調，將對企業的經營狀況產生極大的影響。

河南平頂山姚孟電廠一位管理人員告訴本網記者：“原本以為此次河南上網電價會上調，沒想到還下調了0.5分錢，，我們非常失望。這兩年，電價沒漲幾分，煤價卻翻了好幾倍，2008年虧的一塌糊涂，去年上網電價上調后，電廠開始朝扭虧的方向穩步前進，沒想到這一次又下調了這么多，我們扭虧增盈的計劃是徹底泡湯了。”

相關電力專家也分析，今年東部地區電廠之所以盈利能力恢復較快，除了今年二季度以來用電量逐步增加之外，主要是由于相對于西部地區，下水煤價和海運費下降幅度較大。

“但隨著經濟逐漸回暖，最近煤價已經在快速上漲，秦皇島運到上海的電煤已經比9月份漲了80多元，目前東部地區電廠已經開始有壓力。而此次上網電價又下調這么多，恐怕很多電廠不但盈利要大大減少，可能還要重新回到虧損的邊緣。”

電煤價格難以避免搭車上漲

對于發電企業來說，此次電價調整最受人矚目的內容之一就是上網電價的調整。幾大發電集團大都認為此次調價對即將到來的電煤談判影響很大。

“這次調價肯定會對馬上要開始的電煤談判產生很大的影響。"華潤電力集團相關負責人告訴記者，"雖然此次電價上漲是銷售電價，上網電價因區域不同有升有降，但整體給大眾心理上造成一個所有電價上漲的印象，煤炭企業極有可能將此作為未來一年電煤價格上漲的理由。”

華電集團燃料部相關負責人也告訴記者，電價調整政策的出臺對即將到來的電煤談判影響甚大。隨著電煤談判日期越來越近，冬季用煤高峰的到來，電煤運輸壓力日益增加，供應日漸吃緊，煤價也隨之暴漲。光10月份以來秦皇島煤價已累計上漲50元/噸，漲幅超過8%。

按照目前的電煤價格漲幅，處于上網電價漲幅區域的企業尚可通過漲價抵消部分電煤成本，身處降價區域的電廠則很有可能難以扭虧為盈。“我們現在僅僅做到了扭虧，增盈的任務十分艱巨，況且不少發電企業的扭虧為盈還沒有通過年底煤價結算的考驗。”上述華電集團負責人表示。據業內人士測算，如果按照每噸上漲50元計算，整個發電行業將虧損500億元，僅江蘇一個省發電行業利潤就將減少70億至80億元。

發電企業多處于經濟發達地區的華潤電力對此次電價調整更是感受頗深。“我們更加痛苦，上網電價下調的7個省份都有我們的電廠。”華潤電力相關負責人表示，“這種情況使得我們在未來的電煤價格談判中比較被動。”

有專家認為此次電價調整對于即將到來的電煤談判會產生影響，但不會十分明顯。光大證券資深煤炭分析師陳亮告訴記者，由于此次電價調整的上網電價是10升7降，整體感覺火電企業上網電價呈上升趨勢，但由于幅度不是很大，所以對此次電煤談判的影響有限。電價調整對煤價上漲的影響只是表面，火電企業盈利能力的恢復才是電煤擁有漲價空間的根本所在。
 

國網能源研究院電力市場研究所副所長單葆國認為，本次電價上調有利于正在展開的新一輪煤電談判。由于電煤價格進入上升通道，電煤合同談判很可能再度僵持不下，電價適度上調將提高發電企業對電煤價格的承受能力。

煤炭專家李朝林則直言此輪電價調整對煤電聯動確有一定的推動作用。“電力價格體系的改革，不會是從此大步開啟，其對煤炭產業的影響更需要等待一段時間才能顯現。”

高耗能企業或將面臨虧損

在記者調查過程中，大部分專家和企業都表示，由于工業用電占整個電力消費的比重較大，上調電價對于工業經濟的影響首當其沖的是高耗能行業。

內蒙古某鋁業公司相關負責人告訴本網記者，目前電解鋁價格在15000元一噸左右，電力占成本的40%，按照當前市場情況，每噸盈利2000元左右。而銷售電價的上調，已經使得這一盈利空間不復存在，目前公司正在開會研究商討對策。

對于回答記者提出的電解鋁是否會將成本上漲壓力傳導至下游的問題時，該負責人表示，目前電解鋁產業已經和國際市場接軌，所以企業本身左右不了電解鋁的價格，而是由市場來定價的，盡管經濟呈現回暖態勢，但是市場仍然不明朗，產品價格是否可以上漲尚需觀察。

相比之下，南方地區高耗能企業更為艱難。貴州電網公司市場部副主任劉明忠告訴記者，目前貴州11月份執行豐水期電價，電價比平常下調10%，即下調4分錢，本次電價調整貴州具體上調2.61分，按照11月份的政策，高耗能企業不會出現停產或者減產情況。但是從12月份開始，貴州電價就可能改為平期或者枯期電價，即使是平期電價，這4分錢要回調，加上目前上調整2.61分，每千瓦時電價上漲了整整6.61分錢。

“我們預計，從12月份開始，貴州高耗能企業將出現大范圍的下滑、減產甚至是停產，尤其是鐵合金、黃磷這兩個行業將受到最為嚴重的影響。目前黃磷企業在豐水期的電價下只處于盈虧平衡，如果銷售電價還上漲6.61分，增加的成本不可估量，最終可能全部死掉。而鐵合金行業則可能遭遇嚴重的虧損。目前這些高耗能企業在我們的售電量中占很大的比重，電價上調后，相當一部分電量將會流失，對我們影響很大。”劉明忠說道。

而享受直購電政策的高耗能企業，可能在此輪漲價中受損較少。中國鋁業公司廣西平果鋁業公司副總經理劉永剛在接受本報記者采訪時說：“此次電價上漲對電解鋁企業影響可以說是致命的，但就我們公司而言，由于是直購電試點企業，推行直購電電價每千瓦時便宜5分到0.1元左右。如果一旦成功推行，公司將可以‘起死回生’。"

基本生活用電量由各省自行確定

在此次銷售電價上調方案中，居民電價并未列入其中。國家發改委的計劃是推行居民用電階梯電價。更具體的信息是，國家發改委將在明年試點這一全新的電價方案。

國家發改委對推行這一方案的原因表述為：居民用電一般位于電網供電最終端，電壓等級最低，且主要集中在電力系統高峰時段用電，因而其供電成本是最高的。國外居民電價一般是工業電價的1.5~2倍。而我國長期對居民用電實行低價政策。如我國2008年全國居民用電平均價格為每千瓦時0.50元左右，既低于工業電價，也低于平均電價。

華北電力大學教授曾鳴也認為，我國目前較低的居民電價，主要通過提高工商業用電價格分攤成本實現。長期下去，既加重工業和商業企業的用電負擔，影響我國的經濟競爭力，又導致經濟條件好、用電越多的家庭補貼越多，經濟條件差、用電較少的家庭補貼越少的不合理分配。而要大幅度提高居民電價又受到居民承受能力制約，尤其是低收入居民對電價調整十分敏感。推行階梯電價，既解決了這一問題，也符合建設節約型社會的需要。

那么國家將如何推行這一個改革方面呢？ 國家發改委價格司司長曹長慶表示，國家發改委已要求各地研究對居民用電推行階梯式電價改革方案，對居民用電分檔定價。居民用電初步考慮分基本用電、正常需求和奢侈用電三個價格檔位。

據媒體推測，居民保證基本生活需求用電擬規劃每月87千瓦時，這一標準為目前全國居民生活用電平均數字，超過這一數字將逐層調升電價，用電越多，電價越高。但發改委有關人士立即通過媒體予以否認，表示具體標準將由各省根據實際情況確定。

而在記者對東部和西部地區各五名居民用戶的采訪調查中，他們都表示，實行階梯電價是好事，但東部地區的五名用戶則直言，87千瓦時的基本電量太低。

“我現在一個月的用電量都在300度以上，87度電太少了。現在老百姓的生活水平提高了，家里電器這么多，這點電哪夠用？我覺得標準還要提高點。”北京市大興區濱河西里小區的張紹芬大媽對本報記者說道。

而甘肅定西市的陳曉巍也認為，盡管自己家目前的用電量只有100度左右，但隨著今后電器的增加，用電量也會攀升，國家對基本生活需求用電的標準還可以適當提高些。

電價形成機制改革是突破口

在不少業內專家看來，此次電價調整可以算是政府為下一步電價改革投石問路，希望通過觀察市場反應進一步調整電價改革方案。

周大地在接受采訪時表示，此次電價小調說明政府對改革還在醞釀過程中。吳敬儒則認為，此次針對價格方面的調整只能算是電價改革向前邁進的一小步，主要目的在于解決電力企業部分虧損問題，同時觀察市場反應。至于下一步如何調整需要進一步看此次電價調整后市場的反應而定。若能實現《關于加快推進電價改革的若干意見（征求意見稿）》中的“三試點一放開”，優化銷售電價分類結構，減少交叉補貼，建立起有利于節能減排，引導用戶合理用電的銷售電價體系，電力改革便邁進一大步。

由于此次電價改革時值金融危機后經濟復蘇的溫暖期，同時CPI、PPI均處于相對低位，很多專家認為是此次電價調整的推出正當其時。

廈門大學能源經濟研究中心主任林伯強認為，此次能源價格調整出發點，一方面是我國資源價格長期處于低位運行，歷史欠賬太多；另一方面，現在是理順資源價格的較好時機。隨著宏觀經濟形勢企穩回升，經濟回暖，暫無通脹壓力。

然而，長期受制于電價偏低的電力行業在贊成此次調整動作的同時，希望加快電價體制改革的速度。

吳敬儒在接受記者采訪時便表示，電價早就應該進行調整，長期售價低于成本，依靠政府補貼的運營方式是不可維持的。

周大地也認為，電價調整議論已久，當前電價定價體系僵硬，需要盡快調整。在體系調整之前有必要對電價進行一些調整，并公布一些機制調整的方向。進入改革深水區，需要政府通過一系列小調整，盡快在機制方面做出動作。

就資源要素價格長期偏低的角度上來說，大部分專家認為此次漲價反映了資源稀缺程度，有利于形成合理的資源價格形成機制。

在此次電價調整新聞發布會上，國家發展改革委也強調，資源產品價格充分地反映資源的稀缺程度、供求關系和環境成本，是轉變經濟發展方式，實現經濟健康可持續發展的必然途徑。價格改革的方向是就要逐步建立由市場供求決定的價格機制。

但也有人士表示擔憂，一旦大規模價格改革實施，勢必引起多種能源資源類產品價格上漲。對此，國家發改委相關負責人表示，將價格改革等同于漲價，這是一種誤解。改革的最終目的是改革不合理的價格形成機制，使其能夠真實地反映市場供求關系和資源稀缺程度。

推動節能減排快速、健康前進

調整可再生能源電價補貼、電廠脫硫電價的加價標準和清潔的水電項目電價是本次調價的一個重要部分，其目的很明確，就是要理順能源資源價格，節約能源，減少溫室氣體排放。實際上，這幾部分均有“歷史遺留問題”。受技術條件等因素影響，可再生能源發電價格一般高于常規能源。因此，在可再生能源發展初期，世界各國普遍采取財政、稅收以及價格等扶持政策，促進可再生能源發展。按照我國《可再生能源法》，可再生能源發電價格高出常規能源發電價格部分，在全國電力用戶用電價格中分攤。

據國家發改委相關負責人介紹，在現行電價中，每千瓦時電已包含0.2分錢的可再生能源電價附加，每年可籌集可再生能源電價補貼資金約45億元。但隨著風電、太陽能發電等可再生能源發電的迅猛發展，現行可再生能源電價附加資金已難以支撐可再生能源發展的需要。

據統計，我國風電在2006~2008年連續三年增長率超過100%，2008年底風電裝機容量為1227萬千瓦，預計2009年底將達到2000萬千瓦左右，2010年將達到2700萬千瓦。現行風電上網電價每千瓦時比常規能源發電高0.2元左右，按2009年2000千瓦計算，每年需電價補貼資金約80億元，而目前按每千瓦時0.2分錢征收的可再生能源補貼資金總額僅45億元。因此，國家將可再生能源電價附加由每千瓦時0.2分錢調整為0.4分錢，以進一步支持可再生能源發展。

盡管發改委在此次調整方案中并未透露可再生能源補貼在此次電價調整中的所占比例。但是業內人士依舊對此充滿良好預期，大唐山東某風電廠一位負責人向本報記者表示，此次上調電價對風電企業是利好，雖然一次調整不可能解決所有問題，但是國家重視風電等可再生能源發展的目標明確，思路清晰，本次提價更大的意義在于堅定了加大他們開發風電的決心和信心。

這位負責人告訴記者，就總體而言，該電廠目前尚處于虧損的狀態，國家下發的電價調整的相關文件已經收到，地方補償還在辦理，企業脫困有望在明后年實現。

此外，脫硫加價的調整也起到了疏導電網壓力的作用。早在2007年，國家發改委便頒布《燃煤發電機組脫硫電價及脫硫設施運行管理辦法（試行）》，規定現有燃煤機組應完成脫硫改造。燃煤機組安裝脫硫設施后，其上網電量執行在現行上網電價基礎上每千瓦時加價1.5分錢的脫硫加價政策。電網企業因此增加了購電成本。

據國家發改委價格司相關負責人介紹，2007、2008年兩年間共有2億多千瓦的燃煤機組加裝了脫硫設施，造成了資金缺口每年約60億元，亟需通過提高電價進行疏導。而根據發改委會同有關部門的測算，本次在銷售電價中每千瓦時加價約2厘錢，"基本可以解決電廠脫硫加價問題。"

華北電力大學教授曾鳴認為，電網企業因為脫硫加價增加的購電成本必須通過調整終端銷售電價來得以實現，盡管此舉是對電網公司資金缺口的疏導。但它從更大的范圍內促進了節能減排的實現。

記者手記：

呼喚快速靈活的電價調整機制

在一些人看來，這只不過電價的又一次臨時調整。而事實上，透過紛繁復雜的電價調整方案，我們看到，與歷次電價調整相比，這次國家更注重企業的經營情況，更加尊重市場規律，更注重依據這些情況來作出不同的調整，從而不斷優化電價內部結構、平衡電企之間的經營效益，而不再是簡單的“一刀切”。

在調查中，盡管仍有部分電力企業難以扭虧或者經營效益大幅下降、甚至重回虧損邊緣，但在此次國家不但針對不同地區作出了不同的調整，甚至針對個別具體的電企作出了不同的電價調整方案，充分體現了調整的人性化、差異化、市場化。

在看到這次電價調整進步之處的同時，我們也要認識到，這次調整實際上已是在電力企業面臨巨額虧損甚至無法維持正常生產經營之際而進行的“遲來的反應”。此時已經不必再去深究國家直到此時才做調整的初衷，但這一輪政策性大虧損帶來人們的深思確是，電力行業真的不能再承受這樣的切膚之痛，急需快速靈活的電價調整機制。

在今年兩會“繼續深化電價改革，適時理順煤電價格關系”首次寫入政府工作報告后，電價改革得到了國家相關部門的高度重視和強力推進。建立合理的、符合市場規律的電價形成機制，形成快速靈活的電價調整機制才是當務之急。