云飞
    近期国家发展改革委召集了有多家企业参加的电力体制改革研讨会，听取电力企业对输配电等方面的改革意见和建议，五大发电集团均受邀参会，主题是“售电侧”如何参与电力体制改革，而作为电力销售体制重要环节的国家电网，并未列席。
    从已透露出来的会议信息来看，无论是位于发电侧的五大电力集团，还是处于中间环节的电网，对目前以直购电为突破点的电改都不甚积极。据笔者分析，直购电缺乏长效机制和输配电价核定的滞后是目前电改进展缓慢的重要因素。

十年直购电在电价间摇摆

    首先，站在五大电力集团的角度，直购电的价格往往低于普通销售电价，基本与上网电价持平，甚至低于上网电价，那么他们为什么还要大费周章地自己找客源、签合同参与直购电？直接卖给电网岂不是更方便？其实他们是为了寻找更稳定的客户源，把电更好地卖出去。我们可以发现，直购电其实已经推进了10年，进展最迅速的就是2012年与2013年。这两年间几乎处处可见直购电试点，国家政策也相应密集地出台鼓励政策。但这两年恰恰也是宏观经济整体下行，社会用电量增速明显放缓的两年。也就是说，电，从以往的供不应求开始转变成供求平衡，甚至是供大于求。
    而且在2012年之前，电力企业的主要原料煤炭正处于“黄金十年”，煤价高企，发电成本高昂。在这样的情况下，发电企业当然不会愿意接受廉价的直购电，而更愿意按照国家规定的上网电价卖电给电网。从2011年到2013年的煤价变化数据就可以看出2012年整个动力煤市场的“跌宕起伏”：整个环渤海地区港口平仓的发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格显示：2013年10月9日和2011年10月19日的平均价格相比,发热量5500大卡动力煤的综合平均价格由847元/吨下降到530元/吨,下滑317元/吨,跌幅达37.4%。
    当“黄金十年”一过，煤炭价格快速下滑，发电企业的成本就明显地降下来了。而按照2004年国家建立的煤电联动机制，上网电价应该相应下调。但是该机制碍于“让长期承受高煤价的电企喘口气”的想法迟迟未能启动。2012年底，国务院出台了《国务院办公厅关于深化电煤市场化改革的指导意见》(以下简称《意见》)规定，“继续实施并不断完善煤电价格联动机制，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，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。”
    按照煤价下降80元测算，电厂如果消纳10%，那么下调的电价需要抵消煤价下降72元给企业带来的收益。2012年，全国供电耗煤率为321克标准煤/千瓦时，火电厂用电率为6%，据此测算火电企业发电耗煤率为302克标准煤/千瓦时，以5500大卡动力煤为例，煤价下降72元给火电企业带来的新增收益，相当于电价上涨2.77分/千瓦时。也就是说，按照煤价变动收益补偿法测算，如果启动煤电联动，火电企业上网电价每千瓦时需要下降2.77分。但是事实证明2013年没有哪个省份的上网电价下调了如此大幅度，而是基本保持未变的水平。

直购电还不是长效机制

    原先每年夏季电荒时，媒体最喜欢用的词就是“煤价太高，发电企业发电积极性差”。而当成本低了，上网电价也没有相应调低，这原本是发电企业“最好的时代”。但偏偏随着煤炭价格下降的还有全社会尤其是工商业用电需求的下降。发电企业愿意多发电，却没有人买，这就让“最好的时代”变成了“最尴尬的时代”。而大用户直购电就成为了解决这个尴尬问题最好的办法，发电企业卖不出去的电通过直购电的方式薄利多销，双方均能受益。这才是为什么2012年到2013年大用户直购电迅猛推动的真正原因。
    而步入2014年，随着宏观经济下行趋势的放缓，近几个月的社会用电量都在稳步回升。在这种情况下，只要上网电价不变，电力企业当然更愿意买电给电网，而不愿意接受更低的价格进行直购电。比如四川省直接规定了直购电试点设立了最高及最低限价标准。水电厂最高限价为批复上网电价的85%，其中龚嘴、铜街子两电厂为95%；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%。
    其实这样看来，直购电在此时受到发电企业的“冷遇”也是“情有可原”。笔者认为，出现这种情况的原因主要是因为直购电的“试点”终究只是试点，并非电力市场的一种长效机制。在用户侧也是一样，前几年在煤炭价格波动比较大的时候，很多参与试点的用户只要看到煤炭价格低了就直购电，而煤炭价格高了就又回去向电网买电。这种纯粹地“占小便宜”的心理无法使直购电对于电改的重要意义完全显现出来。

    电网“前途”不明 难以支持直购电

    其次，在电网方面。今年“两会”期间，国家能源局副局长史玉波明确表示，放开售电侧，让用户选择售电商进行交易。但在能源领域混合所有制改革的进程中，电网虽然进行了参与，但开放的仅仅是分布式并网和新能源电动汽车充换电设施市场，显然没有触及到问题的核心。而在直购电问题上，电网的核心问题就是输配电价。从上面列举的数据可以看出，直购电价格远低于一般的上网电价，而且绕开了电网。也就是说电网直接少了这部分的利润。
    2013年8月初，国家能源局综合司下发《关于当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》特别提出了直购电交易输配电价的测算方式和公式。中电联副秘书长欧阳昌裕当时表示，直购电的输配价格歧视就是在现有销售电价上，发电企业让两分钱，电网有难度，让一分钱，最终形成大用户的销售电价。
    而且笔者获悉，从10年前直购电试点开始，国家发展改革委相关司局就开始和电网商讨输配价的核定。因为当直购电全面铺开，电网就不能再靠着“一手买电一手卖电”的模式生存，只能通过“过网费”，也就是输配电价来保障合理盈利。但输配电价的核算由于我国电网发展速度过快，对设备的损耗率、折旧率等重要核算要素没有很好地建立起完备的“台账”，在加上涉及的各方面对于核算方式的认识差别过大，从而造成输配电价成了一笔10年难以算清的“糊涂账”。正如此前一位参与电力体制改革的国家能源局官员所说，电网的输电成本一日算不清，电网就一日不可能支持电改。因为当电网看不清明天的生存模式，它就会成为让今天成为过去的最大障碍。欧阳昌裕曾表示，现在来看，完全可以通过地方的销售电价减去上网电价，形成一个固定的输配电价，每年进行一次核算，不出四五年就能完全摸清该地区的输配电价的成本。
    看来，要想加快电改的速度，除了得尽快解决输配电价问题之外，更应该让“遍地开花”的试点落实成真正市场化的长效机制，不要让直购电长期游走在计划与市场之间。