直购电频遭冷遇何以“情有可原”

    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。