本报记者 范思立

　　国家发改委自8月20日起将全国火力发电企业上网电价平均每千瓦时提高2分钱，这是继今年7月1日全国销售电价平均提高2.5分钱后的又一次提价。

　　这次销售价格没有调整，电价压力暂时转嫁到电网企业。国家电网公共关系部新闻处负责人刘心放对中国经济时报记者表示，国家电网愿意和发电企业共同携手渡过难关，“现在正是国家电网发挥体制性优势，承担社会责任的时候。”

　　市场煤、计划电的恶性循环

　　根据统计，今年1-7月份，全国规模以上电厂发电量20062.81亿千瓦时，其中火电16800.35亿千瓦时。按照此发电量估算，全国电网企业大约要为此次提高的上网电价多支付500多亿元／年。刘心放表示，国家电网初步测算要为此多支付400亿元左右。

　　虽然火力发电企业上网电价调高，电力企业人士对发电企业经营仍持悲观态度。中电联一位专家表示，“发电企业要想消化煤炭上涨的成本，至少需要上调上网电价0.1元，如今发电企业只能寄望于以后逐步上调电价了。”

　　华润电力的一位高管则向本报记者表示，目前更担心的是，电价上涨将再度引发电煤价格上升。在国家发改委7月1日将用户电价上调2.5分后，电煤价格也出现一轮攀升。电监会在7月底的调研中发现，电价上调后，电煤价格涨幅更高，因此发电企业亏损局面仍无法扭转。

　　电监会专家表示，“纵观历次煤电联动，已经形成电价、煤价交替上涨的恶性循环。而最大的危害在于，市场煤、计划电的不对等结构，使得煤价脱离供需关系的作用，每次电价上调都会引发一轮煤价上涨。在计划电的体制下，只要成本上涨，政府就会继续上调电价，电煤涨价等于是实报实销了。”这位专家指出，如果中国电价改革仍停滞不前，将很难避免一再重复的恶性循环。

　　亏损困境难摆脱

　　据了解，国家电网系统共有4个区域电网、18个省级电网。7月份，国家电网公司营业区域内的日均缺煤停机发电容量已达到1388万千瓦，单日最大缺煤停机容量1743万千瓦。最大电力缺口1716万千瓦，远高于去年同期331万千瓦的水平，其中由于电煤原因造成的电力缺口占到了96%。

　　国家能源局局长张国宝在8月18日北京国际新闻中心举行的新闻发布会上的发言也印证了电煤短缺现象。他表示，目前电力紧张不是因为电力装机容量不足，而主要表现为煤炭供应紧张。“去年燃煤火力发电厂平均的运行小时数与前年相比，下降了133个小时，今年上半年燃煤火力发电机组的运行小时数又比去年同期下降了50个小时左右”。

　　联合证券电力行业分析师王爽对本报记者说，这次调价的最大意义在于，可以扭转电力企业的亏损，可以缓解由于发电企业缺少流动资金而产生的电荒。

　　根据今年1-5月份国家发改委的报告，煤炭价格的提高对发电企业成本推升大约为0.04元／千瓦时，这两次提价后，0.017元加上0.02元，总计达到0.037元。“但由于6月到8月，煤炭价格还在上涨，因此发电企业的利润依然难以回到之前的水平。”王爽表示。

　　价格机制与发展模式并举

　　当前，发电企业面临较大的经营困难，电网企业经营形势也较为严峻。国务院发展研究中心产业部研究员钱平凡认为，应研究建立科学合理的电价形成和调节机制，销售电价与上网电价同时联动，保证电力工业健康发展。

　　钱平凡表示，多年来我国煤电运紧张的问题反复出现，国家应加快转变电力发展方式。他说：“煤炭价格上涨和运力不足是煤电运紧张的直接原因，而就地平衡的电力发展方式是煤电运紧张的根本原因。”

　　煤炭资源保有储量的76%分布在山西、内蒙古、陕西、新疆等北部地区；80%的水能资源分布在四川、云南、西藏等西部地区；陆地风能主要集中在东北、华北北部、西北地区，而我国2／3以上的能源需求集中在东中部地区。

　　长期以来，我国电力发展注重就地平衡、分区平衡，大量火电厂集中分布在东中部，形成了大规模、远距离输煤的能源输送格局，但中间环节多、调控难度大，这直接导致了运力紧张和煤炭价格上涨。

　　从发展趋势看，我国煤炭开发重点将逐渐西移和北移，与能源消费中心的距离越来越远，能源输送的规模也越来越大。钱平凡认为，建议加强煤炭和电力统一规划，综合考虑能源资源与生产力布局、电网与电源协调发展，坚持输煤输电并举，鼓励建设大型煤电基地，推进煤电一体化，提高煤电就地转化比例，减轻电煤运输压力。