今年全国两会，温家宝总理在政府工作报告指出“要推进资源性产品价格改革。继续深化电价改革，逐步完善上网电价、输配电价和销售电价形成机制，适时理顺煤电价格关系。”这是政府工作报告第一次对电价改革作出明确表述并被列入2009年的改革目标，表明电价已经到了非改不可的地步。当下，输配电价和销售电价的改革问题更是电力改革的深水区，已徘徊多年难以推进。

　　为了厘清输配电价，国家电监会一直推行大用户直购电试点，吉林炭素公司与国电吉林龙华热电公司于2005年3月在全国率先进行试点。在当前电价改革重启的背景下，其试点经验备受行内关注。

　　大用户直购电是指电厂和终端购电大用户之间通过直接交易的形式协定购电量和购电价格，然后委托电网企业将协议电量由发电企业输配终端购电大用户，并另支付电网企业所承担的输配服务费用。

　　3月17日—21日，中国经济时报记者前往吉林省长春市、吉林市相关单位采访，探寻试点对电价机制改革的样本意义。

　　■本报记者范思立

　　初春3月的松花江面还未完全消融，但是隔江相望不足5公里的中钢吉林炭素公司与吉林市龙潭热电厂，却打破坚冰在全国率先进行直购电试点。

　　吉林点对点模式

　　仍然是“ＳＴ”（连续三年亏损被特别处理）的吉林炭素刚刚发布业绩预告，预计2008年度净利润约900万—1100万元。

　　吉林炭素公司装备部设备管理处处长彭怀彰接受中国经济时报记者采访时表示：“老国企吉林炭素是全球第四大炭素产品制造商，其电费占总成本的20％，近年来一直为电价上涨和电费增长所困扰。“若是把电费的高额增长减去，吉林炭素才有利润，直购电节省的耗电成本对吉林炭素的意义正在于此。”

　　国电吉林龙华热电公司计划营销部主任李军在长春向本报记者介绍，在电力需求不旺和吉林炭素经营困难的情况下，两家于2002年第四季度开始协商，积极争取直供电。李军当时正供职于吉林龙华热电公司的下属企业吉林市龙潭热电厂，他称自己为“直供电试点的始作俑者”。当时，用户的出发点就是要降低电价，而发电企业则希望开拓用电市场。

　　于是，吉林省于2003年10月向国家电监会提出开展直购电申请；2004年4月，国家电监会等联合印发了《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》（简称电监会17号文）；2004年9月电监会、国家发改委原则通过吉林直购电试点方案；2005年3月，吉林炭素、吉林龙华热电公司、吉林电力公司签订合同，全国首家大用户向发电企业直购电试点正式启动。

　　在2005年直购电方式下，吉林炭素购电成本每千瓦时节约4分钱左右，签署直购电协议前，购电价格约为0．45元／千瓦时；签署直购电协议后，购电价格约为0．41元／千瓦时：其中支付给龙华热电公司发电费用0．253元／千瓦时，支付给电网公司输电费用0．127元／千瓦时，代收代缴政府性基金为0．026元／千瓦时。

　　合同一年一签，三家企业再次协商，约定2009年全年合同电量为4．723亿千瓦时，吉林炭素购入吉林龙华电量的价格为0．3205元／千瓦时，而电价调整后目前吉林省火电标杆电价为0．3654元／千瓦时，委托输电服务价格为0．1435元／千瓦时，代收代缴政府性基金为0．032元／千瓦时，合计电价为0．496元／千瓦时。

　　彭怀彰对本报记者说：“吉林炭素用电负荷平稳，年用电量保持在4．5亿—5亿千瓦时，每年可以节约成本约2000万元。”

　　西南证券电力行业分析师陈毅聪向本报记者分析认为：“大用户直购电试点对发电企业来说，相当于以价换量，通过电价优惠换得市场份额，用电户所得的电价优惠主要来自于发电企业让出的利润，电网利润基本没有被侵蚀。”

　　电监会输电监管部一位官员向本报记者指出，在供大于求的市场条件下，通过市场机制让发、用电企业直接交易，加上电网企业适当地降低输配电价格，可以在一定程度上降低用电企业成本，增加企业竞争能力，启动一部分沉淀的存量电量空间，鼓励企业扩大产能，增加电力消费，并有利于提高部分发电企业利用小时数。

　　试点开花

　　在吉林试点同时，2003年广东省向国家电监会也提出了开展直购电的申请。2006年11月，广东台山市大用户直购电试点启动。广东台山直购电试点采用一点对多点模式，台山发电厂与6家试点大用户直接见面进行交易。

　　上述电监会官员向本报记者介绍，试点实施后，广东电网对台山发电厂和试点大用户有关设备的调度管辖方式不变，试点大用户与台山电厂之间的电费，由电厂按价委托电网公司收取，由电网公司与电厂一并结清。

　　2008年，国务院《关于支持汶川地震灾后恢复重建政策措施的意见》明确，在灾区实行直购电试点，随后四川迅速出台了《四川省电力用户向发电企业直接购电试点办法》。

　　四川设立了直购电的最高及最低限价标准：水电厂最高限价为批复上网电价（执行丰枯浮动后，下同）的85％，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％。四川获得此番优惠政策的企业一共78家，主要集中在多晶硅、钒钛、电解铝深加工、氯碱、碳素、黄磷、电石、钢铁等企业。但四川省同时表示，对“当年不能完成节能、环保、产品单耗指标等，达不到国家、省和行业要求的企业，次年不能参与直购电试点。”

　　进入2009年，国家推进直购电试点的力度明显加大。3月初，国家发改委、工信部和电监会、国家能源局四部门联合发布通知，将在15家铝厂开展电解铝行业直购电试点。电解铝行业一直是耗能大户，电力成本占整个电解铝生产成本的近40％，不过通知指出，入围直购电试点的电解铝企业，必须符合能耗水平高和低污染的要求。

　　相隔几日，国家发改委、电监会、国家能源局三部门又下发了清理优惠电价的通知，要求各地对高耗能企业实行优惠措施的，要在3月15日之前全面停止执行。

　　在陈毅聪看来，此次直购电试点能够成行，主要得益于国内电力需求不足，已经有很多电解铝企业享受到了地方的电价优惠政策，此次直购电试点很可能是把过去的地方电价优惠合法化。

　　而且，一些地方的电力多边交易纷纷启动。2008年11月，内蒙古开始在自治区范围内启动电力多边交易市场，即多个电厂和多个用电企业同时在一个交易中心进行交易，电厂和用户各自报价，由交易中心对报价进行处理后，达成交易。内蒙古宣布，将对符合国家产业政策和环保要求的铁合金等企业推行生产用电多边交易价格。按此价格，每千瓦时电价下调0．04元至0．08元不等。

　　陈毅聪认为，在目前用电需求疲软的情况下，一些省份存在利用多边电力交易平台合规地给予高耗能企业优惠电价的现象。

　　促动电价改革？

　　电监会这位官员明确表示，直购电试点是对现有电力销售机制的一种改革尝试，目的在于打破电网企业独家买卖电力的格局，在发电和售电侧引入竞争机制；同时有利于探索建立合理的输配电价形成机制，促进电网输配分开，使终端用户进入电力市场，促进建立开放的电力市场。

　　吉林电力交易中心副主任张云峰接受本报记者采访时说：“我不推崇直供电模式，这种模式只是给用电企业降低了电价，发电企业增加了运行小时，我始终认为这是在用电需求疲软情况下的权宜之计。”他表示，这个政策有可能随着经济的复苏而取消。

　　而谈及大用户直购电的意义，李军的理解则不然：“大用户输电线路电压等级比较高，线损较小，按照平均输配电价核算，存在交差补贴，即大用户交叉补贴了如居民用电和农电。然而，现在电网的输配电价包含了很多部分，即非输电成本在里面，不是输电价格的有效成本。如果大面积进行直购电，大用户肯定会向电网施加压力厘清输电价格，剔除设计、建设等辅业和多元化产业在输电价格中的成本，从而推动输配价格分开。”

　　对此，张云峰表示，大用户直购电并不能够促进输配电价的分开，对今后的电价机制改革并不是很明朗，但是可以促进电力交易向市场化迈进。

　　障碍

　　李军对记者说：“试点这么多年，好多问题解决不了，所以好多问题无法推开。其一，在输配价格上大用户补贴了小用户，如果推广大用户直购电，谁来补贴农电和居民用电，现在恰恰相反，大用户电费高，居民电费低，这个问题解决不了就很难推开。其二，输配电价的非有效成本必须剔除。”

　　电监会的这位官员也坦承，尽管直接交易试点工作取得了成效，但是我国进一步开展大用户直接交易工作仍面临着较多障碍和困难，包括法律法规不完善、各方面认识分歧、电价改革滞后、存在信用风险、市场机制不完善、技术条件不完备等方面，需要深入研究和合理解决。

　　这位官员表示，大用户直接交易涉及电价体系的总体改革，而我国电价改革总体上滞后于其他改革进程。首先，大用户直接交易是用电企业和发电企业达成购售电协议，其交易的实现必须依靠电网的电力传输和系统的安全服务。大用户直接交易不仅需要购售双方通过市场机制确定交易价格，还需要有合理的输配电价以及辅助服务价格来保证交易的实现，而目前我国还没有独立的输配电价和辅助服务价格体系。

　　其次，电价长期以来是我国政府宏观控制的一种调节手段，现行电价体系考虑了较多的政策因素，形成了严重的交叉补贴现象，其中大工业用户补贴居民和农业用户是重要内容，取消或改变这种交叉补贴需要对电价体系乃至整个价格体系的改革做通盘考虑，需要由政府政策决定。

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