火电提价2分钱 能否化解电厂“高煤价”之痛？

　　新华网上海8月20日电题：火电提价2分钱能否化解电厂“高煤价”之痛？

　　新华社记者姚玉洁、王蔚、张道生

　　国家发改委19日发出通知，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，电网经营企业对电力用户的销售电价不做调整。

　　这一消息对于不少顶着亏损压力苦苦挣扎的电厂来说，无疑是雪中送炭。而销售电价不作调整，则显示了有关部门控制PPI及CPI上涨的苦心。

　　电厂“减亏”松口气

　　根据国家发改委的通知，全国火力发电企业上网电价平均每千瓦时提高2分钱，各省（区、市）电网火力发电企业上网电价具体调价标准依据该地区煤炭价格上涨情况确定。除西藏、新疆不做调整外，各地火力发电企业上网电价调整幅度每千瓦时在1分钱至2．5分钱之间。

　　“听到这个消息，我大大松了一口气！”江苏一家民营电厂负责人接到记者电话的时候正在北京观看奥运比赛，“估计电厂每月有望减亏100万元。”

　　饱受亏损之苦的绝不仅仅是中小电厂。中国电力企业联合会（简称中电联）近日发布的报告显示，火电行业利润由去年同期的165．07亿元下降到今年3月－5月份的亏损48．42亿元，同比下降129．33％。五大发电集团公布的年中经济数据也显示，这些“大块头”也陷入全面亏损。

　　华能集团玉环电厂副总经理董长青对这次电价上调表示欢迎。据他介绍，玉环电厂拥有4台100万千瓦的超临界机组，处于国际先进水平，每度电的供电煤耗不到300克，比全国平均水平低1／6以上。尽管如此，该厂也难逃亏损命运，今年6月亏损3000多万元，7月又亏损近2000万元。

　　业内人士分析，下半年全国最大电力缺口将达1500万千瓦。本次调价虽然尚难令行业整体扭亏，但极大缓解了企业的经营压力，避免电厂因资金链断裂出现大面积停机、进而导致“电荒”蔓延。

　　“市场煤”与“计划电”

　　记者采访发现，火力发电企业全行业亏损的核心问题，在于“市场煤”与“计划电”的矛盾。

　　自1993年开启市场化改革，我国煤炭价格目前已全面放开。据董长青介绍，秦皇岛5500大卡的电煤平仓价已达每吨1050元，加上每吨115元的运费，江浙地区到岸价就达每吨1165元，折合成标煤每吨价格超过1480元。这一价格比“6?19限价令”出台时的行情又大涨了20％。

　　另一方面，我国对上网电价和销售电价实行政府管制，“市场煤、计划电”的格局，使得成本压力和价格矛盾都堵塞积压在电厂环节。6月19日，发展改革委宣布7月1日起将全国销售电价平均提高2．5分钱，但这个幅度的调价对深陷亏损泥潭的广大火电企业来说仍属杯水车薪。

　　浙江省经济贸易委员会电力处处长金友华认为，此次上网电价上调而终端销售电价不变，实际上是让电网经营企业分担了部分成本压力。此前考虑到年初雨雪灾害造成的损失，电网公司分享了上一次电价上调的部分利益。但自然灾害是一次性损失，调价是永久性收益，只要全社会用电量增长就能保证其利润。垄断企业享受了垄断利润，就应承担相应的社会责任。这次的调价方案，是对电力产业链利益分配做了一次调整。

　　控制通胀显苦心　理顺价格是根本

　　能源问题专家、上海科学院研究员沈跃栋表示，此次调价方案显示，政府尽力在缓解发电企业经营困难与控制通货膨胀之间寻求某种平衡，苦心可嘉。但从长远而言，只有理顺电价机制，才能从根本上解决煤电倒挂引发的电厂亏损和“电荒”困局。

　　上海电力股份有限公司相关负责人说，上半年企业亏损达5．6亿元，电价上调2分钱，相当于弥补电煤上涨每吨40元的成本。如果要做到盈亏平衡，上网电价需要上调8分至1角钱。

　　整个电力行业涉及上网电价、输电价格、配电价格和终端销售电价组成了价格体系。厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强教授认为，能源价格上涨是大趋势，应该有序疏导，逐步理顺电价体系。在时机成熟的时候，对电价实行“小步慢走”的渐进式调整，使之充分反映煤电成本和市场供需，有利于节约能源，也避免了“泄洪式”调整带来的负面影响。

　　7月份，我国CPI连续三个月回落，降至6．3％，低于市场普遍预期的6．5％－6．6％。专家认为，CPI的逐步下行，为政府放松价格管制提供更多空间。

　　根据国家信息中心经济预测部副主任祝宝良的测算，国家上调成品油价格对CPI的直接影响为0．1个百分点，上调成品油和电力价格通过影响PPI间接影响CPI也是0．1个百分点。