对于那些患有大工业GDP依赖症的地区，电价优惠方案就像一剂止痛药，治标不治本，不是长远发展之计。
电价优惠升级
榆林的大型工业企业，在萎靡了近一年之后，将迎来一系列好消息。今年6月底，陕西省物价局网站公布了一篇主题为“陕西省打造榆林低电价区”的文章，内容涵盖了一些实行的具体方案。
这个即将推行的方案得到陕西省地方电力集团有限公司（简称“陕西地电”）方面的证实。该公司新闻中心负责人对新金融记者表示，虽然政策还没有最终落实，但是公司已经开始对下属分公司的运营情况进行调研和汇总，不久将会上报给省有关部门进行政策制定参考。
陕西地电是陕西省两大供电企业公司之一，其售电量份额占到30%左右，陕北榆林地区的工业企业是其主要的电力用户，是这次“低电价区”方案制定的参与企业。而陕西省电力公司（国家电网）就这个方案的配合工作内容，并没有回应新金融记者。
其实，陕西省并不是第一个提出电价优惠方案的地区，从去年10月份开始，内蒙古已经实行了大范围的电价补贴，将原来在蒙西电网实施的电价补贴政策扩展至蒙东地区，对符合条件的工业企业生产用电在现行电价政策的基础上每度补贴3分钱。而几乎同期，宁夏也恢复了对部分工业的电价补贴。
陕西、内蒙古和宁夏的产业发展结构大致类似，主要集中在电解铝、电石、水泥等能源主导型工业，但是在经济增速放缓、能源产品需求不旺的形势下，内蒙古和宁夏的电价优惠措施一定程度上降低了工业的制造成本，从而弱化了与他们毗邻的陕西大工业的竞争力。
目前蒙西、宁东的电价，比陕北要低了3.3分钱。陕西省发改委负责经济运行工作的官员对新金融记者表示，陕北电价高的主要原因，在于当地的电煤价格一直维持周边省份中的较高水平，使得销售电价水平难以降低。
与周边宁夏、山西、内蒙古相比，陕西的电煤价格最高，而且火电占比也高，这是陕西电价水平高于周边省的主要因素，由于电费在工业企业尤其是高耗能企业生产成本中占比大，因此电价水平高直接影响了榆林地区大工业经济的发展。
榆林市的经济总量在陕西省排第二，今年前4个月，全市五大支柱行业中，包括煤炭、油气、电力、化工等，总产值占到全市产值的92.5%，增速比去年同期均有大幅度回落，且有三大行业出现负增长，直接导致全市工业增速大幅度放缓。
而在陕西省提出具体的电价优惠方案之前，从今年5月份开始，榆林地区已经向地方或地方控股规模以上电石、铁合金、金属镁、玻璃、水泥生产企业给予0.07元/度的用电奖励，而开支来源大体构成是，省财政补贴1分钱，市县财政、电网企业，各承担2分钱。
今年5月9日，陕西省决策咨询委员会副主任吴登昌在榆林座谈时曾表示：“榆林是国家级能源化工基地，载能工业企业众多，耗电量占产品成本比重大，电价决定了载能工业竞争力的强弱，也影响着榆林工业经济持续发展。
而正准备落地的陕西低电价区方案，电价优惠还将继续。根据榆林市物价局监测和电厂典型调查数据，经测算，在确保榆林电网火电保本微利的前提下，可降低火电上网电价3.86分/千瓦时。而为支持大工业发展，对居民生活、一般工商业和农业生产销售电价暂不作调整，将降价空间可全部用于降低大工业电价。
推行阻力
陕西省推行下调上网电价的依据是煤电联动机制，去年年底国务院出台文件明确，今后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。
根据榆林市物价局监测和电厂典型调查数据， 2013年3月电煤平均出矿价格比2012年平均降低约105元/吨，降价幅度26%，具备国家煤电联动降价条件。此外，2008年至今，榆林电网小火电上网电价每千瓦时共提高0.0912元，疏导原煤价格约292元/吨，前几年的煤价上涨额从电价政策来讲已全部疏导。
然而陕西单方面下调上网电价的做法是否合规还有待商榷。中国电力企业联合会副秘书长欧阳昌裕对新金融记者说，下调电价需要经过国务院和国家发改委的审批通过，地方上没有权限这么做。
以煤电联动机制作为依据看似合理，实际上也争议颇多。安邦咨询研究员陈哲告诉新金融记者，煤电联动提出的以年度为周期，实际应该是从文件出台的2012年12月到今年12月为一个周期，而不是榆林提出的从去年3月到今年3月，尽管电煤降价幅度已经符合条件，但是还没有到调价的时间窗口。
煤电联动的条件界定起来也很复杂，比如各地煤价变化情况相异，甚至部分地区煤炭企业上调煤价（如龙煤集团要求煤价较去年底价格再上涨90元/吨，其他部分地区也有类似情况），火电企业实际享受到的到场煤价下降幅度差异较大。
不过从去年煤价暴跌至今，发电企业利润保持着大幅增长的形势。据中经网数据公司分析报告显示，2012年五大发电集团利润总额初步估算达到460亿元，创下2002年成立以来历史最好水平；国家统计局2012年全国工业企业“大年报”显示，在41个工业大类行业中，利润同比增幅最大的当数电力行业，增幅达到了69.1%。
这让一些地方政府意识到发电企业可以出让一部分利润，支持本地的工业发展。安邦咨询陈哲认为，虽然发电企业多为五大发电央企，由国资委管理，看上去“很牛气”，但是具体到地方，央企也要在环保测评、项目审批等方面受制于地方政府，这是相互制衡的关系，发电企业也不好“驳面子”。
不过让发电企业心甘情愿地下调上网电价也绝非易事。中电联认为，随着电煤价格平缓下滑，火电行业从过去严重亏损转变为当期盈利，与此同时，影响盈利的不利因素也客观存在。
欧阳昌裕告诉记者，受全社会用电需求增长下行影响，火电设备利用小时下降，企业边际利润在下降。据统计今年上半年，全社会用电量同比增长5.1%，增速同比小幅回落，其中占整体用电量73%的第二产业，其用电增长了4.9%，略低于全国平均增长水平。
此外，今年上半年火电完成投资同比下降4.2%，火电设备利用小时2412小时、同比降低86小时。 安信证券分析认为，火电公司盈利短期变化将取决于利用小时的变动，而未来3年内火电利用小时呈现下降趋势，并呈现区域性差别，这一风险在市场上还未得到充分预期。
“火电行业的短期利润并没有补足前期的环保投入。”欧阳昌裕说，火电企业完成国家要求的脱硝环保改造，需要大量的投资。有火电企业表示，脱硝使用的火碱成本很高，4000元/吨，每天使用10吨，4万元都不够。
“经过行业测算，每度电脱硝成本是1.5分钱，而国家给予的补贴是每度电8厘钱，远不能抵消成本的增加。”欧阳昌裕表示。
发电企业另一个拒绝降价的坚挺理由是，因往年煤电联动价格远没到位，火电企业历史欠账较多，五大发电集团负债率均在80%以上，远高于国资委预警线。
综合以上因素，中电联向国家建议近年内不宜下调电价，给火电企业一个休生养息的机会，以恢复火电行业的可持续发展能力。
在去年年底国务院调整煤电联动条件之前，电力企业要消纳煤价波动的比例是30%，其中发电企业承担10%，电网企业承担20%，“煤价上涨，电厂和电网日子都不好过，现在煤价跌了，电厂盈利了，电网并没有因此受益，所以电网对电价优惠政策将持旁观态度，不会轻易出让利益支持。”陈哲对新金融记者说。
直购电进退
“低电价区”方案的另一个重要举措，就是采用约谈或配网直购电方式，降低省电力公司榆林电源厂上网电价和大工业用户销售电价。这项举措被业内理解为榆林将加大推行直购电交易模式。
直购电交易是指电厂和终端用户之间直接交易，电网只收取特定的输配电费的电力交易方式，从而打破现有电网企业独家买卖电力的格局，减少电力交易中间成本。
“直购电交易的推行最佳时期应该在电力供小于求的时候。这样可以保证用电大户稳产纳税，而现在电力供需关系已经平衡，且有一大批产能过剩的高耗能产业面临淘汰，此时鼓励直购电交易，反而会起到负面的影响。”陈哲认为。
工信部原材料司副司长骆铁军近日表态，工信部支持符合规范的电解铝企业实施直购电，但禁止各地自行出台优惠电价，“在目前电解铝产能严重过剩和铝价低迷的情况下，通过调整电价政策提高淘汰标准，促使技术落后和缺乏竞争力的产能退出。”
此前，直购电模式曾几经争议。2009年，国家发改委曾批准辽宁抚顺铝厂与华能伊敏电厂开展直接交易，通过自主协商，抚顺铝厂最终获得的购电电价比原来便宜了9分钱。而在2010年，直购电交易被国家发改委叫停，据称是因为降低用电成本不利于节能减排目标的完成，到2012年，直购电交易试点又再度重启，今年又将部分审批权限下放至地方。
“陕西在大工业发展中推行直购电模式和电价补贴，短期内可以保住GDP增速，但长期来看，是与国家遏制高耗能产业发展的思路相违背的。”欧阳昌裕表示。
从2004年开始，国家将电解铝、铁合金、电石、烧碱、水泥、钢铁等6个高耗能产业的企业区分淘汰类、限制类、允许和鼓励类，并试行差别电价政策，并要求在此后3年内，将淘汰类企业电价提高到比当时高耗能行业平均电价高50%左右的水平。但是个别地区擅自对高耗能产业用电实行价格优惠，又引发了新一轮高耗能产业产能过剩，同时加剧资源浪费与环境污染。
虽然电厂与直购电用户签订购售合同，将降低电网对于电力交易的调节能力。但是如果直购电在电网中所占比重过大，将对电网安全稳定运行留下隐患。“靠推行直购电打破电网垄断的做法并不靠谱，电力市场需要稳定的参与主体，比如在南方冻灾期间，地方电网的修复速度远远赶不上国网，如果一味让市场放开，大家都去购买便宜的地方电，将影响国网的安全运行。”陈哲说。
国网能源研究院经济与能源供需所所长单葆国认为，当前推行大直购用电的最大阻碍是输配电价还未独立。他对新金融记者说，输配电价指的是销售电价中包含的输配电成本，只要这部分电价独立了，用户和发电企业才能真正公平透明地进行直接交易。而历经数十年电力市场化改革，在今年也不会有明显的动作。“今年10月会出台改革方案，最早明年才会推动输配电独立的改革。改革如果能顺利实施，发电企业也是有动力促进直购电交易的，因为降低电价才能赢得更多的市场。”（来源：新金融观察报 郗岳）
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