專家：非民用電價上調劍指未來市場化改革
國家發展和改革委員會19日宣佈，自本月20日起全國非居民電價每千瓦時平均提高2.8分錢，暫不調整居民電價，未來居民用電將逐步推行階梯式遞增電價，用電越多電價越高。業內專家表示，這對未來國內電力價格市場化改革具有“鋪路”的色彩。
十省漲價七省降價
本輪電價調整熏這是國家發改委繼2008年7月和2008年8月兩次對電價進行調整之後的再一次。
業內專家認為，本輪電價調整具有兩個主導的傾向：一個是因地區不同而“有漲有跌”；另一個是電網企業將較發電企業從中獲得更多的利潤。
據發展改革委價格司司長曹長慶介紹，各地區、各行業此次電價調整的標準有所差異。對發電企業銷售給電網企業的上網電價做了有升有降的調整，陜西等10個省區市燃煤機組標桿上網電價適當提高，浙江等7個省區市適當下調。調價將統籌解決去年火電企業上網電價上調對電網企業的影響，同時將提高可再生能源電價的附加標準，並適當調整部分地區脫硫電價的加價標準。
在調整電價的同時，對銷售電價結構做了進一步優化和完善。加快了城鄉各類用電同價、工商業用電同價步伐，並按照公平負擔的原則，適當調整了電壓等級之間的差價。
此輪調整不涉及居民電價。國家發展改革委已要求各地研究對居民用電推行階梯式電價改革方案，將居民用電分檔定價，對基本電量保持較低的電價水準，用電越多，電價越高，以促進節約用電。具體何時實施，如何實施，國家發展改革委表示，將由各地結合當地實際情況，充分論證後，提出可操作的方案，並嚴格履行聽證程式後實施。
在國內電力體制改革中，有關電價改革的動議和嘗試由來已久，近期可追溯到2003年。當時，國務院出臺了《電價改革方案》，確定了電價改革的目標、原則及主要改革措施。
到後來，國家發改委又推出了標桿上網電價政策和煤電價格聯動機制措施，並在2005和2006年實施了兩次煤電聯動。而“市場煤”與“計劃電”博弈越演越烈，電價改革也成了一道亟待解決的難題。
值得關注的是，此次國家發改委、電監會推出的加快推進電價改革，有望改變目前上網電價行政主導的現狀，確立競價上網、加快核定輸配電價、銷售電價與上網電價聯動的新的上網電價機制，重點將主要集中在放開電價試點、輸配電價試點、加快推進直購電、扶持新建機組和調整標桿電價等方面。
高耗能行業受打壓
業內專家分析指出，本輪電價調整，對商業或服務業影響不大，而對工業或製造業有一定的影響，尤其是重工業領域運營成本將上漲。
來自權威部門的統計，今年前10月，重工業用電量佔全社會用電量比重達到60%。其中化工、黑色金屬冶煉及壓延加工業、有色金屬冶煉及壓延加工業、非金屬礦物製品業佔據了主要位置。
山東晨曦集團是一個擁有50億資産的石化企業。該集團董事長邵仲毅告訴記者，企業每天用電量約為112.8萬度、全年用電量約為4.11億度，按此次每度電調高2分計算，比調價前多支出823.44萬元。
而用電大戶電解鋁企業更因電價上調而提高生産成本。據了解，一個中型電解鋁廠，目前一年用電量在30億度左右，按新電價計算，其成本提高7500萬左右。
業內專家強調，當前，國內經濟正在復蘇，新電價政策對這些行業不會有太大影響。因為不少地方的高耗能業在金融危機期間或明或暗都得到了電價優惠。
事實上，上調工業用電價格可以一定程度上促進用電企業落實節能降耗等環保措施，促進産業結構優化配置和過剩産能的調整。整體來看，利大於弊。
按照此次國內電價改革的步驟實施，推進直購電將被提到日程。而隨著用電大戶直購電制度的逐步落實，無疑將緩衝這 部分用戶的成本高漲。
新能源業或將受益
本輪電價改革，涉及銷售電價整體上調和上網電價區域性升降。記者注意到，目前，電網高價收購新能源缺乏動力。而實施新政，銷售電價上調有助於增加電網收益，解決其建設智慧電網的資金需求，為新能源的大規模發展鋪路。
縱觀國內新能源産業的發展，在起步之初，因自身發電成本較高，且上網電價也高於傳統能源發電，不具有強大的競爭力。
據調查，近期確定的我國風電上網電價為每千瓦時0.51元到0.61元，這一價格已經比風電發展初期降低了很多，但仍在全國平均火電上網電價0.37元／千瓦時之上。
而光伏發電更為遜色。“前一時期，國內舉行了發電項目招標。而一家光伏發 電企業參與競標，以0.69元／千瓦時的驚人低價脫穎而出。即便如此，這也很難與傳統能源發電成本相提並論。”一位專家如是説。
如此結果，讓《可再生能源法》遭遇尷尬。因為在這部由政府部門起草並頒布的大法中，明確指令“電網企業應當優先收購可再生能源電力”。
“在缺乏激勵機制的架構下，電網企業很難對新能源發電企業産生興趣。”全國工商聯能源商會負責人分析説，“作為以盈利最大化為終極目標，電網企業多收一度新能源電力，就意味著少一分利潤。”
未來對一個人口眾多的中國而言，再靠以往依賴傳統能源繼續發展難以為繼。即便允許，其開發和使用成本必將越來越高，而價格不斷上漲已是必然趨勢。
業內專家作出判斷，隨著技術的不斷進步，新能源發電成本和價格將不斷降低，競爭優勢將不斷凸顯。
十省漲價七省降價
本輪電價調整熏這是國家發改委繼2008年7月和2008年8月兩次對電價進行調整之後的再一次。
業內專家認為，本輪電價調整具有兩個主導的傾向：一個是因地區不同而“有漲有跌”；另一個是電網企業將較發電企業從中獲得更多的利潤。
據發展改革委價格司司長曹長慶介紹，各地區、各行業此次電價調整的標準有所差異。對發電企業銷售給電網企業的上網電價做了有升有降的調整，陜西等10個省區市燃煤機組標桿上網電價適當提高，浙江等7個省區市適當下調。調價將統籌解決去年火電企業上網電價上調對電網企業的影響，同時將提高可再生能源電價的附加標準，並適當調整部分地區脫硫電價的加價標準。
在調整電價的同時，對銷售電價結構做了進一步優化和完善。加快了城鄉各類用電同價、工商業用電同價步伐，並按照公平負擔的原則，適當調整了電壓等級之間的差價。
此輪調整不涉及居民電價。國家發展改革委已要求各地研究對居民用電推行階梯式電價改革方案，將居民用電分檔定價，對基本電量保持較低的電價水準，用電越多，電價越高，以促進節約用電。具體何時實施，如何實施，國家發展改革委表示，將由各地結合當地實際情況，充分論證後，提出可操作的方案，並嚴格履行聽證程式後實施。
在國內電力體制改革中，有關電價改革的動議和嘗試由來已久，近期可追溯到2003年。當時，國務院出臺了《電價改革方案》，確定了電價改革的目標、原則及主要改革措施。
到後來，國家發改委又推出了標桿上網電價政策和煤電價格聯動機制措施，並在2005和2006年實施了兩次煤電聯動。而“市場煤”與“計劃電”博弈越演越烈，電價改革也成了一道亟待解決的難題。
值得關注的是，此次國家發改委、電監會推出的加快推進電價改革，有望改變目前上網電價行政主導的現狀，確立競價上網、加快核定輸配電價、銷售電價與上網電價聯動的新的上網電價機制，重點將主要集中在放開電價試點、輸配電價試點、加快推進直購電、扶持新建機組和調整標桿電價等方面。
高耗能行業受打壓
業內專家分析指出，本輪電價調整，對商業或服務業影響不大，而對工業或製造業有一定的影響，尤其是重工業領域運營成本將上漲。
來自權威部門的統計，今年前10月，重工業用電量佔全社會用電量比重達到60%。其中化工、黑色金屬冶煉及壓延加工業、有色金屬冶煉及壓延加工業、非金屬礦物製品業佔據了主要位置。
山東晨曦集團是一個擁有50億資産的石化企業。該集團董事長邵仲毅告訴記者，企業每天用電量約為112.8萬度、全年用電量約為4.11億度，按此次每度電調高2分計算，比調價前多支出823.44萬元。
而用電大戶電解鋁企業更因電價上調而提高生産成本。據了解，一個中型電解鋁廠，目前一年用電量在30億度左右，按新電價計算，其成本提高7500萬左右。
業內專家強調，當前，國內經濟正在復蘇，新電價政策對這些行業不會有太大影響。因為不少地方的高耗能業在金融危機期間或明或暗都得到了電價優惠。
事實上，上調工業用電價格可以一定程度上促進用電企業落實節能降耗等環保措施，促進産業結構優化配置和過剩産能的調整。整體來看，利大於弊。
按照此次國內電價改革的步驟實施，推進直購電將被提到日程。而隨著用電大戶直購電制度的逐步落實，無疑將緩衝這 部分用戶的成本高漲。
新能源業或將受益
本輪電價改革，涉及銷售電價整體上調和上網電價區域性升降。記者注意到，目前，電網高價收購新能源缺乏動力。而實施新政，銷售電價上調有助於增加電網收益，解決其建設智慧電網的資金需求，為新能源的大規模發展鋪路。
縱觀國內新能源産業的發展，在起步之初，因自身發電成本較高，且上網電價也高於傳統能源發電，不具有強大的競爭力。
據調查，近期確定的我國風電上網電價為每千瓦時0.51元到0.61元，這一價格已經比風電發展初期降低了很多，但仍在全國平均火電上網電價0.37元／千瓦時之上。
而光伏發電更為遜色。“前一時期，國內舉行了發電項目招標。而一家光伏發 電企業參與競標，以0.69元／千瓦時的驚人低價脫穎而出。即便如此，這也很難與傳統能源發電成本相提並論。”一位專家如是説。
如此結果，讓《可再生能源法》遭遇尷尬。因為在這部由政府部門起草並頒布的大法中，明確指令“電網企業應當優先收購可再生能源電力”。
“在缺乏激勵機制的架構下，電網企業很難對新能源發電企業産生興趣。”全國工商聯能源商會負責人分析説，“作為以盈利最大化為終極目標，電網企業多收一度新能源電力，就意味著少一分利潤。”
未來對一個人口眾多的中國而言，再靠以往依賴傳統能源繼續發展難以為繼。即便允許，其開發和使用成本必將越來越高，而價格不斷上漲已是必然趨勢。
業內專家作出判斷，隨著技術的不斷進步，新能源發電成本和價格將不斷降低，競爭優勢將不斷凸顯。
