本報實習記者 郭力方 本報記者 龔小磊

　　近日，一則“電網企業去年前11個月凈利增18倍，占據電力行業總收入65%”的消息，讓“電荒”牽涉的煤—電之外的又一利益相關方——電網企業出現在聚光燈下。盡管“電網企業收入究竟占65%還是26%”這一問題尚無定論，但人們紛紛開始重新審視電網在解決“電荒”這一大課題中應承擔的角色與作用。

　　權威人士對中國證券報記者表示，要對抗這場七年不遇的大“電荒”，協調煤電關系是首要任務，但電網企業其實也可以貢獻很多力量。解決“電荒”難題，應以大力推進電力直接交易為突破口。

　　上網電價仍有上調空間

　　5月18日，寶新能源(000690)公告稱，公司接到南方電網通知，其下屬兩電廠的上網結算電價將上調0.18分/千瓦時。在“電荒”程度最深的廣東省，這是繼一周前粵電力A(000539)上網電價上調以來的又一次電網調價舉措。

　　寶新能源公告稱，此次電價調整將使公司今年營收增加1665萬元。粵電力A也預計，調價后公司合計將獲得5691萬元的凈利增收。盡管因調價直接獲利，但相關企業仍表示，上網電價仍有上調空間，以彌補因煤價大漲給發電企業所加重的負擔，進而提高電廠發電機組的可利用小時數。

　　粵電力相關負責人對中國證券報記者表示，受多方面因素影響，一季度公司發電機組利用小時數為1347小時，按這一水平，全年將不足6000小時。而根據往年的情況，機組平均年利用小時數可達6700小時。

　　“經過我們測算，火電機組小時數提高1%，機組發電電量約增加3億度，增加收入約1.2億元。”該負責人表示，一季度利用小時數減少的直接原因是機組停機檢修，電煤價格的上漲讓機組發電陷入“越發電越虧損”的境地。此次上調上網電價雖然能對沖掉一部分煤價上漲的影響，但仍不解渴。“根據2011年第一季度電煤價格較上年同期增長約17%，電價需要上調4分/千瓦時以上才能覆蓋煤價上漲。”他指出。

　　電力購銷差價過大

　　上網電價上調幅度過大，被認為會加重電網端向用戶所收銷售電價的調價壓力。為避免電網企業經營受損，就只有通過上調銷售電價來彌補，而調整銷售電價則會加重目前已經日益嚴峻的國內經濟通脹形勢。

　　對此，國務院政策研究室綜合司副司長范必指出，上網電價的上漲并不必然帶來銷售電價的上漲壓力。他指出，目前電網企業主要收入來源是上網電價與銷售電價之間的價差，而目前的情況是電網所收取的電力購銷差價過大。國內大部分地區企業上網電價是0.3-0.4元/千瓦時，而東部工業實際用電成本是上網電價的2-3倍，商業用電普遍在1元以上。如此之高的差價，除合理的輸配電成本外，很多來自于說不清的交叉補貼和銷售環節各種形式的收費加價，這些都具有相當大的壓縮空間。

　　他進一步指出，這種“統購統銷”的電力交易模式，讓電力用戶與發電企業不直接見面，無法建立反映市場供求關系的價格信號，增大了不必要的交易成本。因此，他建議，同其它普通商品交易一樣，電力也應該實行發電方與使用方直接交易。“這樣可以使具有較強市場競爭能力的高效節能機組多發電，也可最大程度地滿足用戶的用電需求。特別需要指出的是，由于減少了交易環節，直接交易將使工商企業的用電成本大幅度降低。”他說，從國外經驗看，英國實行電力交易改革后，平均用電消費成本下降了30%。

　　中國證券報記者在采訪中了解到，目前國內已開始在一些地區實行電力直接交易試點，其中，內蒙古通過建立電力多邊交易機制，通過電企和用戶直購電方式獲得的電價優惠幅度在0.03-0.06元/度，第一批參與的45家企業僅電力成本每年就節省2250萬-4500萬元。