经济增速放缓大背景下，电力行业的处境亦未见好，原来发用电高速增长掩盖的一些电价方面的矛盾和问题随之暴露出来。煤价走低、降电价呼声愈高，可再生能源发展亟需电价政策配套，节能减排要求理顺定价机制，被诟病“停滞不前”的电力体制改革是否能转化为发展红利……近日，由中国价格协会能源和供水价格专业委员会主办的“2013电力价格管理与改革研讨会”在拉萨召开。这场“高海拔”的研讨会，关注的是一个“高难度”的改革议题。能源、价格主管部门有关负责人和来自发电、电网等企业界、学界的多方人士聚焦电价改革，共同为当下的电力行业健康发展寻开“良方”。
煤价走低，降电价呼声愈高
今年1~6月，第二产业用电量1.84万亿千瓦时，仅增长4.9%，而进入7月以来，大范围的高温天气致使全国用电量激增。国家电力调控中心数据显示，7月24日～25日，全国日发电量两次刷新历史纪录，其中7月25日达到168.67亿千瓦时，华北、华东、华中3个区域电网输配电量均创历史新高。
一方面是不断飙升的用电量，另一方却是迟迟不肯“回暖”的煤炭价格。煤价继续维持下行，且跌幅再度扩大，国内煤市仍陷“寒冬”。8月7日中国价格协会发布的环渤海动力煤价格指数显示：5500大卡动力煤的综合平均价格报收565元/吨，比上周又下降了5元/吨，比年初的633元/吨已经下降68元/吨，降幅超过10%。
人们对前几年夏日被称作“电荒”的用电供不应求还记忆犹新，大量的煤炭需求拉升了煤价，叫苦连天的是电企。而今，窘境却轮到了煤炭企业。“从2011年底以来，受宏观经济形势供求关系等因素的影响，煤炭价格进入一个下降的轨道。”与会有关人士告诉中国经济导报记者，过去是煤炭企业利润大幅增长，如今恰好相反，是发电行业和供电行业利润同比增长。
分析价格下滑的原因，除了国内煤炭需求放缓的影响外，还有国际煤炭市场供给过剩的原因。需要注意的是，7月以来，国内主力电厂存煤可用天数仍然高居20天左右，未来放量采购可能性不大。
去年12月25日，国务院《关于深化电煤市场化改革的指导意见》中规定：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，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。如今煤炭价格与年初相比，跌幅已经接近10%，已经远远超出煤电价格联动政策中5%的上限。
还要看到硬币的另一面——国网能源研究院财会与审计研究所副所长李成仁表示，与部分国家相比，我国的电价水平还处于“较低水平”。
有关人士透露，下一步，将进一步完善煤电联动价格机制，现在大方向已经明确，还需进一步细化。
新能源需理顺电价机制
7月中旬，《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》将2015年国内光伏发电装机目标在2000万千瓦基础上再上调75%，提出将推动光伏企业兼并重组，并首次明确电价和补贴机制以及光伏准入门槛。
与会的专家表示，可再生能源的大力发展，其实也作用于电价调整，而后者对产业发展可能产生“牵一发而动全身”的影响。“其中电价怎么定，只要做到有利可图了，发展也就快了。”前几年，光伏发电价格测算是基于光伏组件较高的成本，而随着产业发展成本下降和转向国内市场需求，光伏集中式上网电价应该适当进行调整，已成为各方共识。
另一个问题是可再生能源附加缺口越来越大。此前推广的“金太阳”工程，从造价方面给予光伏发电企业一定补贴，但是之后由于执行、管理等原因，造成了浪费而被叫停。下一步，有关部门还将针对这个问题深入研究。
众所周知，我国能源结构中煤炭作为主力能源仍占比很大，而天然气作为清洁能源，越来越成为一项重要选择。但是，目前天然气发电主要集中在京津冀、珠三角等地区，成本较高，还有很多矛盾需要疏导。与之相呼应，水电价格形成机制也需要进一步得到完善。
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