近日，一则“电网企业去年前11个月净利增18倍，占据电力行业总收入65%”的消息，让“电荒”牵涉的煤—电之外的又一利益相关方&mdash mdash;电网企业出现在聚光灯下。尽管“电网企业收入究竟占65%还是26%”这一问题尚无定论，但人们纷纷开始重新审视电网在解决“电荒”这一大课题中应承担的角色与作用。

权威人士对中国证券报记者表示，要对抗这场七年不遇的大“电荒”，协调煤电关系是首要任务，但电网企业其实也可以贡献很多力量。解决“电荒”难题，应以大力推进电力直接交易为突破口。

上网电价仍有上调空间

5月18日，< an on mouseover="function on mouseover() { function on mouseover() { ShowInfo(this,"000690", "51", "-1",event); } }">宝新能源（000690）公告称，公司接到南方电网通知，其下属两电厂的上网结算电价将上调0.18分/千瓦时。在“电荒”程度最深的广东省，这是继一周前粤电力A（000539）上网电价上调以来的又一次电网调价举措。

宝< an on mouseover="function on mouseover() { function on mouseover() { ShowInfo(this,"399941", "51", "-1",event); } }">新能源公告称，此次电价调整将使公司今年营收增加1665万元。粤电力A也预计，调价后公司合计将获得5691万元的净利增收。尽管因调价直接获利，但相关企业仍表示，上网电价仍有上调空间，以弥补因煤价大涨给发电企业所加重的负担，进而提高电厂发电机组的可利用小时数。

粤电力相关负责人对中国证券报记者表示，受多方面因素影响，一季度公司发电机组利用小时数为1347小时，按这一水平，全年将不足6000小时。而根据往年的情况，机组平均年利用小时数可达6700小时。

“经过我们测算，火电机组小时数提高1%，机组发电电量约增加3亿度，增加收入约1.2亿元。”该负责人表示，一季度利用小时数减少的直接原因是机组停机检修，电煤价格的上涨让机组发电陷入“越发电越亏损”的境地。此次上调上网电价虽然能对冲掉一部分煤价上涨的影响，但仍不解渴。“根据2011年第一季度电煤价格较上年同期增长约17%，电价需要上调4分/千瓦时以上才能覆盖煤价上涨。”他指出。

电力购销差价过大

上网电价上调幅度过大，被认为会加重电网端向用户所收销售电价的调价压力。为避免电网企业经营受损，就只有通过上调销售电价来弥补，而调整销售电价则会加重目前已经日益严峻的国内经济通胀形势。

对此，国务院政策研究室综合司副司长范必指出，上网电价的上涨并不必然带来销售电价的上涨压力。他指出，目前电网企业主要收入来源是上网电价与销售电价之间的价差，而目前的情况是电网所收取的电力购销差价过大。国内大部分地区企业上网电价是0.3-0.4元/千瓦时，而东部工业实际用电成本是上网电价的2-3倍，商业用电普遍在1元以上。如此之高的差价，除合理的输配电成本外，很多来自于说不清的交叉补贴和销售环节各种形式的收费加价，这些都具有相当大的压缩空间。

他进一步指出，这种“统购统销”的电力交易模式，让电力用户与发电企业不直接见面，无法建立反映市场供求关系的价格信号，增大了不必要的交易成本。因此，他建议，同其它普通商品交易一样，电力也应该实行发电方与使用方直接交易。“这样可以使具有较强市场竞争能力的高效节能机组多发电，也可最大程度地满足用户的用电需求。特别需要指出的是，由于减少了交易环节，直接交易将使工商企业的用电成本大幅度降低。”他说，从国外经验看，英国实行电力交易改革后，平均用电消费成本下降了30%。

中国证券报记者在采访中了解到，目前国内已开始在一些地区实行电力直接交易试点，其中，内蒙古通过建立电力多边交易机制，通过电企和用户直购电方式获得的电价优惠幅度在0.03-0.06元/度，第一批参与的45家企业仅电力成本每年就节省2250万-4500万元。