近期國家發改委召集有多家企業參加的電力體制改革研討會，聽取電力企業對輸配電等改革方面的意見和建議，五大發電集團均到會，在這場主題是“售電側”如何參與電力體制改革的研討中，作為電力銷售體制重要環節的國家電網，并未列席。

以直購電為突破的電改“遇冷”背后，是發電集團、電網和用電企業之間的利益角力。而眼下直購電缺乏長效機制和輸配電價核定的滯后是目前電改進展緩慢的重要因素。

在五大電力集團的角度，目前直購電的價格往往低于普通銷售電價，基本與上網電價持平，甚至低于上網電價。那么他們為什么還要大費周章地自己找客源、簽合同參與直購電？

如果梳理電改歷程就會發現，其實直購電推進已經有10年，但進展最迅速的就是2012年與2013年。而這兩年恰恰也是宏觀經濟整體下行，社會用電量增速明顯放緩的兩年。也就是說：電，從以往的供不應求開始轉變為供求平衡，甚至是供大于求。

在中國，和電價緊密相關的是煤價。2012年之前，電力企業的主要原料煤炭正處于“黃金十年”，煤價高企，發電成本高企，發電企業自然無動力推行直購電 ，而更愿意按照國家規定的上網電價賣電給電網。

轉折點出現在2012年之后。從2011年到2013年的煤價變化數據就可以看出，2012年動力煤市場的“跌宕起伏”：整個環渤海地區港口平倉的發熱量5500大卡市場動力煤的綜合平均價格顯示，2013年10月9日和2011年10月19日的平均價格相比，發熱量5500大卡動力煤的綜合平均價格由847元/噸下降到530元/噸，下滑317元/噸，跌幅達37.4%。

煤炭價格快速下滑，發電企業的成本明顯地降下來了，按照2004年國家建立的煤電聯動機制，上網電價自然應該相應下調。

但是該機制礙于“讓長期承受高煤價的電企喘口氣”的想法遲遲未能啟動。2012年底，國務院出臺了《國務院辦公廳關于深化電煤市場化改革的指導意見》（以下簡稱《意見》）規定，“繼續實施并不斷完善煤電價格聯動機制，當電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應調整上網電價，同時將電力企業消納煤價波動的比例由30%調整為10%。”

按照煤價下降80元測算，電廠如果消納10%，那么下調的電價需要抵消煤價下降72元給企業帶來的收益。2012年，全國供電耗煤率為321克標準煤/千瓦時，火電廠用電率為6%，據此測算火電企業發電耗煤率為302克標準煤/千瓦時，以5500大卡動力煤為例，煤價下降72元給火電企業帶來的新增收益，相當于電價上漲2.77分/千瓦時。也就是說，按照煤價變動收益補償法測算，如果啟動煤電聯動火電企業上網電價每千瓦時需要下降2.77分。但是事實上，2013年沒有哪個省份的上網電價下調了如此大幅度，而是基本保持未變的水平。

顯然，雖然成本低了，但上網電價也沒有相應調低，這原本是發電企業“最好的時代”。但偏偏隨著煤炭價格下降的還有全社會尤其是工商業用電需求的下降。發電企業更愿意多發電，卻沒有人買，“最好的時代”變成了“最尷尬的時代”。