“下一步，将按照既定的改革方向，继续深化电价改革。”这是8月3日，国家发改委发布《近期能源资源产品价格改革进展》时针对资源产品价格改革的下一步决心。
此前确定的电价改革的最终目标是，发电、售电价格形成市场竞争，输电、配电价格则由政府制定。但由于今年通胀预期和通缩现状并存，电价改革推进变得异常艰难。而且，继6月全国发电量同比增速“转正”后，7月全国发电量为3485亿千瓦时，同比增长4.21%。发电量刚刚转正时上调电价，将给正在复苏的经济“当头一棒”。
国家发展和改革委员会能源研究所原所长周大地8月4日也表示，现在电价调整各方面压力都大，一是电力企业经营亏损，二是前一阶段从电网到电力行业的投资比较大。
在销售电价上调前，电价改革目前仍有三道坎未跨越，一是煤电联动尚未理顺，二是输配电分离刚刚开始，三是直购电试点仍待完善。在电力价格机制未理清之前上调销售电价，不符合电价改革的本质，也难让人心服。
煤电联动应先理顺
由于煤炭机制已基本市场化，“市场煤”与“计划电”间的矛盾冲突日益明显，去年由于全球资源价格大幅增长，发电企业成本大增，在煤炭上涨的同时，上网电调却受政府管制，发电企业因此陷入巨亏。而目前资产价格上涨势头又起，发电企业成本之伤又将重演。
煤电矛盾导致的结果是，自去年底以来重点电煤购销合同谈判陷入长久僵局，完善煤电联动也因此成为此轮电价改革的重要一步。按此思路，煤炭涨价，发电企业就要调高上网电价，电网可能因此上调销售电价，这显然不符合电力市场化改革方向。为防止这一恶性连锁，电监会在此轮电价改革时强调，除与上游煤炭企业协商电煤价格外，还要采取措施调整发电企业内部机制，以缩减成本并提升效率，这才是电力改革最重要的一环，也是最大的难点。
煤价上涨绝非导致发电企业亏损的根本原因，五大发电集团效率低下源于其国有机制。不但机构庞杂，人员众多，近年一直盲目投资和扩大规模，重复投资严重，还大兴土木盖办公楼。
若不解决这一问题，就算梳通了煤电联营，也无法解决电企亏损。“电监会为了煤电联营几乎天天开会。”一名电监会内部人士8月4日对《投资者报》表示，由于电价涉及领域较多，也牵涉到多方利益，电价改革近期难有实质性突破，短期上调电价的可能性不大。
中银国际报告认为，煤电价格完全接轨很难实现。由于重工业的电力需求依然疲软，在没有补贴政策出台的情况下，立即上调电价将打击重工业企业的生产积极性。
输配电价应当透明
电价上调的最直接和最公开理由，和油价和水价一样，是企业的亏损。这就使电价上调很难走出“中石油式”逻辑，因为石油企业亏损便提高油价，百姓补贴的结果是，“亏损的”中石化买126万元的灯，用2.4亿元装修办公楼。
电网企业也和石化双雄一样，年年报亏，但外人无从得知电网到底亏在哪，为什么会亏损。输配电价不透明，成本不公开。只有输配电价规定了，才能实施上网电价和销售电价的适当松动，否则上调销售电价的理由就不充分。
但输配电价改革任务艰巨。要对电网资产和成本进行财务独立核算，并分别核定输电电价和配电电价。输电电价要独立出来，为电力供需双方提供直接面谈的条件，因为售电网和输电网是两个网，一般大用户不通过配电网，可以直接从输电网走，这样供需双方就有了见面的价格基础，供需双方可以多边交易了，做好这一步，才能测算配电电价。
上述电监会内部人士表示，核定电网公司资产难度大，涉及较多历史旧账，而且电网公司的应收账款中包含了逾期难以收回的用户欠费,“这部分电费已形成坏账”。
直购电模式还需完善
目前，电价改革进行得较顺利的是直购电。3月6日，工信部、发改委、电监会和国家能源局联合发布了《关于开展电解铝企业直购电试点工作的通知》，遴选了15家电解铝企业进行直购电试点。
6月30日，直购电模式进一步调整，电监会、发改委、国家能源局联合下发了《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》，明确了大用户向发电企业直接购电的具体门槛、规则和定价方式。
但实际情况并不乐观。上述家电监会内部人士对《投资者报》表示，用户企业积极性不高，使试点遇冷。按试点规定，大用户支付的直购电价格，包括直接交易价格、电网输配电价和政府性基金三部分，但由于输配电价过高、电量分配不合理，发电企业认为开展直购电试点并不划算。用户由于产能过剩，积极性也不高。
还有一个问题不能忽视，直购电目前主要针对高耗能电解铝企业，这与国家节能减排政策相悖，而且试点对象多为国有企业用电大户，而国企原本大面积减产，不能利用直购电带动产业振兴。
