近日发布的中经电力产业景气指数报告显示，经初步季节调整，今年二季度，电力行业出厂价格总水平同比上涨0.2%.

　　近年来，我国电力行业出厂价格总水平总体上处于上涨通道，除去年四季度同比增速微降0.1%外，已持续多个季度出现不同程度上涨，个别季度的价格总水平涨幅甚至在4%以上。

　　中经电力产业景气指数的监测结果与中国电力企业联合会的预警不谋而合。在不久前举办的2014年夏季全国煤炭交易会暨东北亚煤炭交易会上，中国电力企业联合会秘书长王志轩表示，中国电力价格将进入上涨周期。

　　不过，这边厢话音刚落，那边厢传出消息称，国家发展改革委已经决定启动煤电联动机制，并将上网电价下调0.01元/千瓦时左右。这一调整是否对电价进入上涨周期形成抑制，甚至逆转电力价格上涨趋势呢？

　　总的来看，这一电价的调整与目前的煤炭价格走势有关。今年上半年，煤炭价格持续下滑，目前已经跌入“4时代”。国家发展改革委对上网电价的调整，主要基于煤电联动机制。不过，0.01元/千瓦时的下调幅度相对于最近10年来上网电价持续上涨而言幅度并不大，很难真正撼动电价走势。

　　不容忽视的是，我国当前确实具备了电力价格上涨的压力和动力。从煤电板块看，作为电力行业龙头企业的5大发电集团的供热电厂，亏损额仍然在20亿元左右、亏损面超过半数；5大电力集团的资产负债率仍然在83.5%左右，远远高于国资委为央企设定的70%的警戒线。在这样的压力下，火电企业也迫切希望提高电力出厂价格。

　　从清洁能源发展的角度看，近年来，我国清洁能源发电的比重不断上升，但光伏发电、天然气发电、风力发电等清洁能源发电板块却长期处于微利或亏损状态，不得不依靠财政补贴勉强度日。在促进节能减排和治理大气雾霾的压力之下，清洁能源发电的发展势头将进一步强化，依靠财政补贴扶持清洁能源发展的方式恐已难以为继，提高清洁能源发电价格无可避免。

　　另外，能源的长期低价位供给，并不利于向企业用户传导转方式、调结构的压力，不利于中国经济的提质增效。

　　中电联有关专家表示，电力价格的调整，应该立足于电力市场化改革顶层设计，加快推进电价机制改革，更多采用市场机制调节电价，减少行政干预。

　　首先，要加快发电环节两部制电价改革，尽快研究水电大省的煤电价格形成机制，解决其煤电企业持续严重亏损问题，同时加快理顺天然气发电价格机制。

　　其次，要加快形成独立的输配电价机制，稳妥推进电力用户与发电企业直接交易；有关部门要加大市场监管力度，对地方政府行政指定直接交易对象、电量、电价及降价优惠幅度等行为及时纠正和追责。

　　此外，针对华北、东北及西北地区热电联产企业供热连年大面积亏损的实际困难，应出台分区域供热价格指导政策，对供热亏损较大的地区，按照成本加成原则重新核定热价，并执行煤热价格联动机制；对热价倒挂严重、亏损严重的供热企业，予以政策支持和财税补贴。

　　需要指出的是，我国电力价格进入上涨周期，并不意味着电力价格越高越好。一方面，电力价格的过快上涨，将导致工业企业生产成本骤然增加；另一方面，电力作为公共商品，其价格的调整，也应充分考虑到老百姓的承受能力。