為有效應對當前經濟下行壓力、增強經濟可持續發展能力，迫切需要降低實體經濟企業成本。在今年3月26日國務院常務會議中，李克強總理確定今年優化營商環境重點工作在于更大激發市場活力。其中專門提出了要進一步降低獲得電力成本的指示。隨著產業結構的調整，實體經濟企業成本中電力成本通常占有較高的比重。因此，降低企業電力成本，在當前時期具有重要意義。

 

（來源：微信公眾號“配售電商業研究” ID:EDARBI 作者：沈賢義）

 

企業的電力成本構成比較復雜。從企業在電力方面的支出來看，除每月按照消耗電量支付度電電費（每千瓦時）和基本電費（每千伏安/月或每千瓦/月）以外，工商業企業還需要自行投資建設外線工程、用戶側配電線路、變壓器和相關的等電氣設備等（以折舊方式進入生產成本），并承擔在用戶側配電資產形成后的運行和維護（含人工、消耗品更換以及故障修理等）以及各種損耗。這些都屬于企業的電力成本。因此，要降低企業的電力成本，單靠降電價是不夠的，還需要優化相關政策環境，充分發揮市場的作用，挖掘用戶側潛力，建立多方共贏的生態，形成降低電力成本的長效機制。

 

在本文中，我們將從電價、獲得電力成本、轉供電、用戶側管理等多個方面，分析利用市場的力量來降低企業電力成本的途徑，并對相關政策提出一些方向性的建議。

 

 

我國當前的電價體系仍然是雙軌制——電力市場交易價格體系與統購統銷價格體系，后者在各地仍是主流。在電力市場化交易情況下，對于企業用電價格由以下部分組成：與發電側相關的市場交易電價、與電網相關的輸配電價（含線損、政策性交叉補貼）以及政府性基金及附加。在統購統銷情況下，對于企業用電價格為目錄銷售電價。

 

經過近年來多方面的努力，我國的總體電度電價水平已顯著下降，目前在世界主要經濟體中大致排在中游位置。然而，相對于我國的經濟發展水平和收入水平，我國的電價水平仍然偏高。為此，國家相關部門和各地正陸續出臺相關政策和措施，推動電價的進一步降低。這里我們對這些政策和措施進行了梳理。

 

（一）直接降低上網電價和銷售電價

 

在統購統銷電價體系中，對發電企業的上網電價和對用戶的銷售電價都是政府核定的。由于政府直接干預電價弊端較多，因此近年來有關部門出臺的降電價政策都充分尊重了現有的電價形成機制。以2018年和2019年連續兩年“降低一般工商業電價10%”的政策為例，從表面看，這是政府直接干預銷售電價，但實際上，國家發改委和各地推出的系列措施主要是降低增值稅、降低政府性基金、降低固定資產投資的轉資率、延長固定資產的定價折舊年限、擴大跨省跨區交易等，基本上沒有突破現有電價形成機制。另外一個例子是降低企業的基本電費，國家發改委提出的措施并不是直接干預基本電價，而是完善兩部制電價的執行方式，如2016年提出的放寬基本電價計費方式變更周期限制、放寬減容（暫停）期限限制等、以及2018年提出的可按照實際最大需量繳納基本電費（突破40%的限制）等。

 

此外，近年來有關部門和部分地區出臺的一些降電價的政策充分考慮了發揮市場的作用，如發展“煤電聯營”、開展“棄水電量”和“富余電量”交易等，在穩定和降低銷售電價方面取得了良好的效果。

 

需要指出的是，現有不少政策搭電價的“便車”，將電價作為特定行業政策的工具，如“差別電價”、“綠色發展電價”、“電能替代電價”等。建議相關部門充分重視電力的商品本質，減少對電價的直接干預。

 

（二）通過市場交易降低電能價格

 

電能價格是電價中最主要的構成要素。

 

電能價格應由市場交易中形成。降低電能價格應該通過市場競爭實現。9號文將“放開兩頭”確定為本輪電力體制改革的方向之一，要求通過在發電側和售電側開展有效競爭，來有效地發現電能價格。隨后各地開展的電力市場化交易的確在不同程度上實現了電能價格的降低。

 

隨著發用電計劃的逐步放開，通過市場交易獲得的用電量在全部用電量中的占比當前已達30%，預計明年會接近50%。由于進一步提升市場交易電量占比需要電力現貨市場的支撐，我國在八個典型省區開展了電力現貨市場的試點，目前這些試點均已啟動試運行。

 

盡管電力現貨市場中電能價格波動幅度較大，在某些特殊情況下市場交易中形成的電能價格還可能會上漲，但這種正常的價格變動正好為相關投資提供了經濟信號，從而在長期上實現電能價格的降低。

 

當前影響電力市場化交易有效開展的主要障礙是調度機構的獨立性不夠。在當前發用電計劃尚未完全放開、電網企業尚未實現輸電和配電業務分離的情況下，作為電網企業內部機構之一的調度機構難以得到有效監管，難以落實“三公調度”。由于“管住中間”是“放開兩頭”的基礎和前提，相關部門應重視相關的頂層設計。

 

此外，省間壁壘造成了嚴重的電力資源浪費，影響了電能價格的進一步降低。建議相關部門同步推動區域電力市場的建設，以在更大范圍內實現資源的優化配置。

 

另一方面，分布式光伏和分散式風電在配電網內開展市場化交易，由于避免了長途輸送電力的成本，也能有效降低電能價格。國家能源局從2017年開始推行分布式發電市場化交易，目前已經啟動了26個試點項目，但“過網費”等問題仍亟待解決。

 

（三）降低輸配電價

 

輸配電價是電價中另一項主要構成要素。

 

鑒于輸配電業務的特殊性，輸配電價不適宜由市場形成。輸配電業務應由政府授權壟斷經營，并由監管機構監管其經營、核定其輸配電價。9號文確定的本輪電力體制改革的另一個方向是“管住中間”，輸配電價就是該方向的關鍵。

 

隨著《輸配電定價成本監審辦法（試行）》、《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》、《區域電網輸電價格定價辦法（試行）》、《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法（試行）》和《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》的印發和推行，我國已經形成了一套相對完整的輸配電價管理體系，輸配電價也有所降低。

 

我國當前采用的是“準許成本加合理收益”的機制核定輸配電價，嚴格控制電網企業的準許成本就成了降低輸配電價的關鍵。為了進一步降低輸配電價，最近修訂發布的《輸配電定價成本監審辦法》在準許成本控制方面提出了許多有力措施，如隔離競爭性業務和管制性業務、嚴格監管關聯業務等。通過將競爭性業務面向市場放開，這些措施將有助于充分發揮市場的力量，鼓勵創新，提升效率，從而降低輸配電成本。

 

和發達國家相比，我國的輸配電業務的效率明顯偏低，輸配電價尚有較大下降空間。為進一步降低輸配電價，建議進一步深化“管住中間”這項工作，將輸電和配電業務分開監管、將輸電價格和配電價格分開核定、采用更有激勵性的監管方式、在配電業務的準入和退出方面開展競爭等。

 

（四）降低政府性基金及附加

 

政府性基金及附加實質上是一種附著在電價上、向電力用戶征收的稅。本輪電改以來，特別是近期，相關部門出臺了多項政策來降低政府性基金及附加：取消了城市公用事業附加，多次降低了中大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金，部分省區降低或者取消了地方水庫移民后期扶持基金。

 

現行的政府性基金及附加中，可再生能源發展基金是最主要的項目。隨著可再生能源的平價上網以及補貼的退坡，建議逐步降低、直至取消電價中的政府性基金及附加。

 

（五）降低交叉補貼

 

我國的電價中大致存在以下三類交叉補貼：

 

1、發達地區用戶對欠發達地區用戶的補貼；

 

2、高電壓等級用戶對低電壓等級用戶的補貼；

 

3、大工業和一般工商業用戶對居民和農業用戶的補貼。

 

也就是說，交叉補貼導致發達地區、高電壓等級、工商業用戶承擔了更高的電價，來補貼其它用戶。

 

交叉補貼扭曲了電價，且缺乏經濟效率。因此，需要逐步減少交叉補貼，降低部分用戶的不合理負擔。

 

2018年和2019年兩年降低一般工商業電價的一系列措施，把本應用于降低全部用電類別電價的空間專門用于降低一般工商業電價，實際效果上是大幅度降低了上述第3類交叉補貼。

 

現存的交叉補貼中最急需降低的是上述第2類交叉補貼，即電壓等級間的交叉補貼。當前許多看起來不相關的問題，如增量配電業務電價空間不足、轉供電現象嚴重、用戶配電資產無償移交給電網企業等，其共同根源正是電壓等級間的交叉補貼。今年是大部分地區2017-2019監管周期的最后一年，建議各地價格主管部門在核定新的監管周期輸配電價時，逐步減少電壓等級間的交叉補貼。

 

 

“獲得電力”是世界銀行集團用來評價各國營商環境的指標之一，包括接電流程的項數、需要的天數、接電成本、供電可靠率等分項指標。其中的接電成本（即“獲得電力成本”）指的是用戶辦理接電（“業擴”）需要向電網企業繳納的費用。