聚焦｜电力行业用能成本降低的方式与路径

政府性基金及附加

政府性基金及附加在电价构成中占比不容小觑。根据国家能源局发布的《2016年度全国电力价格情况监管通报》，2016年随销售电价征收的政府性基金及附加，其全国平均水平为46.45元/千千瓦时(电网经营企业省内售电量口径平均值)，同比增长18.43%。

2017年6月16日，国家发改委下发通知，决定自2017年7月1日起取消向发电企业征收的工业企业结构调整专项资金(部分省份同步上调了燃煤机组上网电价)，并将国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准各降低25%。此外国家财政部已于2017年4月1日起取消城市公用事业附加。

以河北北部电网为例，目前35千伏接入、两部制工商业用户平段销售电价为0.5216元/千瓦时，其中包括国家重大水利工程建设基金0.53分钱、大中型水库移民后期扶持资金0.26分钱、地方水库移民后期扶持资金0.05分钱、可再生能源电价附加1.9分钱，政府性基金及附加合计为2.74分钱，其在电价构成中占比为5.25%。

可再生能源电价附加征收宜开源节流并举。就工商业用户的政府性基金及附加而言，可再生能源电价附占比较大，征收标准已高达1.9分/千瓦时。以河北北部电网为例，可再生能源附加占政府性基金及附加比例高达69.3%。但与此同时，可再生能源发电补贴的缺口也越滚越大，上调可再生能源电价附加的诉求亦非常强烈。随着风电、光伏乃至生物质发电电量日益增加，对可再生能源电价附加征收亟需开源节流并举。

所谓开源，主要是对自备电厂自发自用电量部分拖欠的政府性基金及附加进行全面梳理，并在规定期限内补缴拖欠的金额;个别数额较大、确有困难的，可以给予一定的宽限期。今后自备电厂欠缴政府性基金及附加的用电企业，不得参与市场化交易，并纳入国家涉电领域失信名单，确保足额征收自备电厂自发自用电量部分的政府性基金及附加。

所谓节流，一方面需大力实施“绿证交易”，可在具备金融牌照的交易机构，如北京、首都、冀北交易中心试点开展“绿证交易”，由用电企业、个人用户及可再生能源发电企业在平台进行交易，条件成熟后向全国推广实施，一定程度缓解可再生能源补贴缺口。另一方面对于规划中的可再生能源项目，随着技术进步和设备工程造价降低，可采用“补贴竞价”、“平价上网”等方式确定项目业主单位，以最大限度降低可再生能源补贴需求，进而降低可再生能源附加征收强度，从而降低全体电力用户电价。

水利工程基金宜合理归位。国家重大水利工程建设，如“南水北调”项目用于解决北方部分地区(北京、天津、河北等)的缺水问题，所需资金理应通过受益地区供水加价方式进行筹集。大中型水库移民后期扶持资金是水利工程项目投资的必要组成部分，所需资金宜由相关水电企业从其成本中单独列支，或通过其上网电价进行疏导。目前上述两项费用均以政府性基金的方式向全国电力用户征收，既加重了不相干地区电力用户的负担，也使得受益地区的用水或用电价格信号扭曲。建议该项基金宜与电价脱钩，本着“谁受益、谁承担”的原则，转由受益地区消费者承担。

市场化交易

有序扩大市场交易规模。随着电力市场化改革加速，电力的商品属性也越来越明显，电价、发用电计划也从政府管制向市场供需决定转变。国家发改委统计数据显示，2017年全国市场化交易电量累计1.63万亿千瓦时，同比增长45%，占全社会用电量比重达26%左右，同比提升7个百分点，为工商企业减少电费支出603亿元。电力市场化交易对于降低用户用能成本的作用日益凸显。

就各地实际情况而言，市场化交易电量占电网企业售电量的比例各不相同，据中电联相关统计，市场化电量占比较高的省份超过68%，个别省份其占比仍为10%左右，这既与国家有序放开发用电计划、逐步扩大市场化电量比例的精神不符，也难以满足已入市用户的市场化交易诉求，同时也不利于精准降低当地支柱性或政策支持性企业的用能成本。因此需积极推进市场化交易工作，进一步提升市场化交易电量占比水平，切实降低工业用户用能成本，进一步优化营商环境。

对于市场化交易电量，电网经营企业的收入主要为输配电价，部分省级电网核定的输配电价可能略低于其原有购销价差，短期看可能将会对电网经营企业利润造成影响。但输配电价每三年核定一次，上个监管周期内损益将在下一轮的电网输配电定价成本监审中予以统筹解决，短期的利润影响也能在后期得到疏导和平衡。此外电力市场化交易释放的电价红利，可能会刺激一部分工业企业恢复或增加用电负荷，将对电网经营企业增供扩销起到一定积极作用，也有利于增加电网经营企业的利润。

积极推动可再生能源市场化交易。根据《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》(发改能源〔2016〕625号)规定，可再生能源电量由保障性收购电量和市场化电量构成，保障性收购电量由电网企业按照“保量又保价”原则收购，市场化电量遵循“保量不保价”方式，交易价格由市场形成。与火电相比，风、光等可再生能源发电边际成本较低，保障性小时数之外的市场化电量，其交易价格更有优势。

以河北张家口地区为例，2017~2018年供暖季以市场化交易方式开展风电清洁供暖，采用“分表计量、打包交易”模式，由用户侧挂牌、发电侧摘牌组织风电供暖交易。交易价格0.05元/千瓦时(较结算电价降低0.322元/千瓦时)，低谷输配电价按平时段的50%执行，单一制、10千伏居民采暖用户低谷到户电价约0.175元/千瓦时，较之前低谷时段目录销售电价下降37.6%;2017年11月~2018年4月供暖期交易电量合计1.34亿千瓦时，用户整体用电成本降低约40%，有效引导推动用户积极实施煤改电工程。

随着可再生能源电量占比日益提升，需从制度层面做好可再生能源保障性收购与市场化交易的有效衔接，确保新能源优先调度的前提下，大力推动超过保障小时数之外的全部电量进入市场，其交易价格主要由市场形成，主要向煤改电(含自备电厂替代)等电能替代项目、大数据及云计算等新兴产业进行精准传导，一方面助力大气污染防治，一方面有效增加可再生能源汇集区域就地消纳能力，实现可再生能源与电能替代协同发展。