各地纷纷大力推进“降电价” 探寻电价机制背后的逻辑！

年初的政府工作报告提出，降低电网环节收费和输配电价格，一般工商业电价平均降低10%。4月23日，中央政治局会议进一步强调，要深化供给侧结构性改革，降低企业融资、用能和物流成本。

降低企业用能成本，增强企业竞争力，是我国经济由高速增长阶段向高质量发展阶段转变的必经之路，是积极应对国际竞争和避免落入中等收入陷阱的必然选择。

3月22日，美国总统特朗普宣布对500亿美元的中国商品征收关税，中美贸易战经历短暂消停后又拉开了大幕。4月16日，美国宣布未来7年里禁止美国公司向中兴通讯销售零部件、软件和技术等。中兴遭遇一剑封喉之痛，痛在缺少拥有自主知识产权的核心技术和核心产品，这也是广大后发国家共同面临的难题。困境还不限于此，传统优势越来越少，我们不但技不如人，人力成本持续上升，用能成本甚至还高于先发国家。

根据美国能源信息署数据显示， 2016年，中国平均电价为0.669元/千瓦时，美国平均电价为人民币0.683元/千瓦时，两国整体水平接近;中国工业电价平均0.687元/千瓦时，高出美国约53%，考虑增值税抵扣的因素，仍高出美国31%以上。

“降电价”，更准确地说，“降低企业用能成本”，已是当前经济发展中的当务之急。4月4日，李克强总理在国务院常务会议上进一步指出：“相关部门和企业既要从国家发展的大局出发，也是从企业自身最终利益考虑，着力降低一般工商业的用电成本，增强工商企业的竞争力。”

有了尚方宝剑，国家发改委和各地方政府正紧锣密鼓地推进“降电价”，务期必成。3月28日，国家发改委出台了《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》(发改价格〔2018〕500号)，列出了“全面落实已出台的电网清费政策、推进区域电网和跨省跨区专项工程输电价格改革、进一步规范和降低电网环节收费和临时性降低输配电价”四项具体措施。据发改委价格司巡视员张满英在新闻发布会上介绍，从4月1日开始执行的这四项具体措施，涉及金额430亿元，为年降价目标的一半左右。

在中央高层的重视和推动下，完成一般工商业电价平均降低10%的年度任务不会有多难。但是，企业用电成本的现状和主要诉求是什么?在降低企业用能成本上，我们有哪些选择?如何建立合理的工商业电价形成机制?等等，这些问题亟待我们逐一回答。

参与市场交易、容量电费减半和提高电力可靠性是用电企业的主要诉求

“降低电价与网络降费一样，虽然短期看相关企业利润可能会受些影响，但通过薄利多销反而会促进用量的大幅增长，实现企业和下游用户双赢。”李克强总理在国务院常务会议上强调,电力企业应该在“降电价”上主动作为。

企业的实际用电成本到底处于一个什么样的状况,这是电力企业尤其是电网企业必须了解清楚的。本刊记者近日采访了一家位于京郊的物联网技术、产品与服务提供商的行业龙头型高科技企业。

据该公司动力技术部负责人介绍, 2009年在北京建厂,2011年正式投产，公司生产的液晶显示器等产品畅销全球，年用电量为8亿多千瓦时，年电费支出6亿多元。2017年，公司从电网公司购电79460.49万千瓦时，支付电费62780.28万元，到户均价0.790元/千瓦时,电费成本占产品总成本的4%左右。该公司目前在合肥、鄂尔多斯、重庆、福州分别建有分厂，其中电价最低的为鄂尔多斯，到户均价为0.24元/千瓦时，用的是大用户直购电。其次是重庆、合肥，到户均价为0.60元/千瓦时左右，部分电量是通过大用户直购电。北京公司建厂时报装容量为40万千伏安，过去容量电费每月近2000万元。2014年6月以来，供电公司按最大需量计收基本电费，月容量电费还接近1000万元。北京公司与合肥公司、重庆公司的年用电量大体相当，但是合肥、重庆两地的容量电费仅到北京公司的一半左右。

该负责人告诉记者，为降低企业用能成本，北京公司一是通过内部节能改造，年节省电费2%左右;二是安装了工业余热利用设备，收集生产余热转为供暖和供热蒸汽，年节约近2000万元;三是建设了6兆瓦光伏屋顶，其中5兆瓦为开发区金太阳工程，1兆瓦为第三方建设运营，年发电量共计500多万千瓦时，又节省了部分电费支出。

如何进一步降低企业的用电成本，该负责人提了三点诉求：一是希望北京市直购电政策尽快落地，公司年用电比较平稳，每天为210万—240万千瓦时，完全满足直购电的条件;二是希望容量电费在现有基础上再下降50%，到户电价降到0.60元/千瓦时左右;三是进一步提高电力可靠性，公司对供电可靠性要求特别高，核心车间生产电压为2万千伏安，必须24小时不间断供电，瞬间闪落一次就会带来近1000万元的产品和设备损失费。公司最大的诉求是，在电力供应稳定可靠和供电服务快捷便利的基础上，单位电费成本支出合理下降。

“临时性降价”成为各地首选

4月9日上午，国家发改委在京举行“清理规范经营服务性收费、减轻企业负担取得实效”专题新闻发布会。会上，张满英介绍了“一个目标、两个方向、八项措施、两批实施”的降电价工作总体部署。即：一个目标，这次降低一般工商业电价平均降10%，要不折不扣地落实到位;两个方向，降低电网输配电价水平，以及清理和规范电网环节的收费;八项措施，清理和规范电网环节收费，释放区域电网、省级电网和跨省跨区专线输电工程输配电价改革红利，降低电价中征收的政府基金标准，释放减税红利等八项措施;分两批实施，一批措施已经发文，即发改价格〔2018〕500号文，涉及金额430亿元，从4月1日开始执行;第二批计划下半年实施，正在抓紧研究论证中，涉及金额400亿元。

发改价格〔2018〕500号文发布后，各地纷纷行动，出台了各自的降电价措施。其中，北京市4月1日起对本市郊区(含北京经济技术开发区)一般工商业用户的电度电价每千瓦时下调1.53分;2017-2019年北京电网输配电价中一般工商业及其他用户的电度电价每千瓦时下调0.51分。江苏省宣布一般工商业及其它用电类别电价每千瓦时降低2.29分。4月23日，湖北省物价局发布调价通知，一般工商业及其他用电电价每千瓦时降低0.02564元，电价调整政策从2018年4月1日起执行(含当天抄见表量)。

从各地已出台的“降电价”措施看， “临时性降价”成为首选，这不失是简便直接、立竿见影的手段。当然，我们不能把政府管理电价都归结为计划经济手段。电力作为特殊商品，只要存在垄断或者市场失灵，价格管理任何时候都是存在的，成熟的市场经济国家同样存在政府直接制定或者干预价格的情况。更何况我国距建立成熟的竞争性市场、由市场决定价格的目标还有很长的路要走。但是，这种“临时性降价”并不能完全解决我国工商业电价高的问题。

解铃还需系铃人，我们需要找准导致工商业电价高的原因所在并对症下药，才能防止工商业电价阶段性降低后再反弹，并以此为契机进一步理顺电价形成机制。

工商业电价高是定价机制不顺的典型体现

一个国家电价的高低很大因素是由资源禀赋来决定的。我国一次能源禀赋并不是太好，美国到场煤价5000大卡长期稳定在40美元/吨左右也(300元/吨左右)，而我国煤价是长期高于这个价格，2017年因去产能达到了近700元/吨。

根据国际能源署2016年8月发布统计资料和部分亚洲国家电价资料，2015年，我国居民电价在31个国家中居于倒数第3位，仅高于墨西哥和马来西亚;但是工业电价居于第16位，大体处于中间的位置。我国电价总体处于国际中等偏下水平，平均电价与美国接近，但是工业电价至少高出美国50%。

电价要反映电压等级和负荷特性，负荷特性反映用户的用电行为和对系统设备的使用效率。居民用户负荷率低、供电电压最低，输送距离最长，因而其供电成本在各类用户中最高，从而电价水平应最高。而工商业用户负荷率高和供电电压等级高，输送距离短，供电成本低于系统平均水平，从而其电价水平理应较低。在发达市场经济国家和地区，工商业电价均大幅低于居民电价。例如，2015年美国的居民电价约为商业电价的1.2倍和工业电价的1.9倍;OECD国家的居民电价约为商业电价的1.1倍和工业电价的1.5倍。而我国居民电价却长期低于工业电价，据张满英在新闻发布会上介绍，目前全国平均销售电价的水平是每千瓦时0.65元，其中居民电价0.55元，农业电价0.48元，大工业电价0.64元，一般工商业电价0.80元。

我国工商业电价由上网电价(燃煤标杆电价)、输配电价、输配电损耗和政府性基金四部分构成，主要有五方面因素导致了这种电价信号的扭曲。

其一，容量电费和分时电价在执行中反而大幅增加了工商业电价成本。设置容量电费的目的是为了提高发电和电网资产的利用效率，促进企业合理用电。但是，大部分企业申请用电时习惯性按最大用电负荷配置变压器容量，当企业实际生产需求与变压器配置容量不匹配时，负荷率水平较低直接造成容量电费过高，最终体现在企业单位用电成本高。除了容量电费外，分时电价政策是导致工商业电价成本高的另一个原因。当前的分时电价政策基本是一刀切，绝大多数企业不仅不能利用分时电价政策降低用电成本，反而拉高了用电成本，反而是一些高能耗如水泥企业在避峰生产，降低了用电成本。

其二，交叉补贴直接推高了工商业电价。政府出于经济发展、社会稳定、保证民生等方面考虑，对部分种类用户实行优惠电价，如居民、农业、重要公用事业和公益性服务等。在电网企业电费收支平衡的前提下，优惠电价部分由一般工商业电价和大工业电价弥补。这种存在电价类别之间的交叉补贴带有典型的区域性，越是老少边穷地区和工商业落后地区，其工商业电价负担的交叉补贴就越重。这种交叉补贴不仅仅存在于电价类别之间，还存在于地区之间，如广东省的粤西、粤北地区与珠三角地区经济实力差距巨大，同类型电力用户，在广东不同地区用电价格是不一样的。

其三，基金附加和税金加重了工商业电价负担。基于国家重大战略工程建设需要，我国电力长期以来承担了商品之外的许多功能。目前，电价附加中有四种在全国范围内征收的政府性基金——重大水利工程建设基金(0.7分)、水库移民后期扶持资金(0.83分)、农网还贷基金(2分)和可再生能源电价附加(1.5分)，总计5.03分。各地还有地方性的基金，如四川省电价里有一项0.05 分的小型水库移民后期扶持基金。

其四，电力运行效率性因素增加了工商业电价成本。工商业电价中有一部分是输配电价和输配电损耗。虽然，我国在2017年完成了对32个省级电网输配电价核定工作，核定并公布了华北、华东、华中、东北、西北区域电网输电价格，跨省跨区输电价格也正在核定之中。独立的输配电价从无到有，取得了历史性的突破，但由于缺乏专用的管制会计准则，现有的输配电价并没有厘清电力运行的真实成本，电力运行的低效往往以成本方式转移到工商业电价上。例如，有的输电通道常年实际运行负荷不到设计容量的一半，“三弃”问题仍持续困扰电力发展，这类系统运行中的低效甚至负效最终还得由电力用户来买单。

其五，电价双轨制使得工商业电价丧失市场红利。2015年3月，中发9号文启动新一轮电力体制改革以来，我国电力市场化交易机制初步建成，市场化交易电量快速增长，2017年国家电网公司区域市场化交易电量达到12095亿千瓦时，占总售电量的31.2%，通过电力直接交易降低客户用电成本295亿元，平均降低电价3.3分/千瓦时;南方电网经营区域内，四省区市场化交易电量2680亿千瓦时，占总售电量的30.1%，累计为用户侧减少电费支出217亿元，平均降价8.5分/千瓦时。各省市电力市场化程度不一，一般工商业用户参与电力市场化交易也程度不一。即使是电力市场化开放程度最高的青海，最先获得市场红利的也是大工业用户。在电力市场化开放程度较低的京津唐、上海、浙江等省市，一般工商业用户仍然完全被排除在电力市场化交易之外。

全流程、多途径降价催生市场定价形成机制

降低工商业电价，国家发改委已经出台了一系列的措施，尤其是利用政府管理电价的行政手段，降幅10%的目标会很快完成。但是，这并不一定能解决电价内在矛盾与问题。只有找准导致工商业电价过高的原因及电力用户的诉求，有针对性地采取措施，全流程、多途径降价，最终建立起市场定价的电价形成机制，这才是治本之策。

一是增加水电及新能源发电比重，有效降低上网电价。目前，我国燃煤发电装机和燃煤发电量分别占总装机和总发电量的60%和70%，由于煤价持续上涨导致燃煤发电成本高企，挤占了发电上网价格下调的空间。当前，需要进一步完善优先发电调度制度和可再生能源电价机制，优先让水电和边际成本低的风电、光伏等新能源发电上网，从而为下调上网电价赢得更多的空间。

二是完善两部制电价和分时电价政策，合理降低企业用电成本。针对两部制电价中容量费过高的现状，可以采取按最大需量计收容量电费代替过去的固定容量电费。与此同时，切实加快销售电价改革，通过市场机制引入供电服务主体，为工商业用户的用电报装和用能管理提供更优质的服务。此外，还要因地制宜实施分时电价政策，在劳动密集型工业集中区域，根据企业实际生产规律适当调整峰谷时段电价价差，着力提高工商业用户全生命周期的用电成本管理意识和管理水平。

三是完善成本监审办法和激励办法，科学核减输配电价。虽然有了比较完整的省级电网、区域电网的输配电价，但由于没有专用的管制会计准则，对电网投资、建造、运维和用户供电等各个环节的认定缺乏行业标准，加上专业监审力量不足以及监审信息不对称，使得降低输配电价没有科学的依据。各地出台的临时降低输配电价措施，并没有说服力。因此，当输配电价的核定做到了标准化、规范化和公开透明化，才能实现工商业电价的合理化。此外，输配电价还要逐步由“成本加收益”的办法过渡到上限管制，以激励电网企业降低成本，提高效率。

四是完善阶梯电价制度，逐步替代类别间交叉补贴。目前，工商业电价过高很大一部分原因是承担了交叉补贴。就此，国家发改委经济研究所原所长刘树杰提出，目前我国实施的阶梯电价制度偏离了政策制定的初衷，没有起到弥补交叉补贴的作用。我们应该参照国际经验，设一个基本需求的电量，在国外叫“生命线电价”，以保证基本生存所需，大幅度降低第一档电量覆盖面的比重(不高于50%)，大幅度提高第二档、第三档电量的电价，特别是大幅提高第三档电量的电价，通过类别内的交叉补贴替代类别间的交叉补贴，这样才能理顺电价形成的机制。

五是还原电力的商品属性，取消不合理基金及附加。每一项基金附加都是因国家特殊需求制定出台的，电力作为商品本应该执行市场交易规则，不应承担商品之外的特殊功能，随着电力市场化改革推进，这些特殊政策应当逐步取消或合理归位，还原电力的商品属性。例如，国家重大水利工程建设，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。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。业内专家建议，前面两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。

六是完善企业绩效考核机制，还原电网公益属性。目前，对电力企业考核，特别是对电网企业考核，同样是按照竞争性企业保值增值设计的。然而，作为承担电力输送的责任主体，社会公益性才是电网企业最本质的属性。因此，我们需要完善和创新企业绩效考核机制，调整经营指标在考核中所占的权重，使电网企业回归专注于提供输配电服务的社会公益性本位，为降电价腾出空间。

七是加强用户的节能管理，提高电能利用效率。降电价是为了降低企业的用电成本，而影响用电成本的因素有两方面。一是通过不断提高供电能效来降低购电费用，二是不断提高用电能效来节约电费支出。在降电价的过程中，用电企业的积极参与和主动作为具有同样重要的意义。因此，电力企业尤其是电网企业要以更专业的知识和技术力量，指导和协助电力用户加强节能管理，不断提高电能利用效率，收获电价下降的同等效果。

八是提高电力市场化交易程度，扩大市场定价覆盖面。电力市场化交易对于降低用户用能成本的作用日益凸显。因此，要进一步推进市场化交易工作，有序放开一般工商企业进入电力市场，切实降低工商业用户用能成本。同时，电力市场化交易释放的电价红利，也会刺激用户增加用电负荷，将对电力企业增供扩销起到积极作用，从而实现双赢。

降低一般工商业电价，在我国电力市场尚不成熟的特殊阶段，更多地体现为政府对电价的管制和干预。这个过程中，我们会看到政府这只无形的手在发挥主导作用。如果调控得当，科学施策，不失为理顺电价机制的一次契机。但是，工商业电价的高低与否，本应该通过市场来调节和取舍，依靠政府之手终究只能是权宜之计。

在推进我国能源生产和能源消费革命的进程中，全面深化电力体制改革，让市场在电力资源配置中发挥决定性作用，才是我们始终如一的追求目标。由此，我国的电价改革必将走一条由统一定价到价格双轨制，最终实现由供求关系决定电价的市场定价之路。