2018年1月3日國務(wù)院首次常務(wù)會議聚焦優(yōu)化營商環(huán)境，激發(fā)市場活力和社會創(chuàng)造力，并特別提出大力推動“降電價”。全社會用電量是國民經(jīng)濟的晴雨表，電能是工商業(yè)用戶較為敏感的生產(chǎn)要素，采取有效措施降低用戶用能成本，不僅有利于優(yōu)化營商環(huán)境，也是落實黨中央、國務(wù)院有關(guān)精神的具體舉措。

發(fā)電環(huán)節(jié)

單獨調(diào)整發(fā)電廠上網(wǎng)電價較為困難。根據(jù)國家發(fā)改委《關(guān)于完善煤電價格聯(lián)動機制有關(guān)事項的通知》(發(fā)改價格〔2015〕3169號)，對于沒有參與電力市場交易、由省級及以上調(diào)度機構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度的燃煤電廠上網(wǎng)電量，繼續(xù)實行標桿上網(wǎng)電價政策和煤電價格聯(lián)動機制。煤電價格聯(lián)動機制以年度為周期，由國家發(fā)改委統(tǒng)一部署啟動，以省(區(qū)、市)為單位組織實施。自2016年中以來，電煤價格一直處于較高水平，與2014年基準價格相比，已具備煤電聯(lián)動條件，并應(yīng)按規(guī)則實施分檔累退聯(lián)動，據(jù)有關(guān)機構(gòu)測算上網(wǎng)電價需上調(diào)3分錢以上，但受當前經(jīng)濟形勢影響，上調(diào)電價全部體現(xiàn)在標桿上網(wǎng)電價并傳導(dǎo)至銷售電價可能性較小。同時按修訂后的煤電聯(lián)動規(guī)則，如煤電聯(lián)動則上網(wǎng)電價和銷售電價應(yīng)于每年1月1日調(diào)整實施，目前尚未啟動煤電聯(lián)動，也側(cè)面印證了不可能全部通過標桿上網(wǎng)電價和銷售電價進行疏導(dǎo)，而在發(fā)電、電網(wǎng)、用戶三方統(tǒng)籌消化調(diào)價空間應(yīng)該是較為合理的選擇。

環(huán)保電價已現(xiàn)下調(diào)空間。目前，國內(nèi)燃煤機組脫硫、脫硝、除塵電價分別為1.5分/千瓦時、1分/千瓦時、0.2分/千瓦時，相關(guān)電價政策分別于2007年、2011年、2013年出臺，安裝投運相關(guān)設(shè)施并經(jīng)環(huán)保部門驗收合格的發(fā)電機組應(yīng)執(zhí)行相關(guān)電價，合計為2.7分/千瓦時。以河北北部電網(wǎng)為例，其燃煤標桿電價為0.372元/千瓦時，環(huán)保電價在上網(wǎng)電價中占比7.3%。隨著技術(shù)進步及環(huán)保要求日益嚴格，后續(xù)新投產(chǎn)發(fā)電機組均需同步投產(chǎn)環(huán)保設(shè)施，發(fā)電廠環(huán)保設(shè)施的投資及運行成本逐步下降。由于環(huán)保電價水平與環(huán)保設(shè)施投資成本掛鉤，脫硫電價標準已執(zhí)行10年以上，適度下調(diào)環(huán)保電價已具備條件。

超低排放電價加價標準同樣具備下調(diào)條件。為推動燃煤電廠超低排放改造，2015年12月國家發(fā)改委、國家環(huán)保部、國家能源局聯(lián)合發(fā)文“實行燃煤電廠超低排放電價支持政策”(發(fā)改價格〔2015〕2835號)。對于符合相關(guān)標準的發(fā)電機組，其統(tǒng)購的上網(wǎng)電量分別加價1分/千瓦時(2016年1月1日之前已并網(wǎng)運行)、0.5分/千瓦時(2016年1月1日之后投運)，電網(wǎng)企業(yè)由此增加的購電支出在銷售電價調(diào)整時進行疏導(dǎo)。同時規(guī)定超低排放電價加價標準暫定執(zhí)行至2017年底，2018年后逐步統(tǒng)一和降低標準。目前，享受脫硫、脫硝、除塵環(huán)保電價的發(fā)電機組，均已享受超低排放加價電價，如環(huán)保電價具備下調(diào)條件，超低排放電價加價標準宜同步下調(diào)，可以適度減少電網(wǎng)企需疏導(dǎo)的購電支出，從而降低用戶銷售電價。

輸配環(huán)節(jié)

系統(tǒng)分析電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)購銷價差變動情況。根據(jù)國家發(fā)改委統(tǒng)計，2017年全國市場化交易電量1.63萬億千瓦時，同比增長45%，約占全社會用電量的26%，表明仍有74%的社會用電量執(zhí)行目錄電價，因此購銷價差仍是電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)收入的主要來源。

根據(jù)國家能源局發(fā)布的《2016年度全國電力價格情況監(jiān)管通報》，2016年電網(wǎng)企業(yè)平均購銷差價(含線損)為219.22元/千千瓦時，同比增長了1.60元/千千瓦時，其中國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司、內(nèi)蒙古電力公司口徑購銷價差分別為222.78元/千千瓦時、222.12元/千千瓦時、118.10元/千千瓦時。34家省級電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)(含廣州、深圳電網(wǎng))購銷價差變動各異，其中17家購銷價差同比正增長，17家購銷價差同比負增長。因此需系統(tǒng)全面梳理各省級電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)購銷價差變動情況，研判其購電和售電結(jié)構(gòu)變化，厘清購銷價差影響要素，分析購銷價差變動原因，為價格主管部門和電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)科學(xué)測算終端銷售電價降低的可行性和允許空間提供參考。

同時對于需通過統(tǒng)購統(tǒng)銷電量進行疏導(dǎo)的費用進行合理評估，如火電超低排放加價電費、燃氣發(fā)電機組及垃圾焚燒發(fā)電項目補貼、各地光伏發(fā)電及光伏扶貧項目補貼等費用，需統(tǒng)籌考慮相關(guān)因素對銷售電價的影響。

多措并舉降低電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)線損率。根據(jù)國家能源局發(fā)布的《2016年度全國電力價格情況監(jiān)管通報》，2016年電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)平均線損率為6.66%，同比增長0.51個百分點，其中，國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司、內(nèi)蒙古電力公司口徑線損率分別為6.73%、6.77%、4.04%。

扣除線損后，2016年電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)平均購銷差價為197.38元/千千瓦時，同比增長1.59元/千千瓦時，其中國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司、內(nèi)蒙古電力公司口徑購銷價差(不含線損)分別為200.70元/千千瓦時、199.95元/千千瓦時、109.34元/千千瓦時，均較含線損率的購銷價差有不同程度的降低。如某省級電網(wǎng)2016年購銷價差(含線損)同比增長5.96元/千千瓦時，但扣除線損后購銷價差同比下降0.96元/千千瓦時，統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明輸配環(huán)節(jié)損耗對電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)影響較大。

因此加強輸配電網(wǎng)改造(如更換節(jié)能變壓器、改造配電線路、加裝無功補償裝置等)，可以進一步減少輸配環(huán)節(jié)電能浪費，提高輸配電服務(wù)水平。同時加強電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)內(nèi)部線損管理，強化線損指標管控，嚴防“跑冒滴漏”，確保“顆粒歸倉”，進一步提升經(jīng)營管理水平和盈利能力。因此電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)需切實采取措施降低綜合線損率，這既是內(nèi)部挖潛的利潤增長點，也是推動降低電力用戶用能成本的新途徑。

進一步修訂完善《供電營業(yè)規(guī)則》等法規(guī)。2016年國家發(fā)展改革委辦公廳下發(fā)《關(guān)于完善兩部制電價用戶基本電價執(zhí)行方式的通知》(發(fā)改辦價格〔2016〕1583號)，進一步完善兩部制電價用戶基本電價執(zhí)行方式，基本電價計費方式變更周期和減容(暫停)期限的限制進一步放寬。電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)可根據(jù)用電企業(yè)申請，為電力用戶調(diào)整減容、暫停等計費方式，有效減少停產(chǎn)、半停產(chǎn)電力用戶電費支出，發(fā)改辦價格〔2016〕1583號文僅是對現(xiàn)行有效的《供電營業(yè)規(guī)則》和《銷售電價管理暫行辦法》的部分條款進行了改進，但尚未全面完善。考慮到上述規(guī)則出臺時間較早，如《供電營業(yè)規(guī)則》發(fā)布時間已超過20年，《銷售電價管理暫行辦法》(發(fā)改價格〔2005〕514號)執(zhí)行時間也已超過12年，客觀而言相關(guān)法規(guī)已難以適應(yīng)目前工商業(yè)用戶的用電需求。

例如基本電價的核定標準，在《銷售電價管理暫行辦法》規(guī)定如下，“各用電特性用戶應(yīng)承擔(dān)的容量成本按峰荷責(zé)任確定”，基本電價和電度電價比例，須依據(jù)“用戶的負荷率、用戶最高負荷與電網(wǎng)最高負荷的同時率等因素確定”。實際執(zhí)行中出于可操作性和便利性考慮，往往未考慮用戶負荷特性以及負荷側(cè)對電網(wǎng)影響，均按照相同標準對工商業(yè)用戶的基本電價(按容量或需量)進行核定。以執(zhí)行兩部制電價的電采暖用戶為例，其負荷均在低谷期固定時段且較為穩(wěn)定，理應(yīng)少承擔(dān)一些成本義務(wù)，適度下調(diào)其基本電價更為合理。建議盡快啟動《供電營業(yè)規(guī)則》和《銷售電價管理暫行辦法》的制修訂工作，重點在兩部制用戶基本電價核定方面發(fā)力，適應(yīng)目前產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化升級、用戶負荷特性調(diào)整的新需求。

政府性基金及附加

政府性基金及附加在電價構(gòu)成中占比不容小覷。根據(jù)國家能源局發(fā)布的《2016年度全國電力價格情況監(jiān)管通報》，2016年隨銷售電價征收的政府性基金及附加，其全國平均水平為46.45元/千千瓦時(電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)省內(nèi)售電量口徑平均值)，同比增長18.43%。

2017年6月16日，國家發(fā)改委下發(fā)通知，決定自2017年7月1日起取消向發(fā)電企業(yè)征收的工業(yè)企業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整專項資金(部分省份同步上調(diào)了燃煤機組上網(wǎng)電價)，并將國家重大水利工程建設(shè)基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準各降低25%。此外國家財政部已于2017年4月1日起取消城市公用事業(yè)附加。

以河北北部電網(wǎng)為例，目前35千伏接入、兩部制工商業(yè)用戶平段銷售電價為0.5216元/千瓦時，其中包括國家重大水利工程建設(shè)基金0.53分錢、大中型水庫移民后期扶持資金0.26分錢、地方水庫移民后期扶持資金0.05分錢、可再生能源電價附加1.9分錢，政府性基金及附加合計為2.74分錢，其在電價構(gòu)成中占比為5.25%。

可再生能源電價附加征收宜開源節(jié)流并舉。就工商業(yè)用戶的政府性基金及附加而言，可再生能源電價附占比較大，征收標準已高達1.9分/千瓦時。以河北北部電網(wǎng)為例，可再生能源附加占政府性基金及附加比例高達69.3%。但與此同時，可再生能源發(fā)電補貼的缺口也越滾越大，上調(diào)可再生能源電價附加的訴求亦非常強烈。隨著風(fēng)電、光伏乃至生物質(zhì)發(fā)電電量日益增加，對可再生能源電價附加征收亟需開源節(jié)流并舉。

所謂開源，主要是對自備電廠自發(fā)自用電量部分拖欠的政府性基金及附加進行全面梳理，并在規(guī)定期限內(nèi)補繳拖欠的金額;個別數(shù)額較大、確有困難的，可以給予一定的寬限期。今后自備電廠欠繳政府性基金及附加的用電企業(yè)，不得參與市場化交易，并納入國家涉電領(lǐng)域失信名單，確保足額征收自備電廠自發(fā)自用電量部分的政府性基金及附加。

所謂節(jié)流，一方面需大力實施“綠證交易”，可在具備金融牌照的交易機構(gòu)，如北京、首都、冀北交易中心試點開展“綠證交易”，由用電企業(yè)、個人用戶及可再生能源發(fā)電企業(yè)在平臺進行交易，條件成熟后向全國推廣實施，一定程度緩解可再生能源補貼缺口。另一方面對于規(guī)劃中的可再生能源項目，隨著技術(shù)進步和設(shè)備工程造價降低，可采用“補貼競價”、“平價上網(wǎng)”等方式確定項目業(yè)主單位，以最大限度降低可再生能源補貼需求，進而降低可再生能源附加征收強度，從而降低全體電力用戶電價。

水利工程基金宜合理歸位。國家重大水利工程建設(shè)，如“南水北調(diào)”項目用于解決北方部分地區(qū)(北京、天津、河北等)的缺水問題，所需資金理應(yīng)通過受益地區(qū)供水加價方式進行籌集。大中型水庫移民后期扶持資金是水利工程項目投資的必要組成部分，所需資金宜由相關(guān)水電企業(yè)從其成本中單獨列支，或通過其上網(wǎng)電價進行疏導(dǎo)。目前上述兩項費用均以政府性基金的方式向全國電力用戶征收，既加重了不相干地區(qū)電力用戶的負擔(dān)，也使得受益地區(qū)的用水或用電價格信號扭曲。建議該項基金宜與電價脫鉤，本著“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，轉(zhuǎn)由受益地區(qū)消費者承擔(dān)。

市場化交易

有序擴大市場交易規(guī)模。隨著電力市場化改革加速，電力的商品屬性也越來越明顯，電價、發(fā)用電計劃也從政府管制向市場供需決定轉(zhuǎn)變。國家發(fā)改委統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2017年全國市場化交易電量累計1.63萬億千瓦時，同比增長45%，占全社會用電量比重達26%左右，同比提升7個百分點，為工商企業(yè)減少電費支出603億元。電力市場化交易對于降低用戶用能成本的作用日益凸顯。

就各地實際情況而言，市場化交易電量占電網(wǎng)企業(yè)售電量的比例各不相同，據(jù)中電聯(lián)相關(guān)統(tǒng)計，市場化電量占比較高的省份超過68%，個別省份其占比仍為10%左右，這既與國家有序放開發(fā)用電計劃、逐步擴大市場化電量比例的精神不符，也難以滿足已入市用戶的市場化交易訴求，同時也不利于精準降低當?shù)刂е曰蛘咧С中云髽I(yè)的用能成本。因此需積極推進市場化交易工作，進一步提升市場化交易電量占比水平，切實降低工業(yè)用戶用能成本，進一步優(yōu)化營商環(huán)境。

對于市場化交易電量，電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)的收入主要為輸配電價，部分省級電網(wǎng)核定的輸配電價可能略低于其原有購銷價差，短期看可能將會對電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)利潤造成影響。但輸配電價每三年核定一次，上個監(jiān)管周期內(nèi)損益將在下一輪的電網(wǎng)輸配電定價成本監(jiān)審中予以統(tǒng)籌解決，短期的利潤影響也能在后期得到疏導(dǎo)和平衡。此外電力市場化交易釋放的電價紅利，可能會刺激一部分工業(yè)企業(yè)恢復(fù)或增加用電負荷，將對電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)增供擴銷起到一定積極作用，也有利于增加電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)的利潤。

積極推動可再生能源市場化交易。根據(jù)《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》(發(fā)改能源〔2016〕625號)規(guī)定，可再生能源電量由保障性收購電量和市場化電量構(gòu)成，保障性收購電量由電網(wǎng)企業(yè)按照“保量又保價”原則收購，市場化電量遵循“保量不保價”方式，交易價格由市場形成。與火電相比，風(fēng)、光等可再生能源發(fā)電邊際成本較低，保障性小時數(shù)之外的市場化電量，其交易價格更有優(yōu)勢。

以河北張家口地區(qū)為例，2017~2018年供暖季以市場化交易方式開展風(fēng)電清潔供暖，采用“分表計量、打包交易”模式，由用戶側(cè)掛牌、發(fā)電側(cè)摘牌組織風(fēng)電供暖交易。交易價格0.05元/千瓦時(較結(jié)算電價降低0.322元/千瓦時)，低谷輸配電價按平時段的50%執(zhí)行，單一制、10千伏居民采暖用戶低谷到戶電價約0.175元/千瓦時，較之前低谷時段目錄銷售電價下降37.6%;2017年11月~2018年4月供暖期交易電量合計1.34億千瓦時，用戶整體用電成本降低約40%，有效引導(dǎo)推動用戶積極實施煤改電工程。

隨著可再生能源電量占比日益提升，需從制度層面做好可再生能源保障性收購與市場化交易的有效銜接，確保新能源優(yōu)先調(diào)度的前提下，大力推動超過保障小時數(shù)之外的全部電量進入市場，其交易價格主要由市場形成，主要向煤改電(含自備電廠替代)等電能替代項目、大數(shù)據(jù)及云計算等新興產(chǎn)業(yè)進行精準傳導(dǎo)，一方面助力大氣污染防治，一方面有效增加可再生能源匯集區(qū)域就地消納能力，實現(xiàn)可再生能源與電能替代協(xié)同發(fā)展。

本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2018年04期，作者就職于冀北電力交易中心有限公司。