聚焦｜电力行业用能成本降低的方式与路径

2018年1月3日国务院首次常务会议聚焦优化营商环境，激发市场活力和社会创造力，并特别提出大力推动“降电价”。全社会用电量是国民经济的晴雨表，电能是工商业用户较为敏感的生产要素，采取有效措施降低用户用能成本，不仅有利于优化营商环境，也是落实党中央、国务院有关精神的具体举措。

（来源：电联新媒 作者：崔正湃 杨威）

发电环节

单独调整发电厂上网电价较为困难。根据国家发改委《关于完善煤电价格联动机制有关事项的通知》（发改价格〔2015〕3169号），对于没有参与电力市场交易、由省级及以上调度机构统一调度的燃煤电厂上网电量，继续实行标杆上网电价政策和煤电价格联动机制。煤电价格联动机制以年度为周期，由国家发改委统一部署启动，以省（区、市）为单位组织实施。自2016年中以来，电煤价格一直处于较高水平，与2014年基准价格相比，已具备煤电联动条件，并应按规则实施分档累退联动，据有关机构测算上网电价需上调3分钱以上，但受当前经济形势影响，上调电价全部体现在标杆上网电价并传导至销售电价可能性较小。同时按修订后的煤电联动规则，如煤电联动则上网电价和销售电价应于每年1月1日调整实施，目前尚未启动煤电联动，也侧面印证了不可能全部通过标杆上网电价和销售电价进行疏导，而在发电、电网、用户三方统筹消化调价空间应该是较为合理的选择。

环保电价已现下调空间。目前，国内燃煤机组脱硫、脱硝、除尘电价分别为1.5分/千瓦时、1分/千瓦时、0.2分/千瓦时，相关电价政策分别于2007年、2011年、2013年出台，安装投运相关设施并经环保部门验收合格的发电机组应执行相关电价，合计为2.7分/千瓦时。以河北北部电网为例，其燃煤标杆电价为0.372元/千瓦时，环保电价在上网电价中占比7.3%。随着技术进步及环保要求日益严格，后续新投产发电机组均需同步投产环保设施，发电厂环保设施的投资及运行成本逐步下降。由于环保电价水平与环保设施投资成本挂钩，脱硫电价标准已执行10年以上，适度下调环保电价已具备条件。

超低排放电价加价标准同样具备下调条件。为推动燃煤电厂超低排放改造，2015年12月国家发改委、国家环保部、国家能源局联合发文“实行燃煤电厂超低排放电价支持政策”（发改价格〔2015〕2835号）。对于符合相关标准的发电机组，其统购的上网电量分别加价1分/千瓦时（2016年1月1日之前已并网运行）、0.5分/千瓦时（2016年1月1日之后投运），电网企业由此增加的购电支出在销售电价调整时进行疏导。同时规定超低排放电价加价标准暂定执行至2017年底，2018年后逐步统一和降低标准。目前，享受脱硫、脱硝、除尘环保电价的发电机组，均已享受超低排放加价电价，如环保电价具备下调条件，超低排放电价加价标准宜同步下调，可以适度减少电网企需疏导的购电支出，从而降低用户销售电价。

输配环节

系统分析电网经营企业购销价差变动情况。根据国家发改委统计，2017年全国市场化交易电量1.63万亿千瓦时，同比增长45%，约占全社会用电量的26%，表明仍有74%的社会用电量执行目录电价，因此购销价差仍是电网经营企业收入的主要来源。

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年电网企业平均购销差价（含线损）为219.22元/千千瓦时，同比增长了1.60元/千千瓦时，其中国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司口径购销价差分别为222.78元/千千瓦时、222.12元/千千瓦时、118.10元/千千瓦时。34家省级电网经营企业（含广州、深圳电网）购销价差变动各异，其中17家购销价差同比正增长，17家购销价差同比负增长。因此需系统全面梳理各省级电网经营企业购销价差变动情况，研判其购电和售电结构变化，厘清购销价差影响要素，分析购销价差变动原因，为价格主管部门和电网经营企业科学测算终端销售电价降低的可行性和允许空间提供参考。

同时对于需通过统购统销电量进行疏导的费用进行合理评估，如火电超低排放加价电费、燃气发电机组及垃圾焚烧发电项目补贴、各地光伏发电及光伏扶贫项目补贴等费用，需统筹考虑相关因素对销售电价的影响。

多措并举降低电网经营企业线损率。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年电网经营企业平均线损率为6.66%，同比增长0.51个百分点，其中，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司口径线损率分别为6.73%、6.77%、4.04%。

扣除线损后，2016年电网经营企业平均购销差价为197.38元/千千瓦时，同比增长1.59元/千千瓦时，其中国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司口径购销价差（不含线损）分别为200.70元/千千瓦时、199.95元/千千瓦时、109.34元/千千瓦时，均较含线损率的购销价差有不同程度的降低。如某省级电网2016年购销价差（含线损）同比增长5.96元/千千瓦时，但扣除线损后购销价差同比下降0.96元/千千瓦时，统计数据表明输配环节损耗对电网经营企业影响较大。

因此加强输配电网改造（如更换节能变压器、改造配电线路、加装无功补偿装置等），可以进一步减少输配环节电能浪费，提高输配电服务水平。同时加强电网经营企业内部线损管理，强化线损指标管控，严防“跑冒滴漏”，确保“颗粒归仓”，进一步提升经营管理水平和盈利能力。因此电网经营企业需切实采取措施降低综合线损率，这既是内部挖潜的利润增长点，也是推动降低电力用户用能成本的新途径。

进一步修订完善《供电营业规则》等法规。2016年国家发展改革委办公厅下发《关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》（发改办价格〔2016〕1583号），进一步完善两部制电价用户基本电价执行方式，基本电价计费方式变更周期和减容（暂停）期限的限制进一步放宽。电网经营企业可根据用电企业申请，为电力用户调整减容、暂停等计费方式，有效减少停产、半停产电力用户电费支出，发改办价格〔2016〕1583号文仅是对现行有效的《供电营业规则》和《销售电价管理暂行办法》的部分条款进行了改进，但尚未全面完善。考虑到上述规则出台时间较早，如《供电营业规则》发布时间已超过20年，《销售电价管理暂行办法》(发改价格〔2005〕514号)执行时间也已超过12年，客观而言相关法规已难以适应目前工商业用户的用电需求。

例如基本电价的核定标准，在《销售电价管理暂行办法》规定如下，“各用电特性用户应承担的容量成本按峰荷责任确定”，基本电价和电度电价比例，须依据“用户的负荷率、用户最高负荷与电网最高负荷的同时率等因素确定”。实际执行中出于可操作性和便利性考虑，往往未考虑用户负荷特性以及负荷侧对电网影响，均按照相同标准对工商业用户的基本电价（按容量或需量）进行核定。以执行两部制电价的电采暖用户为例，其负荷均在低谷期固定时段且较为稳定，理应少承担一些成本义务，适度下调其基本电价更为合理。建议尽快启动《供电营业规则》和《销售电价管理暂行办法》的制修订工作，重点在两部制用户基本电价核定方面发力，适应目前产业结构优化升级、用户负荷特性调整的新需求。

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。

本文刊载于《中国电力企业管理》2018年04期，作者就职于冀北电力交易中心有限公司。