激活市场活力是降低企业电力成本的唯一途径

为有效应对当前经济下行压力、增强经济可持续发展能力，迫切需要降低实体经济企业成本。在今年3月26日国务院常务会议中，李克强总理确定今年优化营商环境重点工作在于更大激发市场活力。其中专门提出了要进一步降低获得电力成本的指示。随着产业结构的调整，实体经济企业成本中电力成本通常占有较高的比重。因此，降低企业电力成本，在当前时期具有重要意义。

（来源：微信公众号“配售电商业研究” ID:EDARBI 作者：沈贤义）

企业的电力成本构成比较复杂。从企业在电力方面的支出来看，除每月按照消耗电量支付度电电费（每千瓦时）和基本电费（每千伏安/月或每千瓦/月）以外，工商业企业还需要自行投资建设外线工程、用户侧配电线路、变压器和相关的等电气设备等（以折旧方式进入生产成本），并承担在用户侧配电资产形成后的运行和维护（含人工、消耗品更换以及故障修理等）以及各种损耗。这些都属于企业的电力成本。因此，要降低企业的电力成本，单靠降电价是不够的，还需要优化相关政策环境，充分发挥市场的作用，挖掘用户侧潜力，建立多方共赢的生态，形成降低电力成本的长效机制。

在本文中，我们将从电价、获得电力成本、转供电、用户侧管理等多个方面，分析利用市场的力量来降低企业电力成本的途径，并对相关政策提出一些方向性的建议。

一、电价

我国当前的电价体系仍然是双轨制——电力市场交易价格体系与统购统销价格体系，后者在各地仍是主流。在电力市场化交易情况下，对于企业用电价格由以下部分组成：与发电侧相关的市场交易电价、与电网相关的输配电价（含线损、政策性交叉补贴）以及政府性基金及附加。在统购统销情况下，对于企业用电价格为目录销售电价。

经过近年来多方面的努力，我国的总体电度电价水平已显著下降，目前在世界主要经济体中大致排在中游位置。然而，相对于我国的经济发展水平和收入水平，我国的电价水平仍然偏高。为此，国家相关部门和各地正陆续出台相关政策和措施，推动电价的进一步降低。这里我们对这些政策和措施进行了梳理。

（一）直接降低上网电价和销售电价

在统购统销电价体系中，对发电企业的上网电价和对用户的销售电价都是政府核定的。由于政府直接干预电价弊端较多，因此近年来有关部门出台的降电价政策都充分尊重了现有的电价形成机制。以2018年和2019年连续两年“降低一般工商业电价10%”的政策为例，从表面看，这是政府直接干预销售电价，但实际上，国家发改委和各地推出的系列措施主要是降低增值税、降低政府性基金、降低固定资产投资的转资率、延长固定资产的定价折旧年限、扩大跨省跨区交易等，基本上没有突破现有电价形成机制。另外一个例子是降低企业的基本电费，国家发改委提出的措施并不是直接干预基本电价，而是完善两部制电价的执行方式，如2016年提出的放宽基本电价计费方式变更周期限制、放宽减容（暂停）期限限制等、以及2018年提出的可按照实际最大需量缴纳基本电费（突破40%的限制）等。

此外，近年来有关部门和部分地区出台的一些降电价的政策充分考虑了发挥市场的作用，如发展“煤电联营”、开展“弃水电量”和“富余电量”交易等，在稳定和降低销售电价方面取得了良好的效果。

需要指出的是，现有不少政策搭电价的“便车”，将电价作为特定行业政策的工具，如“差别电价”、“绿色发展电价”、“电能替代电价”等。建议相关部门充分重视电力的商品本质，减少对电价的直接干预。

（二）通过市场交易降低电能价格

电能价格是电价中最主要的构成要素。

电能价格应由市场交易中形成。降低电能价格应该通过市场竞争实现。9号文将“放开两头”确定为本轮电力体制改革的方向之一，要求通过在发电侧和售电侧开展有效竞争，来有效地发现电能价格。随后各地开展的电力市场化交易的确在不同程度上实现了电能价格的降低。

随着发用电计划的逐步放开，通过市场交易获得的用电量在全部用电量中的占比当前已达30%，预计明年会接近50%。由于进一步提升市场交易电量占比需要电力现货市场的支撑，我国在八个典型省区开展了电力现货市场的试点，目前这些试点均已启动试运行。

尽管电力现货市场中电能价格波动幅度较大，在某些特殊情况下市场交易中形成的电能价格还可能会上涨，但这种正常的价格变动正好为相关投资提供了经济信号，从而在长期上实现电能价格的降低。

当前影响电力市场化交易有效开展的主要障碍是调度机构的独立性不够。在当前发用电计划尚未完全放开、电网企业尚未实现输电和配电业务分离的情况下，作为电网企业内部机构之一的调度机构难以得到有效监管，难以落实“三公调度”。由于“管住中间”是“放开两头”的基础和前提，相关部门应重视相关的顶层设计。

此外，省间壁垒造成了严重的电力资源浪费，影响了电能价格的进一步降低。建议相关部门同步推动区域电力市场的建设，以在更大范围内实现资源的优化配置。

另一方面，分布式光伏和分散式风电在配电网内开展市场化交易，由于避免了长途输送电力的成本，也能有效降低电能价格。国家能源局从2017年开始推行分布式发电市场化交易，目前已经启动了26个试点项目，但“过网费”等问题仍亟待解决。

（三）降低输配电价

输配电价是电价中另一项主要构成要素。

鉴于输配电业务的特殊性，输配电价不适宜由市场形成。输配电业务应由政府授权垄断经营，并由监管机构监管其经营、核定其输配电价。9号文确定的本轮电力体制改革的另一个方向是“管住中间”，输配电价就是该方向的关键。

随着《输配电定价成本监审办法（试行）》、《省级电网输配电价定价办法（试行）》、《区域电网输电价格定价办法（试行）》、《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》的印发和推行，我国已经形成了一套相对完整的输配电价管理体系，输配电价也有所降低。

我国当前采用的是“准许成本加合理收益”的机制核定输配电价，严格控制电网企业的准许成本就成了降低输配电价的关键。为了进一步降低输配电价，最近修订发布的《输配电定价成本监审办法》在准许成本控制方面提出了许多有力措施，如隔离竞争性业务和管制性业务、严格监管关联业务等。通过将竞争性业务面向市场放开，这些措施将有助于充分发挥市场的力量，鼓励创新，提升效率，从而降低输配电成本。

和发达国家相比，我国的输配电业务的效率明显偏低，输配电价尚有较大下降空间。为进一步降低输配电价，建议进一步深化“管住中间”这项工作，将输电和配电业务分开监管、将输电价格和配电价格分开核定、采用更有激励性的监管方式、在配电业务的准入和退出方面开展竞争等。

（四）降低政府性基金及附加

政府性基金及附加实质上是一种附着在电价上、向电力用户征收的税。本轮电改以来，特别是近期，相关部门出台了多项政策来降低政府性基金及附加：取消了城市公用事业附加，多次降低了中大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金，部分省区降低或者取消了地方水库移民后期扶持基金。

现行的政府性基金及附加中，可再生能源发展基金是最主要的项目。随着可再生能源的平价上网以及补贴的退坡，建议逐步降低、直至取消电价中的政府性基金及附加。

（五）降低交叉补贴

我国的电价中大致存在以下三类交叉补贴：

1、发达地区用户对欠发达地区用户的补贴；

2、高电压等级用户对低电压等级用户的补贴；

3、大工业和一般工商业用户对居民和农业用户的补贴。

也就是说，交叉补贴导致发达地区、高电压等级、工商业用户承担了更高的电价，来补贴其它用户。

交叉补贴扭曲了电价，且缺乏经济效率。因此，需要逐步减少交叉补贴，降低部分用户的不合理负担。

2018年和2019年两年降低一般工商业电价的一系列措施，把本应用于降低全部用电类别电价的空间专门用于降低一般工商业电价，实际效果上是大幅度降低了上述第3类交叉补贴。

现存的交叉补贴中最急需降低的是上述第2类交叉补贴，即电压等级间的交叉补贴。当前许多看起来不相关的问题，如增量配电业务电价空间不足、转供电现象严重、用户配电资产无偿移交给电网企业等，其共同根源正是电压等级间的交叉补贴。今年是大部分地区2017-2019监管周期的最后一年，建议各地价格主管部门在核定新的监管周期输配电价时，逐步减少电压等级间的交叉补贴。

二、获得电力成本

“获得电力”是世界银行集团用来评价各国营商环境的指标之一，包括接电流程的项数、需要的天数、接电成本、供电可靠率等分项指标。其中的接电成本（即“获得电力成本”）指的是用户办理接电（“业扩”）需要向电网企业缴纳的费用。