国务院“大力降电价” 降价空间在哪里？

　　电价，降还是不降？降价通道在哪里？降价空间有多大？

　　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。电价事关国民经济全局，也是工商业、大工业用户最为敏感的生产要素，尤其是在钢铁、有色、化工、建材等高耗能产业中，电费是产品生产成本的重要构成。全社会用电量也是国民经济晴雨表，每消耗一度电将贡献10元左右GDP。正因此，电价调整与否常常需要在国务院常务会议这样高规格的场合讨论。

　　“降电价”对于降低企业成本而言具有立竿见影的效果，也是对十九大及中央经济工作会议精神的落实。2018年中央经济工作会议提出，大力降低实体经济成本，降低制度性交易成本，继续清理涉企收费，深化电力、石油天然气、铁路等行业改革，降低用能、物流成本。

　　一、我们试图从电价构成的各要素，拆解降价的空间。

　　按照现行电价制度，我国销售电价的构成中包括：上网电价、环保电价、输配电价、线损、政府性基金及附加，各要素均由政府定价。其中，上网电价与煤价挂钩，实行煤电联动；环保电价是对脱硫脱硝除尘成本补偿；输配定价是电网输配环节收取费用，由政府监管；线损是输配电损耗在全部电量中的分摊；政府性基金及附加主要包括，国家重大水利工程建设基金、水库移民后期扶持基金、农网还贷基金、可再生能源附加，2016年全国平均水平46.45元/千千瓦时。

　　1.从电价构成看，上网电价与燃煤成本正相关，环渤海动力煤（5500大卡）价格目前仍处于580元/吨的高位。按照修订后的煤电联动规则，与2014年基准价格相比，每吨煤炭价格上涨幅度超过30元/吨，如果启动煤电联动上网电价会有一定幅度的上调。从国务院关于大力降低电价的要求来看，煤电联动可能会搁置。

　　2.输配电价是推动电价下调的重要驱动力。2017年国家发改委完成对全国所有省级电网输配电价的核定，发改委预计可以降低用电成本380亿元。在完成省级电网核定之后，国家发改委启动对区域电网、跨省跨区输电价格、地方电网和增量配网的价格核定工作，输配电价改革将实现全覆盖。上述三个环节定价办法已经明确，预计将成为成本下降的主要构成部分。

　　以云南水电送广东为例，根据“十三五”云电送粤框架协议和《2016年云电送粤购售和输送电能合同》，2016年西电东送框架协议价格 广东落地电价0.4505元/千瓦时，其中，南方电网超高压输电价0.082元/千瓦时、 云南省内500千伏输电价0.0915元/千瓦时，云南水电上网电价为0.25278元/千瓦时，输配电价与线损与水电上网电价接近。

　　3.政府基金及附加短期下调概率不大，环保电价具有下调空间。2017年5月17日国务院常务会议决定调整电价结构，取消工业企业结构调整专项资金、降低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、适当降低脱硫脱硝电价，目的是降低企业用能成本，为企业减负。当期国务院常务会议与1月3日会议主题相似。

　　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，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%。除此之外，财政部已于2017年4月1日取消城市公用事业附加，平均每度电下降1.1分左右。

　　上述调整完成后，预计政府基金及附加环节短期下调概率不大，尤其是当前可再生能源附加缺口在千亿元以上，上调可再生能源附加的诉求一直非常强烈。

　　但政府附加及基金这一中国特有的要素在电价中的占比依然偏高。以山东为例，目前35千伏及以上工商业用电价格为0.7225元/千瓦时，其中含农网还贷资金2分钱、国家重大水利工程建设基金0.52分钱、大中型水库移民后期扶持资金0.62分钱、可再生能源电价附加1.9分钱，政府附加及基金在电价中的占比为6.98%。

　　在政府性基金下调的同时，环保电价并未按国务院要求调整。目前，国内脱硫脱硝电价分别为1.5分/千瓦时、1分/千瓦时，电价政策分布于2007年、2011年出台，电价补贴标准与当时环保成本挂钩。在环保成本下降的背景下，环保电价下调具备条件。

　　4.降低线损水平是挖潜新驱动。输配环节的损耗在电价构成中不可小觑，根据国家能源局统计2016年国内电网企业平均线损率为6.66%，同比增长0.51个百分点。其中，南方电网公司线损率6.77%、国家电网6.73%、内蒙古电力公司为4.04%。

　　通过输配电网改造（包括更换变压器、无功补偿、台区扩容、线路跟换等方式），是减少电能浪费、提高输配电水平的重要手段，是推动电价下调的新动力，也是电网企业新利润增长点。据了解，国家电网、南方电网在政策支持下，已经配置优质资金、技术、设备等投向电网节能环节。

　　二、除从电价结构上做文章外，电力市场化改革带来用能成本下降。

　　在电力体制改革的进程中，提高电力市场交易规模是推动电价下降的新途径。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。十九大报告也特别提出打破行政性垄断，防止市场垄断，加快要素价格市场化改革。

　　目前，在我国6万亿千瓦时以上的社会用电规模中，市场化交易电量1.6万亿千瓦时，约占全社会用电量的25%，为实体经济降低用电成本约700亿元（全国能源工作会议口径）。这意味着，仍有75%的电量执行目录电价，即政府定价。

　　从各地大用户直接交易、市场竞价的执行情况看，市场化交易带来电价水平不同程度下降。电力市场化交易同时也是电力行业去产能的重要手段，优质高效、低成本的发电主体通过市场竞价提高发电利用小时数、提高市场占有率，低效、高耗能、高成本机组在电力市场进化中退出市场。

　　在目前电力"双轨"运行（计划+市场并存）的机制下，提高清洁能源消纳比重可以降低终端电价水平。与煤电相比，清洁能源边际成本低，在保证最低发电利用小时数的基础上，增发电量可以通过跨区现货交易、批发市场来实现。尤其是三北地区弃风、弃光电量，以及西南地区水电，在市场交易中具有极强的价格优势。当然，增加新能源并网消纳需要打破区域壁垒、可再生能源配额等机制保障。

　　当然，降低电价只是降低用能成本的一部分，从电源、电网、负荷等系统角度出发，降低用能成本仍有潜力可以挖掘。（王秀强）