关于再次降低一般工商业电价10%的思考

　　2019年3月5日第十三届全国人民代表大会第二次会议上，国务院总理李克强在《政府工作报告》中明确提出：以改革推动降低涉企收费。深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%。

　　2018年，针对《政府工作报告》中降低一般工商业电价10%的工作任务，国家发改委共计发布五份通知，通过调整计提折旧比例、降低增值税率、调整政府性基金、利用跨区交易价差空间、调整电网企业增量收入以及清理规范转供电环节加价等系列措施实现了目标。成绩值得称赞，但是部分手段作为临时性措施是否可以继续在本年度进行沿用也成为了业界关注的焦点。同时，伴随发用电计划持续放开，特别是市场化交易主体数量与范围持续增加的今天，电价调整对市场化交易的影响也需要进一步的评估。

　　一般工商业电价下降对不同省市影响不一

　　一般工商业电价作为一个专有名词，并不能简单地理解为工商业用电的价格。

　　发改价格[2005]514号文提出，“非居民照明、非工业及普通工业、商业用电三大类合并为一类”，形成一般工商业及其他用电的主要构成。发改价格[2013]973号文明确，现行销售电价逐步归并为居民生活用电、农业生产用电和工商业及其它用电价格三个类别；在过渡时期，仍然沿用上述一般工商业的概念，同时提出“受电变压器容量（含不通过变压器接用的高压电动机容量）在315千伏安（千瓦）及以上的”一般工商业及其他用电与大工业同价并实行两部制电价。

　　截至2019年1月1日，全国各省市对于一般工商业用电的表述并不一致，见表1-1。除北京开发区、西藏和青海外，大部分省市均按照执行单一制用电的用户进行一般工商业的认定。

　　不同于国家统计局关于第一产业、第二产业和第三产业用能的统计口径，一般工商业用电数据，特别是分省市用电数据并没有专门公开。参考国家电网公司、南方电网公司以及各级政府关于2018年度降低一般工商电价实际降低企业用电成本的官方报道数据，不考虑市场化交易对降低一般工商业电价的影响，以2017年度用电数据为基准，全国各省市一般工商业在各省社会用电量占比如下图所示(上海、内蒙古、吉林、广西、西藏暂缺)。可以明显的看出，各省一般工商业用电占比差异较大，大部分省份集中在20%左右，北京、浙江的一般工商业用电占比较高，宁夏、青海、新疆等地的一般工商业用电占比较低，因此同样降费措施对各省的实际影响会存在较大差异。

　　截止2019年1月1日，2018年全国各省区一般工商业电价降费措施已告结束。选取平段所有电压等级目录销售电价的平均值作为参考，全国各省区一般工商业用电价格水平如图3-1所示（不考虑各省区扶持产业电价，按照行政区域统计，不区分电网归属，均为含政府性基金价格）。

　　考虑西藏电网建设的特殊性，特别是阿里电网平均用电价格达到1.79元/kWh，此处分析时做剔除处理。取全国一般工商业用电平均价格0.6772元/kWh作为基准价，可以分为两个价格区间，如表3-1。通过分析可以看出，除四川、河北外，基准价以上的省份基本为传统的用能大省，基准价以下基本为传统的能源输出大省。

　　针对四川，尽管拥有水电优势，其核定输配电价相对较高导致其终端销售价格偏高。与云南进行对标，1-10kV一般工商业输配电价，四川为0.3422元/kWh，云南为0.245元/kWh。考虑四川电网的组成不仅是国家电网，还存在多个地方电网且最高运行电压等级仅为110kV，而云南电网则主要由南方电网持有并运行且最高运行电压等级为500kV，这都会造成输配成本的较大差异。

　　针对河北，尽管作为用能大省且区域内能源禀赋并不占优，但是源于近年来可再生能源装机的持续增加、互联互通的电网结构以及相对较低的容量备用需求，河北可以通过特高压线路以及省间联络线从陕西、内蒙古以及山西购买低成本电力，同时输配电价在华北电网区域内最低，都成为河北区域终端用电价格较低的原因。

　　一般工商业电价下降正在影响大工业用电价格和市场化交易

　　通过多轮降费措施，对于执行一般工商业用电的终端用户来说，用能成本得到了显著的降低，对实体经济起到了良好的提振效果。但是从实际执行层面来看，正在对大工业用电价格和市场化交易带来一定影响。

　　大工业用电目前多指执行两部制电价的用电客户。从全国来看，公布目录电价的方式有两种形式，分别为含政府性基金的含税价格和不含政府性基金的含税价格。2018年的多轮价格调整政策包含增值税率调整以及政府性基金调整，但是大部分省份相应的大工业用电电度电价和容量电价并没有相应调整。分别选取按照两种形式公布目录电价的典型省份进行分析，以1-10kV大工业用电价格为例，如表3-2所示。可以看到，通过普适性的政策调整，执行目录电价的大工业用户并没有从中得到优惠，甚至从财务角度的用电成本变相增加。

　　考虑本轮一般工商业电价的部分降价措施为临时性措施，各省市根据实际情况调整时并不一定选择目录销售电价与输配电价同步调整。由于全国大部分电力市场化交易的价格形成机制为：

　　用电价格=上网电价+输配电价+政府性基金

　　部分省份在降低目录电价的同时不同步调整输配电价，将会造成一般工商业用户参与市场化交易意愿降低甚至因为终端用电价格高于目录电价而拒绝参与市场化交易。

　　以某省1-10kV一般工商业用电户为例，分析其参与市场化交易与执行目录电价的区别，如表3-3所示，上网电价按照区内市场化交易平均价格取值。可以明显看出，缘于目录销售电价与输配电价调整的不同步，该类型一般工商业用电户参与市场化交易后，用电成本将提高0.0296元/kWh。

　　2019年度降费措施的展望

　　截至2019年4月10日，据发改价格[2019]559号文，已确认将通过增值税率降低的空间全部用于降低一般工商业电价。同时，国务院总理李克强4月3日主持召开国务院常务会议，会议决定，从7月1日起，将国家重大水利工程建设基金和民航发展基金征收标准降低一半。

　　以北京市为例，按照北京市统计局数据，2017年度全社会用电量为1066.89亿千瓦时，测算一般工商业用电约480亿千瓦时。取北京市2017年GDP增速6.7%为2018年用电增长，2018年GDP增速6.6%为2019年用电增长，假定占比不做调整，预测北京市2019年一般工商业年用电量为546亿千瓦时。按照当前一般工商业电价平均水平测算，降价10%可为企业降低用电成本41.97亿元。如仅考虑一般工商业电价增值税降低和政府性基金降价形成的空间，为11.92亿元。考虑到北京地区产业结构调整，传统工业用户持续减少，即便完全利用大工业电价增值税降价空间补贴一般工商业，其幅度也相当有限，需要综合统筹协调解决。

　　与北京类似的省份并不少见，特别是对于东部沿海的经济发达省份来说，伴随着供给侧改革的深入，高附加低能耗产业对低附加值高能耗产业的逐步替代，这也意味着单纯依靠政策调整实现再次降费10%的目标并不轻松。

　　近年来，伴随电力市场建设的深入，市场化交易电量持续增长。2017年全国电力市场化交易电量约1.63万亿千瓦时，占全社会用电量的26%，2018年全国电力市场化交易电量达到2.1万亿千瓦时，较2017年同比增长30%，占全社会用电量30%以上。发用电计划的进一步放开使得越来越多的电力用户，特别是一般工商业电力用户参与到市场中来，通过竞争性的电价谈判与集中撮合交易享受到用能成本的切实降低。

　　以四川为例，据川经信电力[2019]25号文的精神，年用电量大于500万千瓦时的一般工商业用电客户已具备参与市场化交易的资格。选取某年用电量500万千瓦时、电压等级为10kV的商用综合体用户。以保守条件进行估算，认为其分月用电量不随电价变化做大幅调整，用电均衡，则丰枯系数=0。参考2019年年度常规直购交易集中竞价平均成交价格0.305元/kWh计算，该用户参与市场化交易后的年平均用电价格约为0.7269元/kWh，较目录电价平段均价0.7209元/kWh高出0.006元/kWh。但是，四川一般工商业用电按照丰枯分时电价执行，考虑峰谷电价以及丰枯季节价格差异，该用户执行目录电价的年平均用电价格将达到0.8049元/kWh，远远高出参与市场化交易后的年平均用电价格。同时，根据市场实际运行情况，受到丰枯季市场化价格信号的影响，大部分参与市场后的一般工商业用户均倾向调整其丰枯季的用电比例，采用技术和管理手段增加丰水期的用能并减少枯水期的用能，由此进一步降低其参与市场化交易后的用电价格，降低了四川水电机组在丰水期的弃水率，实现了多方的共赢。

　　以广东为例，据《南方区域跨区跨省电力中长期交易规则(暂行)》（以下简称跨区规则）已明确电力用户和售电公司可以通过跨区线路以中长期交易的方式购买跨区电力。参考广州电力交易中心发布的云南水电增量外送交易信息，云南水电2018年年成交均价约为0.1917元/kWh，跨区输电费用为0.1934元/kWh(含超高压网损，暂不考虑滇西北线路)，则落地侧价格价格将不高于0.387元/kWh。目前有关部门正有序推进跨区规则中电力用户和售电公司与跨区电源的直接交易工作，按照广东省内电力交易暂时执行的价差传导模式形成终端用电价格，一般工商业用户，特别是高附加值一般工商业用户参与跨区交易后度电成本降低或将不低于0.066元/kWh，将有利于提高此类用户的市场竞争力。

　　综上分析，要切实降低电力用户的用能成本，不仅要依靠政策红利的释放，也要充分发挥市场资源优化配置的作用。市场化交易虽然存在一定的不确定性，但是伴随着越来越多的电力用户和可再生能源机组成为市场主体，更丰富的交易周期和交易品种陆续出台，跨区线路建设的加速不断扩大交易范围，通过市场竞争实现用能成本的降低正在成为一个不可逆转的趋势。

　　一般工商业电价降低10%和再降低10%政策的陆续出台是深化电力体制改革的一个过程。以政策红利的释放带动供给侧改革的加速，带动全国电力资源的跨时空优化配置，带动终端能效水平的不断提高，这恐怕才是两轮降价的根本目的。（赵晓东　作者供职于北京融和晟源售电有限公司）