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南方能源觀察
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趙曉東

2019年3月5日第十三屆全國人民代表大會第二次會議上，國務院總理李克強在《政府工作報告》中明確提出：以改革推動降低涉企收費。深化電力市場化改革，清理電價附加收費，降低製造業用電成本，一般工商業平均電價再降低10%。

2018年，針對《政府工作報告》中降低一般工商業電價10%的工作任務，國家發改委共計發佈五份通知，通過調整計提折舊比例、降低增值稅率、調整政府性基金、利用跨區交易價差空間、調整電網企業增量收入以及清理規範轉供電環節加價等系列措施實現了目標。成績值得稱讚，但是部分手段作爲臨時性措施是否可以繼續在本年度進行沿用也成爲了業界關注的焦點。同時，伴隨發用電計劃持續放開，特別是市場化交易主體數量與範圍持續增加的今天，電價調整對市場化交易的影響也需要進一步的評估。

一般工商業電價作爲一個專有名詞，並不能簡單地理解爲工商業用電的價格。

發改價格[2005]514號文提出，“非居民照明、非工業及普通工業、商業用電三大類合併爲一類”，形成一般工商業及其他用電的主要構成。發改價格[2013]973號文明確，現行銷售電價逐步歸併爲居民生活用電、農業生產用電和工商業及其它用電價格三個類別；在過渡時期，仍然沿用上述一般工商業的概念，同時提出“受電變壓器容量（含不通過變壓器接用的高壓電動機容量）在315千伏安（千瓦）及以上的”一般工商業及其他用電與大工業同價並實行兩部制電價。

截至2019年1月1日，全國各省市對於一般工商業用電的表述並不一致，見表1-1。除北京開發區、西藏和青海外，大部分省市均按照執行單一制用電的用戶進行一般工商業的認定。

不同於國家統計局關於第一產業、第二產業和第三產業用能的統計口徑，一般工商業用電數據，特別是分省市用電數據並沒有專門公開。參考國家電網公司、南方電網公司以及各級政府關於2018年度降低一般工商電價實際降低企業用電成本的官方報道數據，不考慮市場化交易對降低一般工商業電價的影響，以2017年度用電數據爲基準，全國各省市一般工商業在各省社會用電量佔比如下圖所示(上海、內蒙古、吉林、廣西、西藏暫缺)。可以明顯的看出，各省一般工商業用電佔比差異較大，大部分省份集中在20%左右，北京、浙江的一般工商業用電佔比較高，寧夏、青海、新疆等地的一般工商業用電佔比較低，因此同樣降費措施對各省的實際影響會存在較大差異。

截止2019年1月1日，2018年全國各省區一般工商業電價降費措施已告結束。選取平段所有電壓等級目錄銷售電價的平均值作爲參考，全國各省區一般工商業用電價格水平如圖3-1所示（不考慮各省區扶持產業電價，按照行政區域統計，不區分電網歸屬，均爲含政府性基金價格）。

考慮西藏電網建設的特殊性，特別是阿里電網平均用電價格達到1.79元/kWh，此處分析時做剔除處理。取全國一般工商業用電平均價格0.6772元/kWh作爲基準價，可以分爲兩個價格區間，如表3-1。通過分析可以看出，除四川、河北外，基準價以上的省份基本爲傳統的用能大省，基準價以下基本爲傳統的能源輸出大省。

針對四川，儘管擁有水電優勢，其核定輸配電價相對較高導致其終端銷售價格偏高。與雲南進行對標，1-10kV一般工商業輸配電價，四川爲0.3422元/kWh，雲南爲0.245元/kWh。考慮四川電網的組成不僅是國家電網，還存在多個地方電網且最高運行電壓等級僅爲110kV，而云南電網則主要由南方電網持有並運行且最高運行電壓等級爲500kV，這都會造成輸配成本的較大差異。

針對河北，儘管作爲用能大省且區域內能源稟賦並不佔優，但是源於近年來可再生能源裝機的持續增加、互聯互通的電網結構以及相對較低的容量備用需求，河北可以通過特高壓線路以及省間聯絡線從陝西、內蒙古以及山西購買低成本電力，同時輸配電價在華北電網區域內最低，都成爲河北區域終端用電價格較低的原因。

通過多輪降費措施，對於執行一般工商業用電的終端用戶來說，用能成本得到了顯著的降低，對實體經濟起到了良好的提振效果。但是從實際執行層面來看，正在對大工業用電價格和市場化交易帶來一定影響。

大工業用電目前多指執行兩部制電價的用電客戶。從全國來看，公佈目錄電價的方式有兩種形式，分別爲含政府性基金的含稅價格和不含政府性基金的含稅價格。2018年的多輪價格調整政策包含增值稅率調整以及政府性基金調整，但是大部分省份相應的大工業用電電度電價和容量電價並沒有相應調整。分別選取按照兩種形式公佈目錄電價的典型省份進行分析，以1-10kV大工業用電價格爲例，如表3-2所示。可以看到，通過普適性的政策調整，執行目錄電價的大工業用戶並沒有從中得到優惠，甚至從財務角度的用電成本變相增加。

考慮本輪一般工商業電價的部分降價措施爲臨時性措施，各省市根據實際情況調整時並不一定選擇目錄銷售電價與輸配電價同步調整。由於全國大部分電力市場化交易的價格形成機制爲：

用電價格=上網電價+輸配電價+政府性基金

部分省份在降低目錄電價的同時不同步調整輸配電價，將會造成一般工商業用戶參與市場化交易意願降低甚至因爲終端用電價格高於目錄電價而拒絕參與市場化交易。

以某省1-10kV一般工商業用電戶爲例，分析其參與市場化交易與執行目錄電價的區別，如表3-3所示，上網電價按照區內市場化交易平均價格取值。可以明顯看出，緣於目錄銷售電價與輸配電價調整的不同步，該類型一般工商業用電戶參與市場化交易後，用電成本將提高0.0296元/kWh。

截至2019年4月10日，據發改價格[2019]559號文，已確認將通過增值稅率降低的空間全部用於降低一般工商業電價。同時，國務院總理李克強4月3日主持召開國務院常務會議，會議決定，從7月1日起，將國家重大水利工程建設基金和民航發展基金徵收標準降低一半。

以北京市爲例，按照北京市統計局數據，2017年度全社會用電量爲1066.89億千瓦時，測算一般工商業用電約480億千瓦時。取北京市2017年GDP增速6.7%爲2018年用電增長，2018年GDP增速6.6%爲2019年用電增長，假定佔比不做調整，預測北京市2019年一般工商業年用電量爲546億千瓦時。按照當前一般工商業電價平均水平測算，降價10%可爲企業降低用電成本41.97億元。如僅考慮一般工商業電價增值稅降低和政府性基金降價形成的空間，爲11.92億元。考慮到北京地區產業結構調整，傳統工業用戶持續減少，即便完全利用大工業電價增值稅降價空間補貼一般工商業，其幅度也相當有限，需要綜合統籌協調解決。

與北京類似的省份並不少見，特別是對於東部沿海的經濟發達省份來說，伴隨着供給側改革的深入，高附加低能耗產業對低附加值高能耗產業的逐步替代，這也意味着單純依靠政策調整實現再次降費10%的目標並不輕鬆。

近年來，伴隨電力市場建設的深入，市場化交易電量持續增長。2017年全國電力市場化交易電量約1.63萬億千瓦時，佔全社會用電量的26%，2018年全國電力市場化交易電量達到2.1萬億千瓦時，較2017年同比增長30%，佔全社會用電量30%以上。發用電計劃的進一步放開使得越來越多的電力用戶，特別是一般工商業電力用戶參與到市場中來，通過競爭性的電價談判與集中撮合交易享受到用能成本的切實降低。

以四川爲例，據川經信電力[2019]25號文的精神，年用電量大於500萬千瓦時的一般工商業用電客戶已具備參與市場化交易的資格。選取某年用電量500萬千瓦時、電壓等級爲10kV的商用綜合體用戶。以保守條件進行估算，認爲其分月用電量不隨電價變化做大幅調整，用電均衡，則豐枯係數=0。參考2019年年度常規直購交易集中競價平均成交價格0.305元/kWh計算，該用戶參與市場化交易後的年平均用電價格約爲0.7269元/kWh，較目錄電價平段均價0.7209元/kWh高出0.006元/kWh。但是，四川一般工商業用電按照豐枯分時電價執行，考慮峯谷電價以及豐枯季節價格差異，該用戶執行目錄電價的年平均用電價格將達到0.8049元/kWh，遠遠高出參與市場化交易後的年平均用電價格。同時，根據市場實際運行情況，受到豐枯季市場化價格信號的影響，大部分參與市場後的一般工商業用戶均傾向調整其豐枯季的用電比例，採用技術和管理手段增加豐水期的用能並減少枯水期的用能，由此進一步降低其參與市場化交易後的用電價格，降低了四川水電機組在豐水期的棄水率，實現了多方的共贏。

以廣東爲例，據《南方區域跨區跨省電力中長期交易規則(暫行)》（以下簡稱跨區規則）已明確電力用戶和售電公司可以通過跨區線路以中長期交易的方式購買跨區電力。參考廣州電力交易中心發佈的雲南水電增量外送交易信息，雲南水電2018年年成交均價約爲0.1917元/kWh，跨區輸電費用爲0.1934元/kWh(含超高壓網損，暫不考慮滇西北線路)，則落地側價格價格將不高於0.387元/kWh。目前有關部門正有序推進跨區規則中電力用戶和售電公司與跨區電源的直接交易工作，按照廣東省內電力交易暫時執行的價差傳導模式形成終端用電價格，一般工商業用戶，特別是高附加值一般工商業用戶參與跨區交易後度電成本降低或將不低於0.066元/kWh，將有利於提高此類用戶的市場競爭力。

綜上分析，要切實降低電力用戶的用能成本，不僅要依靠政策紅利的釋放，也要充分發揮市場資源優化配置的作用。市場化交易雖然存在一定的不確定性，但是伴隨着越來越多的電力用戶和可再生能源機組成爲市場主體，更豐富的交易週期和交易品種陸續出臺，跨區線路建設的加速不斷擴大交易範圍，通過市場競爭實現用能成本的降低正在成爲一個不可逆轉的趨勢。

一般工商業電價降低10%和再降低10%政策的陸續出臺是深化電力體制改革的一個過程。以政策紅利的釋放帶動供給側改革的加速，帶動全國電力資源的跨時空優化配置，帶動終端能效水平的不斷提高，這恐怕纔是兩輪降價的根本目的。

（作者供職於北京融和晟源售電有限公司）