2018年1月3日國務(wù)院首次常務(wù)會議聚焦優(yōu)化營商環(huán)境，激發(fā)市場活力和社會創(chuàng)造力，并特別提出大力推動“降電價”。全社會用電量是國民經(jīng)濟的晴雨表，電能是工商業(yè)用戶較為敏感的生產(chǎn)要素，采取有效措施降低用戶用能成本，不僅有利于優(yōu)化營商環(huán)境，也是落實黨中央、國務(wù)院有關(guān)精神的具體舉措。

(來源：電聯(lián)新媒 作者：崔正湃 楊威)

發(fā)電環(huán)節(jié)

單獨調(diào)整發(fā)電廠上網(wǎng)電價較為困難。根據(jù)國家發(fā)改委《關(guān)于完善煤電價格聯(lián)動機制有關(guān)事項的通知》(發(fā)改價格〔2015〕3169號)，對于沒有參與電力市場交易、由省級及以上調(diào)度機構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度的燃煤電廠上網(wǎng)電量，繼續(xù)實行標(biāo)桿上網(wǎng)電價政策和煤電價格聯(lián)動機制。煤電價格聯(lián)動機制以年度為周期，由國家發(fā)改委統(tǒng)一部署啟動，以省(區(qū)、市)為單位組織實施。自2016年中以來，電煤價格一直處于較高水平，與2014年基準(zhǔn)價格相比，已具備煤電聯(lián)動條件，并應(yīng)按規(guī)則實施分檔累退聯(lián)動，據(jù)有關(guān)機構(gòu)測算上網(wǎng)電價需上調(diào)3分錢以上，但受當(dāng)前經(jīng)濟形勢影響，上調(diào)電價全部體現(xiàn)在標(biāo)桿上網(wǎng)電價并傳導(dǎo)至銷售電價可能性較小。同時按修訂后的煤電聯(lián)動規(guī)則，如煤電聯(lián)動則上網(wǎng)電價和銷售電價應(yīng)于每年1月1日調(diào)整實施，目前尚未啟動煤電聯(lián)動，也側(cè)面印證了不可能全部通過標(biāo)桿上網(wǎng)電價和銷售電價進行疏導(dǎo)，而在發(fā)電、電網(wǎng)、用戶三方統(tǒng)籌消化調(diào)價空間應(yīng)該是較為合理的選擇。

環(huán)保電價已現(xiàn)下調(diào)空間。目前，國內(nèi)燃煤機組脫硫、脫硝、除塵電價分別為1.5分/千瓦時、1分/千瓦時、0.2分/千瓦時，相關(guān)電價政策分別于2007年、2011年、2013年出臺，安裝投運相關(guān)設(shè)施并經(jīng)環(huán)保部門驗收合格的發(fā)電機組應(yīng)執(zhí)行相關(guān)電價，合計為2.7分/千瓦時。以河北北部電網(wǎng)為例，其燃煤標(biāo)桿電價為0.372元/千瓦時，環(huán)保電價在上網(wǎng)電價中占比7.3%。隨著技術(shù)進步及環(huán)保要求日益嚴格，后續(xù)新投產(chǎn)發(fā)電機組均需同步投產(chǎn)環(huán)保設(shè)施，發(fā)電廠環(huán)保設(shè)施的投資及運行成本逐步下降。由于環(huán)保電價水平與環(huán)保設(shè)施投資成本掛鉤，脫硫電價標(biāo)準(zhǔn)已執(zhí)行10年以上，適度下調(diào)環(huán)保電價已具備條件。

超低排放電價加價標(biāo)準(zhǔn)同樣具備下調(diào)條件。為推動燃煤電廠超低排放改造，2015年12月國家發(fā)改委、國家環(huán)保部、國家能源局聯(lián)合發(fā)文“實行燃煤電廠超低排放電價支持政策”(發(fā)改價格〔2015〕2835號)。對于符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的發(fā)電機組，其統(tǒng)購的上網(wǎng)電量分別加價1分/千瓦時(2016年1月1日之前已并網(wǎng)運行)、0.5分/千瓦時(2016年1月1日之后投運)，電網(wǎng)企業(yè)由此增加的購電支出在銷售電價調(diào)整時進行疏導(dǎo)。同時規(guī)定超低排放電價加價標(biāo)準(zhǔn)暫定執(zhí)行至2017年底，2018年后逐步統(tǒng)一和降低標(biāo)準(zhǔn)。目前，享受脫硫、脫硝、除塵環(huán)保電價的發(fā)電機組，均已享受超低排放加價電價，如環(huán)保電價具備下調(diào)條件，超低排放電價加價標(biāo)準(zhǔn)宜同步下調(diào)，可以適度減少電網(wǎng)企需疏導(dǎo)的購電支出，從而降低用戶銷售電價。

輸配環(huán)節(jié)

系統(tǒng)分析電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)購銷價差變動情況。根據(jù)國家發(fā)改委統(tǒng)計，2017年全國市場化交易電量1.63萬億千瓦時，同比增長45%，約占全社會用電量的26%，表明仍有74%的社會用電量執(zhí)行目錄電價，因此購銷價差仍是電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)收入的主要來源。

根據(jù)國家能源局發(fā)布的《2016年度全國電力價格情況監(jiān)管通報》，2016年電網(wǎng)企業(yè)平均購銷差價(含線損)為219.22元/千千瓦時，同比增長了1.60元/千千瓦時，其中國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司、內(nèi)蒙古電力公司口徑購銷價差分別為222.78元/千千瓦時、222.12元/千千瓦時、118.10元/千千瓦時。34家省級電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)(含廣州、深圳電網(wǎng))購銷價差變動各異，其中17家購銷價差同比正增長，17家購銷價差同比負增長。因此需系統(tǒng)全面梳理各省級電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)購銷價差變動情況，研判其購電和售電結(jié)構(gòu)變化，厘清購銷價差影響要素，分析購銷價差變動原因，為價格主管部門和電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)科學(xué)測算終端銷售電價降低的可行性和允許空間提供參考。

同時對于需通過統(tǒng)購統(tǒng)銷電量進行疏導(dǎo)的費用進行合理評估，如火電超低排放加價電費、燃氣發(fā)電機組及垃圾焚燒發(fā)電項目補貼、各地光伏發(fā)電及光伏扶貧項目補貼等費用，需統(tǒng)籌考慮相關(guān)因素對銷售電價的影響。

多措并舉降低電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)線損率。根據(jù)國家能源局發(fā)布的《2016年度全國電力價格情況監(jiān)管通報》，2016年電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)平均線損率為6.66%，同比增長0.51個百分點，其中，國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司、內(nèi)蒙古電力公司口徑線損率分別為6.73%、6.77%、4.04%。

扣除線損后，2016年電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)平均購銷差價為197.38元/千千瓦時，同比增長1.59元/千千瓦時，其中國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司、內(nèi)蒙古電力公司口徑購銷價差(不含線損)分別為200.70元/千千瓦時、199.95元/千千瓦時、109.34元/千千瓦時，均較含線損率的購銷價差有不同程度的降低。如某省級電網(wǎng)2016年購銷價差(含線損)同比增長5.96元/千千瓦時，但扣除線損后購銷價差同比下降0.96元/千千瓦時，統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明輸配環(huán)節(jié)損耗對電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)影響較大。

因此加強輸配電網(wǎng)改造(如更換節(jié)能變壓器、改造配電線路、加裝無功補償裝置等)，可以進一步減少輸配環(huán)節(jié)電能浪費，提高輸配電服務(wù)水平。同時加強電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)內(nèi)部線損管理，強化線損指標(biāo)管控，嚴防“跑冒滴漏”，確保“顆粒歸倉”，進一步提升經(jīng)營管理水平和盈利能力。因此電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)需切實采取措施降低綜合線損率，這既是內(nèi)部挖潛的利潤增長點，也是推動降低電力用戶用能成本的新途徑。

進一步修訂完善《供電營業(yè)規(guī)則》等法規(guī)。2016年國家發(fā)展改革委辦公廳下發(fā)《關(guān)于完善兩部制電價用戶基本電價執(zhí)行方式的通知》(發(fā)改辦價格〔2016〕1583號)，進一步完善兩部制電價用戶基本電價執(zhí)行方式，基本電價計費方式變更周期和減容(暫停)期限的限制進一步放寬。電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)可根據(jù)用電企業(yè)申請，為電力用戶調(diào)整減容、暫停等計費方式，有效減少停產(chǎn)、半停產(chǎn)電力用戶電費支出，發(fā)改辦價格〔2016〕1583號文僅是對現(xiàn)行有效的《供電營業(yè)規(guī)則》和《銷售電價管理暫行辦法》的部分條款進行了改進，但尚未全面完善。考慮到上述規(guī)則出臺時間較早，如《供電營業(yè)規(guī)則》發(fā)布時間已超過20年，《銷售電價管理暫行辦法》(發(fā)改價格〔2005〕514號)執(zhí)行時間也已超過12年，客觀而言相關(guān)法規(guī)已難以適應(yīng)目前工商業(yè)用戶的用電需求。

例如基本電價的核定標(biāo)準(zhǔn)，在《銷售電價管理暫行辦法》規(guī)定如下，“各用電特性用戶應(yīng)承擔(dān)的容量成本按峰荷責(zé)任確定”，基本電價和電度電價比例，須依據(jù)“用戶的負荷率、用戶最高負荷與電網(wǎng)最高負荷的同時率等因素確定”。實際執(zhí)行中出于可操作性和便利性考慮，往往未考慮用戶負荷特性以及負荷側(cè)對電網(wǎng)影響，均按照相同標(biāo)準(zhǔn)對工商業(yè)用戶的基本電價(按容量或需量)進行核定。以執(zhí)行兩部制電價的電采暖用戶為例，其負荷均在低谷期固定時段且較為穩(wěn)定，理應(yīng)少承擔(dān)一些成本義務(wù)，適度下調(diào)其基本電價更為合理。建議盡快啟動《供電營業(yè)規(guī)則》和《銷售電價管理暫行辦法》的制修訂工作，重點在兩部制用戶基本電價核定方面發(fā)力，適應(yīng)目前產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)優(yōu)化升級、用戶負荷特性調(diào)整的新需求。