2018年1月3日國(guó)務(wù)院首次常務(wù)會(huì)議聚焦優(yōu)化營(yíng)商環(huán)境，激發(fā)市場(chǎng)活力和社會(huì)創(chuàng)造力，并特別提出大力推動(dòng)“降電價(jià)”。全社會(huì)用電量是國(guó)民經(jīng)濟(jì)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(yíng)商環(huán)境，也是落實(shí)黨中央、國(guó)務(wù)院有關(guān)精神的具體舉措。

發(fā)電環(huán)節(jié)

單獨(dú)調(diào)整發(fā)電廠上網(wǎng)電價(jià)較為困難。根據(jù)國(guó)家發(fā)改委《關(guān)于完善煤電價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制有關(guān)事項(xiàng)的通知》（發(fā)改價(jià)格〔2015〕3169號(hào)），對(duì)于沒有參與電力市場(chǎng)交易、由省級(jí)及以上調(diào)度機(jī)構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度的燃煤電廠上網(wǎng)電量，繼續(xù)實(shí)行標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)政策和煤電價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制。煤電價(jià)格聯(lián)動(dòng)機(jī)制以年度為周期，由國(guó)家發(fā)改委統(tǒng)一部署啟動(dòng)，以?。▍^(qū)、市）為單位組織實(shí)施。自2016年中以來，電煤價(jià)格一直處于較高水平，與2014年基準(zhǔn)價(jià)格相比，已具備煤電聯(lián)動(dòng)條件，并應(yīng)按規(guī)則實(shí)施分檔累退聯(lián)動(dòng)，據(jù)有關(guān)機(jī)構(gòu)測(cè)算上網(wǎng)電價(jià)需上調(diào)3分錢以上，但受當(dāng)前經(jīng)濟(jì)形勢(shì)影響，上調(diào)電價(jià)全部體現(xiàn)在標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)并傳導(dǎo)至銷售電價(jià)可能性較小。同時(shí)按修訂后的煤電聯(lián)動(dòng)規(guī)則，如煤電聯(lián)動(dòng)則上網(wǎng)電價(jià)和銷售電價(jià)應(yīng)于每年1月1日調(diào)整實(shí)施，目前尚未啟動(dòng)煤電聯(lián)動(dòng)，也側(cè)面印證了不可能全部通過標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)和銷售電價(jià)進(jìn)行疏導(dǎo)，而在發(fā)電、電網(wǎng)、用戶三方統(tǒng)籌消化調(diào)價(jià)空間應(yīng)該是較為合理的選擇。

環(huán)保電價(jià)已現(xiàn)下調(diào)空間。目前，國(guó)內(nèi)燃煤機(jī)組脫硫、脫硝、除塵電價(jià)分別為1.5分/千瓦時(shí)、1分/千瓦時(shí)、0.2分/千瓦時(shí)，相關(guān)電價(jià)政策分別于2007年、2011年、2013年出臺(tái)，安裝投運(yùn)相關(guān)設(shè)施并經(jīng)環(huán)保部門驗(yàn)收合格的發(fā)電機(jī)組應(yīng)執(zhí)行相關(guān)電價(jià)，合計(jì)為2.7分/千瓦時(shí)。以河北北部電網(wǎng)為例，其燃煤標(biāo)桿電價(jià)為0.372元/千瓦時(shí)，環(huán)保電價(jià)在上網(wǎng)電價(jià)中占比7.3%。隨著技術(shù)進(jìn)步及環(huán)保要求日益嚴(yán)格，后續(xù)新投產(chǎn)發(fā)電機(jī)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(yùn)行成本逐步下降。由于環(huán)保電價(jià)水平與環(huán)保設(shè)施投資成本掛鉤，脫硫電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)已執(zhí)行10年以上，適度下調(diào)環(huán)保電價(jià)已具備條件。

超低排放電價(jià)加價(jià)標(biāo)準(zhǔn)同樣具備下調(diào)條件。為推動(dòng)燃煤電廠超低排放改造，2015年12月國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家環(huán)保部、國(guó)家能源局聯(lián)合發(fā)文“實(shí)行燃煤電廠超低排放電價(jià)支持政策”（發(fā)改價(jià)格〔2015〕2835號(hào)）。對(duì)于符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)的發(fā)電機(jī)組，其統(tǒng)購(gòu)的上網(wǎng)電量分別加價(jià)1分/千瓦時(shí)（2016年1月1日之前已并網(wǎng)運(yùn)行）、0.5分/千瓦時(shí)（2016年1月1日之后投運(yùn)），電網(wǎng)企業(yè)由此增加的購(gòu)電支出在銷售電價(jià)調(diào)整時(shí)進(jìn)行疏導(dǎo)。同時(shí)規(guī)定超低排放電價(jià)加價(jià)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(jià)的發(fā)電機(jī)組，均已享受超低排放加價(jià)電價(jià)，如環(huán)保電價(jià)具備下調(diào)條件，超低排放電價(jià)加價(jià)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(gòu)電支出，從而降低用戶銷售電價(jià)。

輸配環(huán)節(jié)

系統(tǒng)分析電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)購(gòu)銷價(jià)差變動(dòng)情況。根據(jù)國(guó)家發(fā)改委統(tǒng)計(jì)，2017年全國(guó)市場(chǎng)化交易電量1.63萬億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)45%，約占全社會(huì)用電量的26%，表明仍有74%的社會(huì)用電量執(zhí)行目錄電價(jià)，因此購(gòu)銷價(jià)差仍是電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)收入的主要來源。

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

同時(shí)對(duì)于需通過統(tǒng)購(gòu)統(tǒng)銷電量進(jìn)行疏導(dǎo)的費(fèi)用進(jìn)行合理評(píng)估，如火電超低排放加價(jià)電費(fèi)、燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組及垃圾焚燒發(fā)電項(xiàng)目補(bǔ)貼、各地光伏發(fā)電及光伏扶貧項(xiàng)目補(bǔ)貼等費(fèi)用，需統(tǒng)籌考慮相關(guān)因素對(duì)銷售電價(jià)的影響。

多措并舉降低電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)線損率。根據(jù)國(guó)家能源局發(fā)布的《2016年度全國(guó)電力價(jià)格情況監(jiān)管通報(bào)》，2016年電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)平均線損率為6.66%，同比增長(zhǎng)0.51個(gè)百分點(diǎn)，其中，國(guó)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(yíng)企業(yè)平均購(gòu)銷差價(jià)為197.38元/千千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)1.59元/千千瓦時(shí)，其中國(guó)家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司、內(nèi)蒙古電力公司口徑購(gòu)銷價(jià)差（不含線損）分別為200.70元/千千瓦時(shí)、199.95元/千千瓦時(shí)、109.34元/千千瓦時(shí)，均較含線損率的購(gòu)銷價(jià)差有不同程度的降低。如某省級(jí)電網(wǎng)2016年購(gòu)銷價(jià)差（含線損）同比增長(zhǎng)5.96元/千千瓦時(shí)，但扣除線損后購(gòu)銷價(jià)差同比下降0.96元/千千瓦時(shí)，統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)表明輸配環(huán)節(jié)損耗對(duì)電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)影響較大。

因此加強(qiáng)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(bǔ)償裝置等），可以進(jìn)一步減少輸配環(huán)節(jié)電能浪費(fèi)，提高輸配電服務(wù)水平。同時(shí)加強(qiáng)電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)內(nèi)部線損管理，強(qiáng)化線損指標(biāo)管控，嚴(yán)防“跑冒滴漏”，確保“顆粒歸倉(cāng)”，進(jìn)一步提升經(jīng)營(yíng)管理水平和盈利能力。因此電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)需切實(shí)采取措施降低綜合線損率，這既是內(nèi)部挖潛的利潤(rùn)增長(zhǎng)點(diǎn)，也是推動(dòng)降低電力用戶用能成本的新途徑。

進(jìn)一步修訂完善《供電營(yíng)業(yè)規(guī)則》等法規(guī)。2016年國(guó)家發(fā)展改革委辦公廳下發(fā)《關(guān)于完善兩部制電價(jià)用戶基本電價(jià)執(zhí)行方式的通知》（發(fā)改辦價(jià)格〔2016〕1583號(hào)），進(jìn)一步完善兩部制電價(jià)用戶基本電價(jià)執(zhí)行方式，基本電價(jià)計(jì)費(fèi)方式變更周期和減容（暫停）期限的限制進(jìn)一步放寬。電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)可根據(jù)用電企業(yè)申請(qǐng)，為電力用戶調(diào)整減容、暫停等計(jì)費(fèi)方式，有效減少停產(chǎn)、半停產(chǎn)電力用戶電費(fèi)支出，發(fā)改辦價(jià)格〔2016〕1583號(hào)文僅是對(duì)現(xiàn)行有效的《供電營(yíng)業(yè)規(guī)則》和《銷售電價(jià)管理暫行辦法》的部分條款進(jìn)行了改進(jìn)，但尚未全面完善?？紤]到上述規(guī)則出臺(tái)時(shí)間較早，如《供電營(yíng)業(yè)規(guī)則》發(fā)布時(shí)間已超過20年，《銷售電價(jià)管理暫行辦法》(發(fā)改價(jià)格〔2005〕514號(hào))執(zhí)行時(shí)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(jià)的核定標(biāo)準(zhǔn)，在《銷售電價(jià)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(jià)和電度電價(jià)比例，須依據(jù)“用戶的負(fù)荷率、用戶最高負(fù)荷與電網(wǎng)最高負(fù)荷的同時(shí)率等因素確定”。實(shí)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(fù)荷特性以及負(fù)荷側(cè)對(duì)電網(wǎng)影響，均按照相同標(biāo)準(zhǔn)對(duì)工商業(yè)用戶的基本電價(jià)（按容量或需量）進(jìn)行核定。以執(zhí)行兩部制電價(jià)的電采暖用戶為例，其負(fù)荷均在低谷期固定時(shí)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(jià)更為合理。建議盡快啟動(dòng)《供電營(yíng)業(yè)規(guī)則》和《銷售電價(jià)管理暫行辦法》的制修訂工作，重點(diǎn)在兩部制用戶基本電價(jià)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(jí)、用戶負(fù)荷特性調(diào)整的新需求。

政府性基金及附加

政府性基金及附加在電價(jià)構(gòu)成中占比不容小覷。根據(jù)國(guó)家能源局發(fā)布的《2016年度全國(guó)電力價(jià)格情況監(jiān)管通報(bào)》，2016年隨銷售電價(jià)征收的政府性基金及附加，其全國(guó)平均水平為46.45元/千千瓦時(shí)（電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)省內(nèi)售電量口徑平均值），同比增長(zhǎng)18.43%。

2017年6月16日，國(guó)家發(fā)改委下發(fā)通知，決定自2017年7月1日起取消向發(fā)電企業(yè)征收的工業(yè)企業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整專項(xiàng)資金（部分省份同步上調(diào)了燃煤機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)），并將國(guó)家重大水利工程建設(shè)基金和大中型水庫(kù)移民后期扶持基金征收標(biāo)準(zhǔn)各降低25%。此外國(guó)家財(cái)政部已于2017年4月1日起取消城市公用事業(yè)附加。

以河北北部電網(wǎng)為例，目前35千伏接入、兩部制工商業(yè)用戶平段銷售電價(jià)為0.5216元/千瓦時(shí)，其中包括國(guó)家重大水利工程建設(shè)基金0.53分錢、大中型水庫(kù)移民后期扶持資金0.26分錢、地方水庫(kù)移民后期扶持資金0.05分錢、可再生能源電價(jià)附加1.9分錢，政府性基金及附加合計(jì)為2.74分錢，其在電價(jià)構(gòu)成中占比為5.25%。

可再生能源電價(jià)附加征收宜開源節(jié)流并舉。就工商業(yè)用戶的政府性基金及附加而言，可再生能源電價(jià)附占比較大，征收標(biāo)準(zhǔn)已高達(dá)1.9分/千瓦時(shí)。以河北北部電網(wǎng)為例，可再生能源附加占政府性基金及附加比例高達(dá)69.3%。但與此同時(shí)，可再生能源發(fā)電補(bǔ)貼的缺口也越滾越大，上調(diào)可再生能源電價(jià)附加的訴求亦非常強(qiáng)烈。隨著風(fēng)電、光伏乃至生物質(zhì)發(fā)電電量日益增加，對(duì)可再生能源電價(jià)附加征收亟需開源節(jié)流并舉。

所謂開源，主要是對(duì)自備電廠自發(fā)自用電量部分拖欠的政府性基金及附加進(jìn)行全面梳理，并在規(guī)定期限內(nèi)補(bǔ)繳拖欠的金額；個(gè)別數(shù)額較大、確有困難的，可以給予一定的寬限期。今后自備電廠欠繳政府性基金及附加的用電企業(yè)，不得參與市場(chǎng)化交易，并納入國(guó)家涉電領(lǐng)域失信名單，確保足額征收自備電廠自發(fā)自用電量部分的政府性基金及附加。

所謂節(jié)流，一方面需大力實(shí)施“綠證交易”，可在具備金融牌照的交易機(jī)構(gòu)，如北京、首都、冀北交易中心試點(diǎn)開展“綠證交易”，由用電企業(yè)、個(gè)人用戶及可再生能源發(fā)電企業(yè)在平臺(tái)進(jìn)行交易，條件成熟后向全國(guó)推廣實(shí)施，一定程度緩解可再生能源補(bǔ)貼缺口。另一方面對(duì)于規(guī)劃中的可再生能源項(xiàng)目，隨著技術(shù)進(jìn)步和設(shè)備工程造價(jià)降低，可采用“補(bǔ)貼競(jìng)價(jià)”、“平價(jià)上網(wǎng)”等方式確定項(xiàng)目業(yè)主單位，以最大限度降低可再生能源補(bǔ)貼需求，進(jìn)而降低可再生能源附加征收強(qiáng)度，從而降低全體電力用戶電價(jià)。

水利工程基金宜合理歸位。國(guó)家重大水利工程建設(shè)，如“南水北調(diào)”項(xiàng)目用于解決北方部分地區(qū)（北京、天津、河北等）的缺水問題，所需資金理應(yīng)通過受益地區(qū)供水加價(jià)方式進(jìn)行籌集。大中型水庫(kù)移民后期扶持資金是水利工程項(xiàng)目投資的必要組成部分，所需資金宜由相關(guān)水電企業(yè)從其成本中單獨(dú)列支，或通過其上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)行疏導(dǎo)。目前上述兩項(xiàng)費(fèi)用均以政府性基金的方式向全國(guó)電力用戶征收，既加重了不相干地區(qū)電力用戶的負(fù)擔(dān)，也使得受益地區(qū)的用水或用電價(jià)格信號(hào)扭曲。建議該項(xiàng)基金宜與電價(jià)脫鉤，本著“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，轉(zhuǎn)由受益地區(qū)消費(fèi)者承擔(dān)。

市場(chǎng)化交易

有序擴(kuò)大市場(chǎng)交易規(guī)模。隨著電力市場(chǎng)化改革加速，電力的商品屬性也越來越明顯，電價(jià)、發(fā)用電計(jì)劃也從政府管制向市場(chǎng)供需決定轉(zhuǎn)變。國(guó)家發(fā)改委統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，2017年全國(guó)市場(chǎng)化交易電量累計(jì)1.63萬億千瓦時(shí)，同比增長(zhǎng)45%，占全社會(huì)用電量比重達(dá)26%左右，同比提升7個(gè)百分點(diǎn)，為工商企業(yè)減少電費(fèi)支出603億元。電力市場(chǎng)化交易對(duì)于降低用戶用能成本的作用日益凸顯。

就各地實(shí)際情況而言，市場(chǎng)化交易電量占電網(wǎng)企業(yè)售電量的比例各不相同，據(jù)中電聯(lián)相關(guān)統(tǒng)計(jì)，市場(chǎng)化電量占比較高的省份超過68%，個(gè)別省份其占比仍為10%左右，這既與國(guó)家有序放開發(fā)用電計(jì)劃、逐步擴(kuò)大市場(chǎng)化電量比例的精神不符，也難以滿足已入市用戶的市場(chǎng)化交易訴求，同時(shí)也不利于精準(zhǔn)降低當(dāng)?shù)刂е曰蛘咧С中云髽I(yè)的用能成本。因此需積極推進(jìn)市場(chǎng)化交易工作，進(jìn)一步提升市場(chǎng)化交易電量占比水平，切實(shí)降低工業(yè)用戶用能成本，進(jìn)一步優(yōu)化營(yíng)商環(huán)境。

對(duì)于市場(chǎng)化交易電量，電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)的收入主要為輸配電價(jià)，部分省級(jí)電網(wǎng)核定的輸配電價(jià)可能略低于其原有購(gòu)銷價(jià)差，短期看可能將會(huì)對(duì)電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)利潤(rùn)造成影響。但輸配電價(jià)每三年核定一次，上個(gè)監(jiān)管周期內(nèi)損益將在下一輪的電網(wǎng)輸配電定價(jià)成本監(jiān)審中予以統(tǒng)籌解決，短期的利潤(rùn)影響也能在后期得到疏導(dǎo)和平衡。此外電力市場(chǎng)化交易釋放的電價(jià)紅利，可能會(huì)刺激一部分工業(yè)企業(yè)恢復(fù)或增加用電負(fù)荷，將對(duì)電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)增供擴(kuò)銷起到一定積極作用，也有利于增加電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)企業(yè)的利潤(rùn)。

積極推動(dòng)可再生能源市場(chǎng)化交易。根據(jù)《可再生能源發(fā)電全額保障性收購(gòu)管理辦法》（發(fā)改能源〔2016〕625號(hào)）規(guī)定，可再生能源電量由保障性收購(gòu)電量和市場(chǎng)化電量構(gòu)成，保障性收購(gòu)電量由電網(wǎng)企業(yè)按照“保量又保價(jià)”原則收購(gòu)，市場(chǎng)化電量遵循“保量不保價(jià)”方式，交易價(jià)格由市場(chǎng)形成。與火電相比，風(fēng)、光等可再生能源發(fā)電邊際成本較低，保障性小時(shí)數(shù)之外的市場(chǎng)化電量，其交易價(jià)格更有優(yōu)勢(shì)。

以河北張家口地區(qū)為例，2017~2018年供暖季以市場(chǎng)化交易方式開展風(fēng)電清潔供暖，采用“分表計(jì)量、打包交易”模式，由用戶側(cè)掛牌、發(fā)電側(cè)摘牌組織風(fēng)電供暖交易。交易價(jià)格0.05元/千瓦時(shí)（較結(jié)算電價(jià)降低0.322元/千瓦時(shí)），低谷輸配電價(jià)按平時(shí)段的50%執(zhí)行，單一制、10千伏居民采暖用戶低谷到戶電價(jià)約0.175元/千瓦時(shí)，較之前低谷時(shí)段目錄銷售電價(jià)下降37.6%；2017年11月~2018年4月供暖期交易電量合計(jì)1.34億千瓦時(shí)，用戶整體用電成本降低約40%，有效引導(dǎo)推動(dòng)用戶積極實(shí)施煤改電工程。

隨著可再生能源電量占比日益提升，需從制度層面做好可再生能源保障性收購(gòu)與市場(chǎng)化交易的有效銜接，確保新能源優(yōu)先調(diào)度的前提下，大力推動(dòng)超過保障小時(shí)數(shù)之外的全部電量進(jìn)入市場(chǎng)，其交易價(jià)格主要由市場(chǎng)形成，主要向煤改電（含自備電廠替代）等電能替代項(xiàng)目、大數(shù)據(jù)及云計(jì)算等新興產(chǎn)業(yè)進(jìn)行精準(zhǔn)傳導(dǎo)，一方面助力大氣污染防治，一方面有效增加可再生能源匯集區(qū)域就地消納能力，實(shí)現(xiàn)可再生能源與電能替代協(xié)同發(fā)展。