電價，降還是不降?降價通道在哪里?降價空間有多大?

　　2018年1月3日國務院首次常務會議聚焦優化營商環境，激發市場活力和社會創造力，并特別提出大力推動降電價。電價事關國民經濟全局，也是工商業、大工業用戶最為敏感的生產要素，尤其是在鋼鐵、有色、化工、建材等高耗能產業中，電費是產品生產成本的重要構成。全社會用電量也是國民經濟晴雨表，每消耗一度電將貢獻10元左右GDP。正因此，電價調整與否常常需要在國務院常務會議這樣高規格的場合討論。

　　“降電價”對于降低企業成本而言具有立竿見影的效果，也是對十九大及中央經濟工作會議精神的落實。2018年中央經濟工作會議提出，大力降低實體經濟成本，降低制度性交易成本，繼續清理涉企收費，深化電力、石油天然氣、鐵路等行業改革，降低用能、物流成本。

　　一我們試圖從電價構成的各要素，拆解降價的空間。

　　按照現行電價制度，我國銷售電價的構成中包括：上網電價、環保電價、輸配電價、線損、政府性基金及附加，各要素均由政府定價。其中，上網電價與煤價掛鉤，實行煤電聯動;環保電價是對脫硫脫硝除塵成本補償;輸配定價是電網輸配環節收取費用，由政府監管;線損是輸配電損耗在全部電量中的分攤;政府性基金及附加主要包括，國家重大水利工程建設基金、水庫移民后期扶持基金、農網還貸基金、可再生能源附加，2016年全國平均水平46.45元/千千瓦時。

　　1.從電價構成看，上網電價與燃煤成本正相關，環渤海動力煤(5500大卡)價格目前仍處于580元/噸的高位。按照修訂后的煤電聯動規則，與2014年基準價格相比，每噸煤炭價格上漲幅度超過30元/噸，如果啟動煤電聯動上網電價會有一定幅度的上調。從國務院關于大力降低電價的要求來看，煤電聯動可能會擱置。

　　2.輸配電價是推動電價下調的重要驅動力。2017年國家發改委完成對全國所有省級電網輸配電價的核定，發改委預計可以降低用電成本380億元。在完成省級電網核定之后，國家發改委啟動對區域電網、跨省跨區輸電價格、地方電網和增量配網的價格核定工作，輸配電價改革將實現全覆蓋。上述三個環節定價辦法已經明確，預計將成為成本下降的主要構成部分。

　　以云南水電送廣東為例，根據“十三五”云電送粵框架協議和《2016年云電送粵購售和輸送電能合同》，2016年西電東送框架協議價格廣東落地電價0.4505元/千瓦時，其中，南方電網超高壓輸電價0.082元/千瓦時、云南省內500千伏輸電價0.0915元/千瓦時，云南水電上網電價為0.25278元/千瓦時，輸配電價與線損與水電上網電價接近。

　　3.政府基金及附加短期下調概率不大，環保電價具有下調空間。2017年5月17日國務院常務會議決定調整電價結構，取消工業企業結構調整專項資金、降低重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準、適當降低脫硫脫硝電價，目的是降低企業用能成本，為企業減負。當期國務院常務會議與1月3日會議主題相似。

　　2017年6月16日，國家發改委下發通知，決定自2017年7月1日起取消向發電企業征收的工業企業結構調整專項資金，將國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準各降低25%。除此之外，財政部已于2017年4月1日取消城市公用事業附加，平均每度電下降1.1分左右。

　　上述調整完成后，預計政府基金及附加環節短期下調概率不大，尤其是當前可再生能源附加缺口在千億元以上，上調可再生能源附加的訴求一直非常強烈。

　　但政府附加及基金這一中國特有的要素在電價中的占比依然偏高。以山東為例，目前35千伏及以上工商業用電價格為0.7225/千瓦時，其中含農網還貸資金2分錢、國家重大水利工程建設基金0.52分錢、大中型水庫移民后期扶持資金0.62分錢、可再生能源電價附加1.9分錢，政府附加及基金在電價中的占比為6.98%。

　　在政府性基金下調的同時，環保電價并未按國務院要求調整。目前，國內脫硫脫硝電價分別為1.5分/千瓦時、1分/千瓦時，電價政策分布于2007年、2011年出臺，電價補貼標準與當時環保成本掛鉤。在環保成本下降的背景下，環保電價下調具備條件。

　　4.降低線損水平是挖潛新驅動。輸配環節的損耗在電價構成中不可小覷，根據國家能源局統計2016年國內電網企業平均線損率為6.66%，同比增長0.51個百分點。其中，南方電網公司線損率6.77%、國家電網6.73%、內蒙古電力公司為4.04%。

　　通過輸配電網改造(包括更換變壓器、無功補償、臺區擴容、線路跟換等方式)，是減少電能浪費、提高輸配電水平的重要手段，是推動電價下調的新動力，也是電網企業新利潤增長點。據了解，國家電網、南方電網在政策支持下，已經配置優質資金、技術、設備等投向電網節能環節。

　　二除從電價結構上做文章外，電力市場化改革帶來用能成本下降。

　　在電力體制改革的進程中，提高電力市場交易規模是推動電價下降的新途徑。隨著電力市場化改革加速，電力的商品屬性也越來越明顯，電價、發用電計劃也從政府管制向市場供需決定轉變。十九大報告也特別提出打破行政性壟斷，防止市場壟斷，加快要素價格市場化改革。

　　目前，在我國6萬億千瓦時以上的社會用電規模中，市場化交易電量1.6萬億千瓦時，約占全社會用電量的25%，為實體經濟降低用電成本約700億元(全國能源工作會議口徑)。這意味著，仍有75%的電量執行目錄電價，即政府定價。

　　從各地大用戶直接交易、市場競價的執行情況看，市場化交易帶來電價水平不同程度下降。電力市場化交易同時也是電力行業去產能的重要手段，優質高效、低成本的發電主體通過市場競價提高發電利用小時數、提高市場占有率，低效、高耗能、高成本機組在電力市場進化中退出市場。

　　在目前電力"雙規"運行(計劃+市場并存)的機制下，提高清潔能源消納比重可以降低終端電價水平。與煤電相比，清潔能源邊際成本低，在保證最低發電利用小時數的基礎上，增發電量可以通過跨區現貨交易、批發市場來實現。尤其是三北地區棄風、棄光電量，以及西南地區水電，在市場交易中具有極強的價格優勢。當然，增加新能源并網消納需要打破區域壁壘、可再生能源配額等機制保障。

　　當然，降低電價只是降低用能成本的一部分，從電源、電網、負荷等系統角度出發，降低用能成本仍有潛力可以挖掘。

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