中國儲能網(wǎng)訊：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(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。電價事關(guān)國民經(jīng)濟全局，也是工商業(yè)、大工業(yè)用戶最為敏感的生產(chǎn)要素，尤其是在鋼鐵、有色、化工、建材等高耗能產(chǎn)業(yè)中，電費是產(chǎn)品生產(chǎn)成本的重要構(gòu)成。全社會用電量也是國民經(jīng)濟晴雨表，每消耗一度電將貢獻10元左右GDP。正因此，電價調(diào)整與否常常需要在國務(wù)院常務(wù)會議這樣高規(guī)格的場合討論。
“降電價”對于降低企業(yè)成本而言具有立竿見影的效果，也是對十九大及中央經(jīng)濟工作會議精神的落實。2018年中央經(jīng)濟工作會議提出，大力降低實體經(jīng)濟成本，降低制度性交易成本，繼續(xù)清理涉企收費，深化電力、石油天然氣、鐵路等行業(yè)改革，降低用能、物流成本。
一、我們試圖從電價構(gòu)成的各要素，拆解降價的空間。
按照現(xiàn)行電價制度，我國銷售電價的構(gòu)成中包括：上網(wǎng)電價、環(huán)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(wǎng)電價與煤價掛鉤，實行煤電聯(lián)動；環(huán)保電價是對脫硫脫硝除塵成本補償；輸配定價是電網(wǎng)輸配環(huán)節(jié)收取費用，由政府監(jiān)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(shè)基金、水庫移民后期扶持基金、農(nóng)網(wǎng)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(gòu)成看，上網(wǎng)電價與燃煤成本正相關(guān)，環(huán)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(lián)動規(guī)則，與2014年基準(zhǔn)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(lián)動上網(wǎng)電價會有一定幅度的上調(diào)。從國務(wù)院關(guān)于大力降低電價的要求來看，煤電聯(lián)動可能會擱置。
2.輸配電價是推動電價下調(diào)的重要驅(qū)動力。2017年國家發(fā)改委完成對全國所有省級電網(wǎng)輸配電價的核定，發(fā)改委預(yù)計可以降低用電成本380億元。在完成省級電網(wǎng)核定之后，國家發(fā)改委啟動對區(qū)域電網(wǎng)、跨省跨區(qū)輸電價格、地方電網(wǎng)和增量配網(wǎng)的價格核定工作，輸配電價改革將實現(xiàn)全覆蓋。上述三個環(huán)節(jié)定價辦法已經(jīng)明確，預(yù)計將成為成本下降的主要構(gòu)成部分。
以云南水電送廣東為例，根據(jù)“十三五”云電送粵框架協(xié)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(xié)議價格 廣東落地電價0.4505元/千瓦時，其中，南方電網(wǎng)超高壓輸電價0.082元/千瓦時、 云南省內(nèi)500千伏輸電價0.0915元/千瓦時，云南水電上網(wǎng)電價為0.25278元/千瓦時，輸配電價與線損與水電上網(wǎng)電價接近。
3.政府基金及附加短期下調(diào)概率不大，環(huán)保電價具有下調(diào)空間。2017年5月17日國務(wù)院常務(wù)會議決定調(diào)整電價結(jié)構(gòu)，取消工業(yè)企業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整專項資金、降低重大水利工程建設(shè)基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標(biāo)準(zhǔn)、適當(dāng)降低脫硫脫硝電價，目的是降低企業(yè)用能成本，為企業(yè)減負。當(dāng)期國務(wù)院常務(wù)會議與1月3日會議主題相似。
2017年6月16日，國家發(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)整專項資金，將國家重大水利工程建設(shè)基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標(biāo)準(zhǔn)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(yè)附加，平均每度電下降1.1分左右。
上述調(diào)整完成后，預(yù)計政府基金及附加環(huán)節(jié)短期下調(diào)概率不大，尤其是當(dāng)前可再生能源附加缺口在千億元以上，上調(diào)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(yè)用電價格為0.7225元/千瓦時，其中含農(nóng)網(wǎng)還貸資金2分錢、國家重大水利工程建設(shè)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(diào)的同時，環(huán)保電價并未按國務(wù)院要求調(diào)整。目前，國內(nèi)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(biāo)準(zhǔn)與當(dāng)時環(huán)保成本掛鉤。在環(huán)保成本下降的背景下，環(huán)保電價下調(diào)具備條件。
4.降低線損水平是挖潛新驅(qū)動。輸配環(huán)節(jié)的損耗在電價構(gòu)成中不可小覷，根據(jù)國家能源局統(tǒng)計2016年國內(nèi)電網(wǎng)企業(yè)平均線損率為6.66%，同比增長0.51個百分點。其中，南方電網(wǎng)公司線損率6.77%、國家電網(wǎng)6.73%、內(nèi)蒙古電力公司為4.04%。
通過輸配電網(wǎng)改造（包括更換變壓器、無功補償、臺區(qū)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(diào)的新動力，也是電網(wǎng)企業(yè)新利潤增長點。據(jù)了解，國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)在政策支持下，已經(jīng)配置優(yōu)質(zhì)資金、技術(shù)、設(shè)備等投向電網(wǎng)節(jié)能環(huán)節(jié)。
二、除從電價結(jié)構(gòu)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(guī)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(fā)用電計劃也從政府管制向市場供需決定轉(zhuǎn)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(guī)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(jīng)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(zhí)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(zhí)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(yè)去產(chǎn)能的重要手段，優(yōu)質(zhì)高效、低成本的發(fā)電主體通過市場競價提高發(fā)電利用小時數(shù)、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"雙軌"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(fā)電利用小時數(shù)的基礎(chǔ)上，增發(fā)電量可以通過跨區(qū)現(xiàn)貨交易、批發(fā)市場來實現(xiàn)。尤其是三北地區(qū)棄風(fēng)、棄光電量，以及西南地區(qū)水電，在市場交易中具有極強的價格優(yōu)勢。當(dāng)然，增加新能源并網(wǎng)消納需要打破區(qū)域壁壘、可再生能源配額等機制保障。
當(dāng)然，降低電價只是降低用能成本的一部分，從電源、電網(wǎng)、負荷等系統(tǒng)角度出發(fā)，降低用能成本仍有潛力可以挖掘。
