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[ 導讀 ]：我國現行目錄銷售電度電價主要是由發電側標桿上網價格、電網價差收入(含交叉補貼)、政府基金及附加這三部分組成;大工業用戶還需承擔基本電費，構成目錄銷售容量電價。
2018年3月5日第十三屆全國人民代表大會第一次會議上，國務院總理李克強在《政府工作報告》中明確提出：大幅降低企業非稅負擔。進一步清理規范行政事業性收費，調低部分政府性基金征收標準。繼續階段性降低企業“五險一金”繳費比例。降低電網環節收費和輸配電價格，一般工商業電價平均降低10%。
五輪降價政策重點內容介紹
我國現行目錄銷售電度電價主要是由發電側標桿上網價格、電網價差收入(含交叉補貼)、政府基金及附加這三部分組成;大工業用戶還需承擔基本電費，構成目錄銷售容量電價。
2018年3月28日，時隔10%目標提出不到一個月，國家發改委發布《關于降低一般工商業電價有關事項的通知》(發改價格【2018】500號)，重點是落實電網清費政策，利用調整計提折舊比例臨時性降低輸配電價。第二輪降價對應的文件是《關于電力行業增值稅稅率調整相應降低一般工商業電價的通知》(發改價格【2018】732號)，電力行業增值稅稅率由17%調整到16%。第三輪對應文件是《關于利用擴大跨省區電力交易規模等措施降低一般工商業電價有關事項的通知》(發改價格【2018】1053號)，重點涉及直接交易、自備電廠，以及政府性基金。第四輪對應文件是發改價格【2018】1191號，重點是從電網公司的增量收入中拿出一部分來降低一般工商業電價。第五輪文件重點是進一步落實第一輪中的電網清費政策。
基于對全國各地區原一般工商業電價數據的匯總分析，降低10%的電價意味著一般工商業平均度電電費下降6-7分。而單純通過降低電費中的政府性基金和附加以及增值稅率調整約能騰出度電2分的降價空間，剩余部分必須在電力產業的各環節想辦法實現。
2015年啟動電力體制改革之后，售電側引入社會資本參與市場競爭，理順價格傳導機制，為電力用戶降本增效起到了良好的作用，特別是2016年到2017年兩年間，國家通過核定省級電網輸配電價、擴大電力直接交易、完善基本電價執行方式等措施，讓工商業電力用戶分享電改紅利2000億元以上，累計降低用能成本超過3200億元。但是，在電煤價格上漲、電力直接交易持續讓利的情況下，此次降低一般工商業電價很難再把電力交易作為實現目標的重要途徑了。
電價調整執行現狀概要
2018年8月12日，工業和信息化部發布《關于組織開展降低一般工商業電價政策落實情況第三方評估工作的通知》(工信部運行函【2018】275號)，中國電力企業聯合會、中國中小企業發展促進中心、華北電力大學等單位組成第三方評估工作組，對全國降低一般工商業電價政策的落實情況開展第三方評估工作。
目前評估工作還在進行中，據eo記者了解，部分省區轉供電環節清理規范落實仍存問題。比如，一些商場用電涉及物業公司加價，對電動汽車充電樁等末端業務投資回報產生一定負面影響。一位從事民營充電樁投資的業內人士曾指出，部分小區物業將電費層層加價，充電樁投資商不能將加價部分傳導至新能源車主，特定區域出現貼錢給物業的情況。因此，最后一輪降價政策再次強調“全面清理規范轉供環節不合理加價行為”。國家發改委官網消息，9月6日下午，發改委召開全國電價專題工作會議，部署各地價格主管部門，加大力度、加快進度，全力清理規范轉供電環節加價，打通降低電價政策落地的“最后一公里”。
值得注意的是，一般工商業電價降低的同時，大工業電價未能享受應有的降價空間。根據基本電價結構，大工業用戶也應享受政府性基金及附加和增值稅率下降釋放的紅利，然而從目前公布的目錄電價來看，并非如此。以河北省南部電網銷售電價為例，對比冀價管【2018】64號文和冀價管【2018】115號文，大工業用戶平段目錄電價沒有變化，尖峰電價高于政府基金調整前的價格;2018年9月7日，湖南省發改委發布《關于再次降低一般工商業電價有關的通知》，調整祁韶直流電價空間用途，祁韶直流送電價差空間(除今年省政府已規定用途的金額外)全部用于降低一般工商業目錄電價，不再用于降低市場交易電價和補償發電企業，同時取消大工業優待類電價，這對大工業用戶來說并非利好。
“10%影響”之一：部分省區峰谷價差縮小
本次電價調整雖然整體額度相同，但具體到不同地區，實際降低的類項卻有明顯差異。由于調整模式不同以及計算基數降低，峰谷價差在一定程度上縮小。
全國各省區最大峰谷價差可見下圖所示。北京、江蘇、上海、廣東、重慶價差幅度排名前五。
電價調整政策后，對比北京地區和河北南部電網的峰谷分時電價表不難發現，北京峰平谷時段均下調0.0175元/千瓦時，最大峰谷價差不變，而河北南網平段電價下降，峰谷差相較原來縮小。
再以廣東省珠三角五市執行的峰谷分時目錄電價為例，據粵發改價格【2018】306號文與粵發改價格【2018】390號文中，其中一般工商業不滿1kV峰谷分時目錄電價的峰谷價差分別為0.923元/kWh和0.8574元/kWh，峰谷價差降低了6.56%。
圖一 各省市最大峰谷價差
數據來源：各省區發改物價部門，統計時間截至2018年8月31日
受到上述峰谷價差降低的影響，對不同用電特性的用戶電費以及以峰谷價差為主要盈利模式的戶用儲能收益將會產生明顯影響。單純依賴峰谷價差的商業模式在現階段風險較大。
“10%影響”之二：降低一般工商業用戶參與市場化交易的意愿
本輪一般工商業電價調整沒有解決部分地區輸配電價偏高，參與市場化交易價格會與目錄電價“倒掛”，以及峰谷價差縮小的問題。
大部分省份輸配電價降幅采用與銷售電價聯動的方式，對于市場化交易并沒有產生較大的影響。
但是部分省份輸配電價核定較高，本次價格調整并沒有改變這一現狀。
以遼寧為例，1-10千伏一般工商業用戶執行輸配電價為0.3647元/千瓦時，而電網價差收入=調整后目錄電價-上網標桿價-政府基金及附加=0.3289元/千瓦時。這意味著如果遼寧10千伏一般工商業用戶參加市場化交易，在發電側讓利空間低于0.0358分/千瓦時的情況下，其用電價格將高于目錄電價。
2018年7月2日，國家發改委發布了《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》，明確支持省級價格主管部門可在銷售電價總水平不變的前提下，建立峰谷電價動態調整機制，進一步擴大銷售側峰谷電價執行范圍，合理確定并動態調整峰谷時段，擴大高峰、低谷電價價差和浮動幅度，引導用戶錯峰用電。
但是本次一般工商業電價調整并沒有配合出臺相關的聯動機制以解決市場化交易中出現的峰谷價差縮小的情況。
以北京地區為例，如果一般工商業用戶按照2018年北京市電力市場交易規則執行參與市場化交易(注：2018年北京市一般工商業用戶暫不參與市場化交易)，峰谷價差將下降約50%;而重慶地區最大峰谷價差可觀，但根據市場化交易規則，一旦進入市場，便不再執行峰谷電價。
跨省區電力直接交易也是降低一般工商業電價的措施之一，而原有送電省電廠與受電省用戶的“點對點”直接交易試點只能將紅利傳導至部分重點扶持領域的高效節能用戶，難以實現全部工商業用戶電價下降的目標，因此為實現降低10%的目標很可能將目前推行的“點對點”交易收縮“回歸”為改革前的網間交易，價格傳導機制恐難以理順。
同時對比降幅。以深圳為例，兩輪降電價政策之后，一般工商業電價度電下降了7.79分，但以廣東省9月月度競價交易的度電降價幅度是4.2分，即使統籌考慮年度協商的讓利幅度，市場化交易在用戶眼中的吸引力仍然不敵行政性降價。用戶對電力行業普遍存在誤解，以為利潤空間極大，一下子可以“擠”出7分錢，市場化交易能否降更多?這對接下來一年的市場化交易恐產生更大壓力。
此外，部分用戶，尤其是跨國外資企業普遍把中長期電能采購作為企業采購計劃中的一項重要內容。源于國外電力市場建設的相對完善，此類用戶更傾向于與發電集團或售電公司締結長達3-5年的中長期電能采購協議，以此鎖定電價預期，具有很強的計劃性，以便安排其業務發展投入。但目前國內電力市場仍處于初步的建設階段，電價政策不斷變化，參與市場的利弊平衡，對此類用戶產生了較大的決策成本。
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