政府性基金及附加

政府性基金及附加在電價構成中占比不容小覷。根據國家能源局發布的《2016年度全國電力價格情況監管通報》，2016年隨銷售電價征收的政府性基金及附加，其全國平均水平為46.45元/千千瓦時(電網經營企業省內售電量口徑平均值)，同比增長18.43%。

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(部分省份同步上調了燃煤機組上網電價)，并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%。此外國家財政部已于2017年4月1日起取消城市公用事業附加。

以河北北部電網為例，目前35千伏接入、兩部制工商業用戶平段銷售電價為0.5216元/千瓦時，其中包括國家重大水利工程建設基金0.53分錢、大中型水庫移民后期扶持資金0.26分錢、地方水庫移民后期扶持資金0.05分錢、可再生能源電價附加1.9分錢，政府性基金及附加合計為2.74分錢，其在電價構成中占比為5.25%。

可再生能源電價附加征收宜開源節流并舉。就工商業用戶的政府性基金及附加而言，可再生能源電價附占比較大，征收標準已高達1.9分/千瓦時。以河北北部電網為例，可再生能源附加占政府性基金及附加比例高達69.3%。但與此同時，可再生能源發電補貼的缺口也越滾越大，上調可再生能源電價附加的訴求亦非常強烈。隨著風電、光伏乃至生物質發電電量日益增加，對可再生能源電價附加征收亟需開源節流并舉。

所謂開源，主要是對自備電廠自發自用電量部分拖欠的政府性基金及附加進行全面梳理，并在規定期限內補繳拖欠的金額;個別數額較大、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，不得參與市場化交易，并納入國家涉電領域失信名單，確保足額征收自備電廠自發自用電量部分的政府性基金及附加。

所謂節流，一方面需大力實施“綠證交易”，可在具備金融牌照的交易機構，如北京、首都、冀北交易中心試點開展“綠證交易”，由用電企業、個人用戶及可再生能源發電企業在平臺進行交易，條件成熟后向全國推廣實施，一定程度緩解可再生能源補貼缺口。另一方面對于規劃中的可再生能源項目，隨著技術進步和設備工程造價降低，可采用“補貼競價”、“平價上網”等方式確定項目業主單位，以最大限度降低可再生能源補貼需求，進而降低可再生能源附加征收強度，從而降低全體電力用戶電價。

水利工程基金宜合理歸位。國家重大水利工程建設，如“南水北調”項目用于解決北方部分地區(北京、天津、河北等)的缺水問題，所需資金理應通過受益地區供水加價方式進行籌集。大中型水庫移民后期扶持資金是水利工程項目投資的必要組成部分，所需資金宜由相關水電企業從其成本中單獨列支，或通過其上網電價進行疏導。目前上述兩項費用均以政府性基金的方式向全國電力用戶征收，既加重了不相干地區電力用戶的負擔，也使得受益地區的用水或用電價格信號扭曲。建議該項基金宜與電價脫鉤，本著“誰受益、誰承擔”的原則，轉由受益地區消費者承擔。

市場化交易

有序擴大市場交易規模。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。國家發改委統計數據顯示，2017年全國市場化交易電量累計1.63萬億千瓦時，同比增長45%，占全社會用電量比重達26%左右，同比提升7個百分點，為工商企業減少電費支出603億元。電力市場化交易對于降低用戶用能成本的作用日益凸顯。

就各地實際情況而言，市場化交易電量占電網企業售電量的比例各不相同，據中電聯相關統計，市場化電量占比較高的省份超過68%，個別省份其占比仍為10%左右，這既與國家有序放開發用電計劃、逐步擴大市場化電量比例的精神不符，也難以滿足已入市用戶的市場化交易訴求，同時也不利于精準降低當地支柱性或政策支持性企業的用能成本。因此需積極推進市場化交易工作，進一步提升市場化交易電量占比水平，切實降低工業用戶用能成本，進一步優化營商環境。

對于市場化交易電量，電網經營企業的收入主要為輸配電價，部分省級電網核定的輸配電價可能略低于其原有購銷價差，短期看可能將會對電網經營企業利潤造成影響。但輸配電價每三年核定一次，上個監管周期內損益將在下一輪的電網輸配電定價成本監審中予以統籌解決，短期的利潤影響也能在后期得到疏導和平衡。此外電力市場化交易釋放的電價紅利，可能會刺激一部分工業企業恢復或增加用電負荷，將對電網經營企業增供擴銷起到一定積極作用，也有利于增加電網經營企業的利潤。

積極推動可再生能源市場化交易。根據《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》(發改能源〔2016〕625號)規定，可再生能源電量由保障性收購電量和市場化電量構成，保障性收購電量由電網企業按照“保量又保價”原則收購，市場化電量遵循“保量不保價”方式，交易價格由市場形成。與火電相比，風、光等可再生能源發電邊際成本較低，保障性小時數之外的市場化電量，其交易價格更有優勢。

以河北張家口地區為例，2017~2018年供暖季以市場化交易方式開展風電清潔供暖，采用“分表計量、打包交易”模式，由用戶側掛牌、發電側摘牌組織風電供暖交易。交易價格0.05元/千瓦時(較結算電價降低0.322元/千瓦時)，低谷輸配電價按平時段的50%執行，單一制、10千伏居民采暖用戶低谷到戶電價約0.175元/千瓦時，較之前低谷時段目錄銷售電價下降37.6%;2017年11月~2018年4月供暖期交易電量合計1.34億千瓦時，用戶整體用電成本降低約40%，有效引導推動用戶積極實施煤改電工程。

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與市場化交易的有效銜接，確保新能源優先調度的前提下，大力推動超過保障小時數之外的全部電量進入市場，其交易價格主要由市場形成，主要向煤改電(含自備電廠替代)等電能替代項目、大數據及云計算等新興產業進行精準傳導，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域就地消納能力，實現可再生能源與電能替代協同發展。