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”。全社會用電量是國民經濟的晴雨表，電能是工商業用戶較為敏感的生產要素，采取有效措施降低用戶用能成本，不僅有利于優化營商環境，也是落實黨中央、國務院有關精神的具體舉措。

(來源：電聯新媒 作者：崔正湃 楊威)

發電環節

單獨調整發電廠上網電價較為困難。根據國家發改委《關于完善煤電價格聯動機制有關事項的通知》(發改價格〔2015〕3169號)，對于沒有參與電力市場交易、由省級及以上調度機構統一調度的燃煤電廠上網電量，繼續實行標桿上網電價政策和煤電價格聯動機制。煤電價格聯動機制以年度為周期，由國家發改委統一部署啟動，以省(區、市)為單位組織實施。自2016年中以來，電煤價格一直處于較高水平，與2014年基準價格相比，已具備煤電聯動條件，并應按規則實施分檔累退聯動，據有關機構測算上網電價需上調3分錢以上，但受當前經濟形勢影響，上調電價全部體現在標桿上網電價并傳導至銷售電價可能性較小。同時按修訂后的煤電聯動規則，如煤電聯動則上網電價和銷售電價應于每年1月1日調整實施，目前尚未啟動煤電聯動，也側面印證了不可能全部通過標桿上網電價和銷售電價進行疏導，而在發電、電網、用戶三方統籌消化調價空間應該是較為合理的選擇。

環保電價已現下調空間。目前，國內燃煤機組脫硫、脫硝、除塵電價分別為1.5分/千瓦時、1分/千瓦時、0.2分/千瓦時，相關電價政策分別于2007年、2011年、2013年出臺，安裝投運相關設施并經環保部門驗收合格的發電機組應執行相關電價，合計為2.7分/千瓦時。以河北北部電網為例，其燃煤標桿電價為0.372元/千瓦時，環保電價在上網電價中占比7.3%。隨著技術進步及環保要求日益嚴格，后續新投產發電機組均需同步投產環保設施，發電廠環保設施的投資及運行成本逐步下降。由于環保電價水平與環保設施投資成本掛鉤，脫硫電價標準已執行10年以上，適度下調環保電價已具備條件。

超低排放電價加價標準同樣具備下調條件。為推動燃煤電廠超低排放改造，2015年12月國家發改委、國家環保部、國家能源局聯合發文“實行燃煤電廠超低排放電價支持政策”(發改價格〔2015〕2835號)。對于符合相關標準的發電機組，其統購的上網電量分別加價1分/千瓦時(2016年1月1日之前已并網運行)、0.5分/千瓦時(2016年1月1日之后投運)，電網企業由此增加的購電支出在銷售電價調整時進行疏導。同時規定超低排放電價加價標準暫定執行至2017年底，2018年后逐步統一和降低標準。目前，享受脫硫、脫硝、除塵環保電價的發電機組，均已享受超低排放加價電價，如環保電價具備下調條件，超低排放電價加價標準宜同步下調，可以適度減少電網企需疏導的購電支出，從而降低用戶銷售電價。

輸配環節

系統分析電網經營企業購銷價差變動情況。根據國家發改委統計，2017年全國市場化交易電量1.63萬億千瓦時，同比增長45%，約占全社會用電量的26%，表明仍有74%的社會用電量執行目錄電價，因此購銷價差仍是電網經營企業收入的主要來源。

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年電網企業平均購銷差價(含線損)為219.22元/千千瓦時，同比增長了1.60元/千千瓦時，其中國家電網公司、南方電網公司、內蒙古電力公司口徑購銷價差分別為222.78元/千千瓦時、222.12元/千千瓦時、118.10元/千千瓦時。34家省級電網經營企業(含廣州、深圳電網)購銷價差變動各異，其中17家購銷價差同比正增長，17家購銷價差同比負增長。因此需系統全面梳理各省級電網經營企業購銷價差變動情況，研判其購電和售電結構變化，厘清購銷價差影響要素，分析購銷價差變動原因，為價格主管部門和電網經營企業科學測算終端銷售電價降低的可行性和允許空間提供參考。

同時對于需通過統購統銷電量進行疏導的費用進行合理評估，如火電超低排放加價電費、燃氣發電機組及垃圾焚燒發電項目補貼、各地光伏發電及光伏扶貧項目補貼等費用，需統籌考慮相關因素對銷售電價的影響。

多措并舉降低電網經營企業線損率。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年電網經營企業平均線損率為6.66%，同比增長0.51個百分點，其中，國家電網公司、南方電網公司、內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年電網經營企業平均購銷差價為197.38元/千千瓦時，同比增長1.59元/千千瓦時，其中國家電網公司、南方電網公司、內蒙古電力公司口徑購銷價差(不含線損)分別為200.70元/千千瓦時、199.95元/千千瓦時、109.34元/千千瓦時，均較含線損率的購銷價差有不同程度的降低。如某省級電網2016年購銷價差(含線損)同比增長5.96元/千千瓦時，但扣除線損后購銷價差同比下降0.96元/千千瓦時，統計數據表明輸配環節損耗對電網經營企業影響較大。

因此加強輸配電網改造(如更換節能變壓器、改造配電線路、加裝無功補償裝置等)，可以進一步減少輸配環節電能浪費，提高輸配電服務水平。同時加強電網經營企業內部線損管理，強化線損指標管控，嚴防“跑冒滴漏”，確保“顆粒歸倉”，進一步提升經營管理水平和盈利能力。因此電網經營企業需切實采取措施降低綜合線損率，這既是內部挖潛的利潤增長點，也是推動降低電力用戶用能成本的新途徑。

進一步修訂完善《供電營業規則》等法規。2016年國家發展改革委辦公廳下發《關于完善兩部制電價用戶基本電價執行方式的通知》(發改辦價格〔2016〕1583號)，進一步完善兩部制電價用戶基本電價執行方式，基本電價計費方式變更周期和減容(暫停)期限的限制進一步放寬。電網經營企業可根據用電企業申請，為電力用戶調整減容、暫停等計費方式，有效減少停產、半停產電力用戶電費支出，發改辦價格〔2016〕1583號文僅是對現行有效的《供電營業規則》和《銷售電價管理暫行辦法》的部分條款進行了改進，但尚未全面完善?？紤]到上述規則出臺時間較早，如《供電營業規則》發布時間已超過20年，《銷售電價管理暫行辦法》(發改價格〔2005〕514號)執行時間也已超過12年，客觀而言相關法規已難以適應目前工商業用戶的用電需求。

例如基本電價的核定標準，在《銷售電價管理暫行辦法》規定如下，“各用電特性用戶應承擔的容量成本按峰荷責任確定”，基本電價和電度電價比例，須依據“用戶的負荷率、用戶最高負荷與電網最高負荷的同時率等因素確定”。實際執行中出于可操作性和便利性考慮，往往未考慮用戶負荷特性以及負荷側對電網影響，均按照相同標準對工商業用戶的基本電價(按容量或需量)進行核定。以執行兩部制電價的電采暖用戶為例，其負荷均在低谷期固定時段且較為穩定，理應少承擔一些成本義務，適度下調其基本電價更為合理。建議盡快啟動《供電營業規則》和《銷售電價管理暫行辦法》的制修訂工作，重點在兩部制用戶基本電價核定方面發力，適應目前產業結構優化升級、用戶負荷特性調整的新需求。