年初的政府工作報告提出，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%。4月23日，中央政治局會議進一步強調，要深化供給側結構性改革，降低企業融資、用能和物流成本。

降低企業用能成本，增強企業競爭力，是我國經濟由高速增長階段向高質量發展階段轉變的必經之路，是積極應對國際競爭和避免落入中等收入陷阱的必然選擇。

3月22日，美國總統特朗普宣布對500億美元的中國商品征收關稅，中美貿易戰經歷短暫消停后又拉開了大幕。4月16日，美國宣布未來7年里禁止美國公司向中興通訊銷售零部件、軟件和技術等。中興遭遇一劍封喉之痛，痛在缺少擁有自主知識產權的核心技術和核心產品，這也是廣大后發國家共同面臨的難題。困境還不限于此，傳統優勢越來越少，我們不但技不如人，人力成本持續上升，用能成本甚至還高于先發國家。

根據美國能源信息署數據顯示， 2016年，中國平均電價為0.669元/千瓦時，美國平均電價為人民幣0.683元/千瓦時，兩國整體水平接近;中國工業電價平均0.687元/千瓦時，高出美國約53%，考慮增值稅抵扣的因素，仍高出美國31%以上。

“降電價”，更準確地說，“降低企業用能成本”，已是當前經濟發展中的當務之急。4月4日，李克強總理在國務院常務會議上進一步指出：“相關部門和企業既要從國家發展的大局出發，也是從企業自身最終利益考慮，著力降低一般工商業的用電成本，增強工商企業的競爭力。”

有了尚方寶劍，國家發改委和各地方政府正緊鑼密鼓地推進“降電價”，務期必成。3月28日，國家發改委出臺了《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)，列出了“全面落實已出臺的電網清費政策、推進區域電網和跨省跨區專項工程輸電價格改革、進一步規范和降低電網環節收費和臨時性降低輸配電價”四項具體措施。據發改委價格司巡視員張滿英在新聞發布會上介紹，從4月1日開始執行的這四項具體措施，涉及金額430億元，為年降價目標的一半左右。

在中央高層的重視和推動下，完成一般工商業電價平均降低10%的年度任務不會有多難。但是，企業用電成本的現狀和主要訴求是什么?在降低企業用能成本上，我們有哪些選擇?如何建立合理的工商業電價形成機制?等等，這些問題亟待我們逐一回答。

參與市場交易、容量電費減半和提高電力可靠性是用電企業的主要訴求

“降低電價與網絡降費一樣，雖然短期看相關企業利潤可能會受些影響，但通過薄利多銷反而會促進用量的大幅增長，實現企業和下游用戶雙贏。”李克強總理在國務院常務會議上強調,電力企業應該在“降電價”上主動作為。

企業的實際用電成本到底處于一個什么樣的狀況,這是電力企業尤其是電網企業必須了解清楚的。本刊記者近日采訪了一家位于京郊的物聯網技術、產品與服務提供商的行業龍頭型高科技企業。

據該公司動力技術部負責人介紹, 2009年在北京建廠,2011年正式投產，公司生產的液晶顯示器等產品暢銷全球，年用電量為8億多千瓦時，年電費支出6億多元。2017年，公司從電網公司購電79460.49萬千瓦時，支付電費62780.28萬元，到戶均價0.790元/千瓦時,電費成本占產品總成本的4%左右。該公司目前在合肥、鄂爾多斯、重慶、福州分別建有分廠，其中電價最低的為鄂爾多斯，到戶均價為0.24元/千瓦時，用的是大用戶直購電。其次是重慶、合肥，到戶均價為0.60元/千瓦時左右，部分電量是通過大用戶直購電。北京公司建廠時報裝容量為40萬千伏安，過去容量電費每月近2000萬元。2014年6月以來，供電公司按最大需量計收基本電費，月容量電費還接近1000萬元。北京公司與合肥公司、重慶公司的年用電量大體相當，但是合肥、重慶兩地的容量電費僅到北京公司的一半左右。

該負責人告訴記者，為降低企業用能成本，北京公司一是通過內部節能改造，年節省電費2%左右;二是安裝了工業余熱利用設備，收集生產余熱轉為供暖和供熱蒸汽，年節約近2000萬元;三是建設了6兆瓦光伏屋頂，其中5兆瓦為開發區金太陽工程，1兆瓦為第三方建設運營，年發電量共計500多萬千瓦時，又節省了部分電費支出。

如何進一步降低企業的用電成本，該負責人提了三點訴求：一是希望北京市直購電政策盡快落地，公司年用電比較平穩，每天為210萬—240萬千瓦時，完全滿足直購電的條件;二是希望容量電費在現有基礎上再下降50%，到戶電價降到0.60元/千瓦時左右;三是進一步提高電力可靠性，公司對供電可靠性要求特別高，核心車間生產電壓為2萬千伏安，必須24小時不間斷供電，瞬間閃落一次就會帶來近1000萬元的產品和設備損失費。公司最大的訴求是，在電力供應穩定可靠和供電服務快捷便利的基礎上，單位電費成本支出合理下降。

“臨時性降價”成為各地首選

4月9日上午，國家發改委在京舉行“清理規范經營服務性收費、減輕企業負擔取得實效”專題新聞發布會。會上，張滿英介紹了“一個目標、兩個方向、八項措施、兩批實施”的降電價工作總體部署。即：一個目標，這次降低一般工商業電價平均降10%，要不折不扣地落實到位;兩個方向，降低電網輸配電價水平，以及清理和規范電網環節的收費;八項措施，清理和規范電網環節收費，釋放區域電網、省級電網和跨省跨區專線輸電工程輸配電價改革紅利，降低電價中征收的政府基金標準，釋放減稅紅利等八項措施;分兩批實施，一批措施已經發文，即發改價格〔2018〕500號文，涉及金額430億元，從4月1日開始執行;第二批計劃下半年實施，正在抓緊研究論證中，涉及金額400億元。

發改價格〔2018〕500號文發布后，各地紛紛行動，出臺了各自的降電價措施。其中，北京市4月1日起對本市郊區(含北京經濟技術開發區)一般工商業用戶的電度電價每千瓦時下調1.53分;2017-2019年北京電網輸配電價中一般工商業及其他用戶的電度電價每千瓦時下調0.51分。江蘇省宣布一般工商業及其它用電類別電價每千瓦時降低2.29分。4月23日，湖北省物價局發布調價通知，一般工商業及其他用電電價每千瓦時降低0.02564元，電價調整政策從2018年4月1日起執行(含當天抄見表量)。

從各地已出臺的“降電價”措施看， “臨時性降價”成為首選，這不失是簡便直接、立竿見影的手段。當然，我們不能把政府管理電價都歸結為計劃經濟手段。電力作為特殊商品，只要存在壟斷或者市場失靈，價格管理任何時候都是存在的，成熟的市場經濟國家同樣存在政府直接制定或者干預價格的情況。更何況我國距建立成熟的競爭性市場、由市場決定價格的目標還有很長的路要走。但是，這種“臨時性降價”并不能完全解決我國工商業電價高的問題。

解鈴還需系鈴人，我們需要找準導致工商業電價高的原因所在并對癥下藥，才能防止工商業電價階段性降低后再反彈，并以此為契機進一步理順電價形成機制。

工商業電價高是定價機制不順的典型體現

一個國家電價的高低很大因素是由資源稟賦來決定的。我國一次能源稟賦并不是太好，美國到場煤價5000大卡長期穩定在40美元/噸左右也(300元/噸左右)，而我國煤價是長期高于這個價格，2017年因去產能達到了近700元/噸。

根據國際能源署2016年8月發布統計資料和部分亞洲國家電價資料，2015年，我國居民電價在31個國家中居于倒數第3位，僅高于墨西哥和馬來西亞;但是工業電價居于第16位，大體處于中間的位置。我國電價總體處于國際中等偏下水平，平均電價與美國接近，但是工業電價至少高出美國50%。

電價要反映電壓等級和負荷特性，負荷特性反映用戶的用電行為和對系統設備的使用效率。居民用戶負荷率低、供電電壓最低，輸送距離最長，因而其供電成本在各類用戶中最高，從而電價水平應最高。而工商業用戶負荷率高和供電電壓等級高，輸送距離短，供電成本低于系統平均水平，從而其電價水平理應較低。在發達市場經濟國家和地區，工商業電價均大幅低于居民電價。例如，2015年美國的居民電價約為商業電價的1.2倍和工業電價的1.9倍;OECD國家的居民電價約為商業電價的1.1倍和工業電價的1.5倍。而我國居民電價卻長期低于工業電價，據張滿英在新聞發布會上介紹，目前全國平均銷售電價的水平是每千瓦時0.65元，其中居民電價0.55元，農業電價0.48元，大工業電價0.64元，一般工商業電價0.80元。

我國工商業電價由上網電價(燃煤標桿電價)、輸配電價、輸配電損耗和政府性基金四部分構成，主要有五方面因素導致了這種電價信號的扭曲。

其一，容量電費和分時電價在執行中反而大幅增加了工商業電價成本。設置容量電費的目的是為了提高發電和電網資產的利用效率，促進企業合理用電。但是，大部分企業申請用電時習慣性按最大用電負荷配置變壓器容量，當企業實際生產需求與變壓器配置容量不匹配時，負荷率水平較低直接造成容量電費過高，最終體現在企業單位用電成本高。除了容量電費外，分時電價政策是導致工商業電價成本高的另一個原因。當前的分時電價政策基本是一刀切，絕大多數企業不僅不能利用分時電價政策降低用電成本，反而拉高了用電成本，反而是一些高能耗如水泥企業在避峰生產，降低了用電成本。

其二，交叉補貼直接推高了工商業電價。政府出于經濟發展、社會穩定、保證民生等方面考慮，對部分種類用戶實行優惠電價，如居民、農業、重要公用事業和公益性服務等。在電網企業電費收支平衡的前提下，優惠電價部分由一般工商業電價和大工業電價彌補。這種存在電價類別之間的交叉補貼帶有典型的區域性，越是老少邊窮地區和工商業落后地區，其工商業電價負擔的交叉補貼就越重。這種交叉補貼不僅僅存在于電價類別之間，還存在于地區之間，如廣東省的粵西、粵北地區與珠三角地區經濟實力差距巨大，同類型電力用戶，在廣東不同地區用電價格是不一樣的。

其三，基金附加和稅金加重了工商業電價負擔。基于國家重大戰略工程建設需要，我國電力長期以來承擔了商品之外的許多功能。目前，電價附加中有四種在全國范圍內征收的政府性基金——重大水利工程建設基金(0.7分)、水庫移民后期扶持資金(0.83分)、農網還貸基金(2分)和可再生能源電價附加(1.5分)，總計5.03分。各地還有地方性的基金，如四川省電價里有一項0.05 分的小型水庫移民后期扶持基金。

其四，電力運行效率性因素增加了工商業電價成本。工商業電價中有一部分是輸配電價和輸配電損耗。雖然，我國在2017年完成了對32個省級電網輸配電價核定工作，核定并公布了華北、華東、華中、東北、西北區域電網輸電價格，跨省跨區輸電價格也正在核定之中。獨立的輸配電價從無到有，取得了歷史性的突破，但由于缺乏專用的管制會計準則，現有的輸配電價并沒有厘清電力運行的真實成本，電力運行的低效往往以成本方式轉移到工商業電價上。例如，有的輸電通道常年實際運行負荷不到設計容量的一半，“三棄”問題仍持續困擾電力發展，這類系統運行中的低效甚至負效最終還得由電力用戶來買單。

其五，電價雙軌制使得工商業電價喪失市場紅利。2015年3月，中發9號文啟動新一輪電力體制改革以來，我國電力市場化交易機制初步建成，市場化交易電量快速增長，2017年國家電網公司區域市場化交易電量達到12095億千瓦時，占總售電量的31.2%，通過電力直接交易降低客戶用電成本295億元，平均降低電價3.3分/千瓦時;南方電網經營區域內，四省區市場化交易電量2680億千瓦時，占總售電量的30.1%，累計為用戶側減少電費支出217億元，平均降價8.5分/千瓦時。各省市電力市場化程度不一，一般工商業用戶參與電力市場化交易也程度不一。即使是電力市場化開放程度最高的青海，最先獲得市場紅利的也是大工業用戶。在電力市場化開放程度較低的京津唐、上海、浙江等省市，一般工商業用戶仍然完全被排除在電力市場化交易之外。

全流程、多途徑降價催生市場定價形成機制

降低工商業電價，國家發改委已經出臺了一系列的措施，尤其是利用政府管理電價的行政手段，降幅10%的目標會很快完成。但是，這并不一定能解決電價內在矛盾與問題。只有找準導致工商業電價過高的原因及電力用戶的訴求，有針對性地采取措施，全流程、多途徑降價，最終建立起市場定價的電價形成機制，這才是治本之策。

一是增加水電及新能源發電比重，有效降低上網電價。目前，我國燃煤發電裝機和燃煤發電量分別占總裝機和總發電量的60%和70%，由于煤價持續上漲導致燃煤發電成本高企，擠占了發電上網價格下調的空間。當前，需要進一步完善優先發電調度制度和可再生能源電價機制，優先讓水電和邊際成本低的風電、光伏等新能源發電上網，從而為下調上網電價贏得更多的空間。

二是完善兩部制電價和分時電價政策，合理降低企業用電成本。針對兩部制電價中容量費過高的現狀，可以采取按最大需量計收容量電費代替過去的固定容量電費。與此同時，切實加快銷售電價改革，通過市場機制引入供電服務主體，為工商業用戶的用電報裝和用能管理提供更優質的服務。此外，還要因地制宜實施分時電價政策，在勞動密集型工業集中區域，根據企業實際生產規律適當調整峰谷時段電價價差，著力提高工商業用戶全生命周期的用電成本管理意識和管理水平。

三是完善成本監審辦法和激勵辦法，科學核減輸配電價。雖然有了比較完整的省級電網、區域電網的輸配電價，但由于沒有專用的管制會計準則，對電網投資、建造、運維和用戶供電等各個環節的認定缺乏行業標準，加上專業監審力量不足以及監審信息不對稱，使得降低輸配電價沒有科學的依據。各地出臺的臨時降低輸配電價措施，并沒有說服力。因此，當輸配電價的核定做到了標準化、規范化和公開透明化，才能實現工商業電價的合理化。此外，輸配電價還要逐步由“成本加收益”的辦法過渡到上限管制，以激勵電網企業降低成本，提高效率。

四是完善階梯電價制度，逐步替代類別間交叉補貼。目前，工商業電價過高很大一部分原因是承擔了交叉補貼。就此，國家發改委經濟研究所原所長劉樹杰提出，目前我國實施的階梯電價制度偏離了政策制定的初衷，沒有起到彌補交叉補貼的作用。我們應該參照國際經驗，設一個基本需求的電量，在國外叫“生命線電價”，以保證基本生存所需，大幅度降低第一檔電量覆蓋面的比重(不高于50%)，大幅度提高第二檔、第三檔電量的電價，特別是大幅提高第三檔電量的電價，通過類別內的交叉補貼替代類別間的交叉補貼，這樣才能理順電價形成的機制。

五是還原電力的商品屬性，取消不合理基金及附加。每一項基金附加都是因國家特殊需求制定出臺的，電力作為商品本應該執行市場交易規則，不應承擔商品之外的特殊功能，隨著電力市場化改革推進，這些特殊政策應當逐步取消或合理歸位，還原電力的商品屬性。例如，國家重大水利工程建設，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。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。業內專家建議，前面兩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。

六是完善企業績效考核機制，還原電網公益屬性。目前，對電力企業考核，特別是對電網企業考核，同樣是按照競爭性企業保值增值設計的。然而，作為承擔電力輸送的責任主體，社會公益性才是電網企業最本質的屬性。因此，我們需要完善和創新企業績效考核機制，調整經營指標在考核中所占的權重，使電網企業回歸專注于提供輸配電服務的社會公益性本位，為降電價騰出空間。

七是加強用戶的節能管理，提高電能利用效率。降電價是為了降低企業的用電成本，而影響用電成本的因素有兩方面。一是通過不斷提高供電能效來降低購電費用，二是不斷提高用電能效來節約電費支出。在降電價的過程中，用電企業的積極參與和主動作為具有同樣重要的意義。因此，電力企業尤其是電網企業要以更專業的知識和技術力量，指導和協助電力用戶加強節能管理，不斷提高電能利用效率，收獲電價下降的同等效果。

八是提高電力市場化交易程度，擴大市場定價覆蓋面。電力市場化交易對于降低用戶用能成本的作用日益凸顯。因此，要進一步推進市場化交易工作，有序放開一般工商企業進入電力市場，切實降低工商業用戶用能成本。同時，電力市場化交易釋放的電價紅利，也會刺激用戶增加用電負荷，將對電力企業增供擴銷起到積極作用，從而實現雙贏。

降低一般工商業電價，在我國電力市場尚不成熟的特殊階段，更多地體現為政府對電價的管制和干預。這個過程中，我們會看到政府這只無形的手在發揮主導作用。如果調控得當，科學施策，不失為理順電價機制的一次契機。但是，工商業電價的高低與否，本應該通過市場來調節和取舍，依靠政府之手終究只能是權宜之計。

在推進我國能源生產和能源消費革命的進程中，全面深化電力體制改革，讓市場在電力資源配置中發揮決定性作用，才是我們始終如一的追求目標。由此，我國的電價改革必將走一條由統一定價到價格雙軌制，最終實現由供求關系決定電價的市場定價之路。

本文刊載于《中國電力企業管理》(上旬)2018年04期，作者系本刊主編。