2018年政府工作報告提出了“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%”的目標。這是近年來中央政府首次提出電價的具體調整目標。政府工作報告中提到的“降電價”，其目的是降低用戶(尤其是一般工商業)的用電成本。

關于用戶用電成本構成

用戶用電成本大體由以下幾部分構成：政府管制機制下由發電成本(體現為上網電價)、輸配電成本(體現為輸配電價)、基金附加和稅金構成，市場機制下發電成本包括發電廠提供電能成本和輔助服務成本，兩項成本都由電力市場形成價格。大用戶進行電力交易而支付給電力交易機構的交易服務費，因收費政策未明確，本文不加考慮;中小用戶通過售電公司購電支付的售電成本，由電力市場形成價格;輸配電成本(體現為輸配電價)、基金附加、稅金仍由政府制定;交叉補貼屬于電力普遍服務的一種特殊情況，隱含在用戶的用電成本中。我國當前正在實施電力體制改革，電力市場建設仍在探索推進過程中，屬于管制機制和市場機制并存情況，調整用戶用電成本主要在三方面，一是政府電價(或財稅)政策的調整，二是電力市場建設的推進，三是交叉補貼的逐步解決。

關于電價(或財稅)政策的調整

上網價格、輸配電價格、基金附加和稅金都屬于政府電價(或財稅)政策調整范圍。

上網價格政策主要有：燃煤標桿電價(視具體機組是否含有脫硫脫硝除塵超低排放電價而不同)、燃氣、水電、核電、風電、光伏發電、生物質發電、抽水蓄能等上網電價。政府安排的計劃電量(或者說非市場交易電量)都執行政府電價。燃煤發電、水電、核電、風電和光伏發電是我國的主力發電機組，裝機容量占全國絕大部分比重，電價調整應該集中在這部分機組。

燃煤標桿電價實行了煤電聯動機制，基本上與電煤價格變化聯動，電煤價格已經完全市場化，按照現有電煤價格水平，燃煤標桿電價調整可能性不大。增大產能、增加進口是保持電煤價格趨穩的舉措，政府需要做的是把控準入標準，確保產業技術的合理性和先進性;打開流通渠道，預防市場壟斷、價格操控，通過電煤價格引導電煤供應。

與煤電不同，水電、核電、風電、光伏發電折舊成本占發電成本主要比重，而工程造價與折舊成本直接關聯。 從“十二五”期間投產的電源工程項目造價分析情況看，水電工程造價呈震蕩式上升，風電、光伏發電工程造價水平呈下降趨勢。與“十一五”期間投產的電源工程項目造價相比較，水電工程單位造價呈上升趨勢，風電、光伏發電工程單位造價水平呈下降趨勢。其次，按照國際慣例，燃煤發電設備的使用壽命通常在20-40年，水電設備更長，因此，核電、風電和光伏發電上網電價政策應該有下調空間，水電需要綜合考慮造價增長與折舊年限調整之間此消彼長關系。上網電價下調，前提是保障它們必要的發電利用小時。現實中，大部分地區“三棄”(棄風、棄水、棄光)現象仍然存在，少數地方甚至核電利用小時也不高，這一定程度影響了調價空間。如果考慮減少或者杜絕“三棄”情況，則需要擴大輸電范圍，考慮建設大容量、遠距離輸電線路，圍繞這些輸電線路建設相應的電力配套工程，如換流站、調相機、受電地區電網改造或者新建配套電源工程。其次，在電力系統運行過程中，為促進新能源消納，部分運行時段(如尖峰、低谷時段)，部分調節性能好的在運機組因提供電力輔服務而增加運行成本，這些新增投資以及增加的運行成本，都需要電力用戶“買單”，因此，對電力用戶來講，最終是增加用電成本還是減少用電成本估計是一個難以回答的未知數，也不是任何一個部門能準確測算出來的。只有一個能反映用電時間和用電位置變化的電力價格信號形成了，無論電力用戶或者發電和電網企業，自身都能算出來是否劃算。

基金及附加，目前在全國范圍內征收的基金附加有：重大水利工程建設基金、水庫移民后期扶持資金、農網還貸基金、可再生能源電價附加，在部分省(區、市)還有國家批復的其他基金附加，如湖北省的農網低壓維護費。每一項基金附加都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。減少或取消不合理部分的價外收費，降低用電成本最直接有效。

脫硫脫硝除塵超低排放電價，這屬于環保要求而出臺的激勵政策，旨在鼓勵燃煤火電企業主動實施脫硫脫硝除塵超低排放改造。這項政策的調整，應該隨著電力產業政策準入門檻的提高，技術進步以及老舊機組的逐步退出，而逐步調低直至取消，但在市場交易中，生產運行中脫硫脫硝除塵實際發生的成本，將包含在發電報價中。

稅金主要是增值稅，“增值稅暫行條例”規定，增值稅稅率的調整以及增值稅的免稅、減稅項目，由國務院決定。稅收政策涉及范圍廣，政府不可能只對部分電力用戶(如一般工商業用戶)涉及的增值稅率進行調整。

輸配電價。關于輸配電價，2003年，國務院辦公廳印發的電價改革方案(國辦發[2003]62號)已經明確了輸配電價改革目標。2005年，國家發展改革委印發的電價改革實施辦法(發改價格[2005]514號)明確了具體的政策措施，2015，中共中央、國務院印發的進一步深化電力體制改革的若干意見(中發[2015]9號)明確了“準許成本加合理收益” 的核價原則。因此，從國家政策層面看，建立什么樣的輸配電價機制，以及怎么核定輸配電價水平已經很清晰了。關于輸配電價機制，可以考慮以下幾方面。

一是結合電網特點制定輸配電價。電網既有承擔輸配電功能的共用網絡，也有發電接入系統和部分用戶專用輸電工程，同時還有兩個共用網絡之間的聯網工程。在一個市場內的共用輸電網絡，按照國際通行做法，一般統一核定輸電價格，具備配電功能的配電網絡應該分電壓等級核定配電價格，下一電壓等級合理分攤上一電壓等級的成本費用，同一區域相同電壓等級實行同價。接入系統和用戶專用輸電工程應單獨核定價格。作為電網安全穩定需要或為長期電量交易提供輸電服務的聯網工程，可采用單一容量電價或兩部制電價。

二是建立輸配電成本約束機制。9號文提出“準許成本加合理收益”核價原則，“準許”原則，實質就是建立電網企業成本約束機制。首先要建立相對清晰的輸配電成本核算制度。輸配電成本是核價基礎，建立與輸配電價機制相適應的輸配電成本核算制度更是基礎中的基礎，目前的輸配電成本核算制度在許多方面都需要進一步細化，如2002年的國發5號文中明確提出來的，共用網絡成本中的輸電成本和配電成本分開核算;再比如電力系統運行的調度成本也應該單獨核算，在相關市場主體和電網企業之間做合理分攤。其二加強輸配電成本的監管。明確輸配電成本項目、支出范圍和標準，是核定價格的重要支撐。比如確定合理的折舊年限，按照國際慣例，大多數輸電設備的設計使用年限是20-40年，按此標準，調整電網企業輸電資產折舊年限，一定程度可以降低輸配電成本。其次，控制電網內部關聯交易。目前電網企業圍繞輸配電業務，在上下游涉及不少產業，如電力裝備、設計服務、建設施工、設備維護、技術研發、供電服務等，同時圍繞主業還涉及金融、保險，適當控制內部關聯交易比例份額，除電網關鍵技術外，將能放給市場的全部放給市場，通過引入競爭機制，降低電網建造、運維和用戶供電成本。

三是合理的電網投資。除考慮電力安全因素，電力輸送的經濟性是有一定邊界的，當發電側貢獻的紅利與電網輸送成本增加值相等時，電力輸送的經濟邊界就出現了。因此，電網并不是送電距離越遠越好。例如為促進可再生能源跨省跨區消納，不斷新建的大型遠距離輸電工程，因可再生能源發電出力不確定性，致使部分遠距離輸電工程利用小時較低，單位送電成本增加;此外，還需要新建相關配套工程，如改造加強受入地的電網網架等，否則只能降低輸送功率，確保電網安全，這些都進一步推高了落地電價，甚至高于當地發電企業發電價格(包括已經計入的環保成本)。

四是優化電力運行方式。我國區域電網一般覆蓋3-6個省份，區域內跨省之間都是典型的較強聯系的交流輸電，網架結構堅強，省之間資源互補性強。以區域為主，統一運行，跨區域之間余缺調劑，不僅電力安全性提高了，經濟效率也將會得到提升，因為電力就近消納既安全又經濟。

關于交易價格

交易價格由市場形成，交易過程中隨供需變化有升有降。當前無論是跨省區電力直接交易或者是省內大用戶直接交易，交易結果幾乎都是發電企業單邊降價(相對上網電價)，電力用戶參與直接交易只有一個目的，看誰降的電價更多，看似降低了用能成本(相比較于政府制定的目錄電價)，其實質并沒有形成電力市場價格信號，電力用戶未必能從降價紅利中實現轉型升級，但留給發電行業更多的是問題和發展隱患。作為電力用戶既期望對方降價，同時也要受價格信號影響主動采取措施，降低用電成本，價格變化對交易雙方既要有激勵，也要有壓力。電力作為商品，具有同質性。無論水電、火電、核電、風電，生產出來的電能是無差異的，我們也辨認不出每時每刻的用電是什么機組生產出來的，是從什么地方輸送過來的，電能流向完全按照物理定律，非交易雙方人為能確定的。但不同時段的電力供需是不同的，電力價格應該反映用電時間差異;在不同地理位置的電力用戶，因為與電源的距離不同以及輸電阻塞形成不同價區，負荷集中、電力受入的地區價格會較高，負荷低、電力送出的地區價格會較低，讓用戶感受到用電位置不同，用電價格有差異，有效引導電網、電源和用戶的投資。

電力市場建設涉及技術、經濟、法律等多領域，受電網安全穩定運行和電源技術特性的約束，還要在技術上保證軟件系統的穩定、可靠運行;電力市場涉及目前電力計劃調度方式改變和市場主體生產經營理念的較大調整，需要科學設計和論證電力市場建設方案，嚴謹地制定市場交易規則;同時還要考慮電網網架結構、發用電功率平衡、資源互補、市場控制力等因素，設置合理的電力市場范圍。電力市場交易平臺投資和運行成本巨大，合理的市場范圍和市場交易量，能有效降低單位電量的交易成本。結合中國實際，以區域電網為中心，建立區域電力市場，更加合理可行。

關于交叉補貼

電價交叉補貼是用戶用電價格與其應承擔的供電成本存在偏差。在中國，主要是用戶之間的交叉補貼，比如工商業用戶對居民、農業用戶的補貼;其次還有地區之間的交叉補貼，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。交叉補貼的存在，有其歷史原因和合理性。“廠網分離”改革前，電力公司作為一個整體，將供電成本(至少包括發、輸、配、售電成本)在不同用戶之間進行分攤，必須要考慮用戶的承擔能力，承受能力強的用戶(如工業用戶)要多承擔，承受能力弱的用戶(如居民、農業)可少承擔。在經濟發達地區和欠發達地區，制定不同的用電價格，也是基于這樣的考慮，這種將盈利能力強的領域實現的收益用來彌補非盈利領域的做法，實現了電力普遍服務等政府公共政策目標。解決交叉補貼，重點仍然在理清供電成本差異(包括不同類型用戶、不同地區)、發電成本形成機制、輸配電價機制以及輸配電成本核算制度和監管制度，理清供電成本的基礎打好了，交叉補貼測算也就相對容易了。至于交叉補貼的解決方式，則必須從國家層面頂層設計，周密系統考慮。