本次电价调整虽然整体额度相同，但具体到不同地区，实际降低的类项却有明显差异。由于调整模式不同以及计算基数降低，峰谷价差在一定程度上缩小。

全国各省区最大峰谷价差可见下图所示。北京、江苏、上海、广东、重庆价差幅度排名前五。

电价调整政策后，对比北京地区和河北南部电网的峰谷分时电价表不难发现，北京峰平谷时段均下调0.0175元/千瓦时，最大峰谷价差不变，而河北南网平段电价下降，峰谷差相较原来缩小。

再以广东省珠三角五市执行的峰谷分时目录电价为例，据粤发改价格【2018】306号文与粤发改价格【2018】390号文中，其中一般工商业不满1kV峰谷分时目录电价的峰谷价差分别为0.923元/kWh和0.8574元/kWh，峰谷价差降低了6.56%。

图一 各省市最大峰谷价差

数据来源：各省区发改物价部门，统计时间截至2018年8月31日

受到上述峰谷价差降低的影响，对不同用电特性的用户电费以及以峰谷价差为主要盈利模式的户用储能收益将会产生明显影响。单纯依赖峰谷价差的商业模式在现阶段风险较大。

“10%影响”之二：降低一般工商业用户参与市场化交易的意愿

本轮一般工商业电价调整没有解决部分地区输配电价偏高，参与市场化交易价格会与目录电价“倒挂”，以及峰谷价差缩小的问题。

大部分省份输配电价降幅采用与销售电价联动的方式，对于市场化交易并没有产生较大的影响。

但是部分省份输配电价核定较高，本次价格调整并没有改变这一现状。

以辽宁为例，1-10千伏一般工商业用户执行输配电价为0.3647元/千瓦时，而电网价差收入=调整后目录电价-上网标杆价-政府基金及附加=0.3289元/千瓦时。这意味着如果辽宁10千伏一般工商业用户参加市场化交易，在发电侧让利空间低于0.0358分/千瓦时的情况下，其用电价格将高于目录电价。

2018年7月2日，国家发改委发布了《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》，明确支持省级价格主管部门可在销售电价总水平不变的前提下，建立峰谷电价动态调整机制，进一步扩大销售侧峰谷电价执行范围，合理确定并动态调整峰谷时段，扩大高峰、低谷电价价差和浮动幅度，引导用户错峰用电。

但是本次一般工商业电价调整并没有配合出台相关的联动机制以解决市场化交易中出现的峰谷价差缩小的情况。

以北京地区为例，如果一般工商业用户按照2018年北京市电力市场交易规则执行参与市场化交易(注：2018年北京市一般工商业用户暂不参与市场化交易)，峰谷价差将下降约50%；而重庆地区最大峰谷价差可观，但根据市场化交易规则，一旦进入市场，便不再执行峰谷电价。

跨省区电力直接交易也是降低一般工商业电价的措施之一，而原有送电省电厂与受电省用户的“点对点”直接交易试点只能将红利传导至部分重点扶持领域的高效节能用户，难以实现全部工商业用户电价下降的目标，因此为实现降低10%的目标很可能将目前推行的“点对点”交易收缩“回归”为改革前的网间交易，价格传导机制恐难以理顺。

同时对比降幅。以深圳为例，两轮降电价政策之后，一般工商业电价度电下降了7.79分，但以广东省9月月度竞价交易的度电降价幅度是4.2分，即使统筹考虑年度协商的让利幅度，市场化交易在用户眼中的吸引力仍然不敌行政性降价。用户对电力行业普遍存在误解，以为利润空间极大，一下子可以“挤”出7分钱，市场化交易能否降更多？这对接下来一年的市场化交易恐产生更大压力。

此外，部分用户，尤其是跨国外资企业普遍把中长期电能采购作为企业采购计划中的一项重要内容。源于国外电力市场建设的相对完善，此类用户更倾向于与发电集团或售电公司缔结长达3-5年的中长期电能采购协议，以此锁定电价预期，具有很强的计划性，以便安排其业务发展投入。但目前国内电力市场仍处于初步的建设阶段，电价政策不断变化，参与市场的利弊平衡，对此类用户产生了较大的决策成本。

（本文基于2018年9月9日eo圆桌讨论内容整理而成）