“临时性降价”成为各地首选

4月9日上午，国家发改委在京举行“清理规范经营服务性收费、减轻企业负担取得实效”专题新闻发布会。会上，张满英介绍了“一个目标、两个方向、八项措施、两批实施”的降电价工作总体部署。即：一个目标，这次降低一般工商业电价平均降10%，要不折不扣地落实到位；两个方向，降低电网输配电价水平，以及清理和规范电网环节的收费；八项措施，清理和规范电网环节收费，释放区域电网、省级电网和跨省跨区专线输电工程输配电价改革红利，降低电价中征收的政府基金标准，释放减税红利等八项措施；分两批实施，一批措施已经发文，即发改价格〔2018〕500号文，涉及金额430亿元，从4月1日开始执行；第二批计划下半年实施，正在抓紧研究论证中，涉及金额400亿元。

发改价格〔2018〕500号文发布后，各地纷纷行动，出台了各自的降电价措施。其中，北京市4月1日起对本市郊区(含北京经济技术开发区)一般工商业用户的电度电价每千瓦时下调1.53分；2017-2019年北京电网输配电价中一般工商业及其他用户的电度电价每千瓦时下调0.51分。江苏省宣布一般工商业及其它用电类别电价每千瓦时降低2.29分。4月23日，湖北省物价局发布调价通知，一般工商业及其他用电电价每千瓦时降低0.02564元，电价调整政策从2018年4月1日起执行(含当天抄见表量)。

从各地已出台的“降电价”措施看， “临时性降价”成为首选，这不失是简便直接、立竿见影的手段。当然，我们不能把政府管理电价都归结为计划经济手段。电力作为特殊商品，只要存在垄断或者市场失灵，价格管理任何时候都是存在的，成熟的市场经济国家同样存在政府直接制定或者干预价格的情况。更何况我国距建立成熟的竞争性市场、由市场决定价格的目标还有很长的路要走。但是，这种“临时性降价”并不能完全解决我国工商业电价高的问题。

解铃还需系铃人，我们需要找准导致工商业电价高的原因所在并对症下药，才能防止工商业电价阶段性降低后再反弹，并以此为契机进一步理顺电价形成机制。

工商业电价高是定价机制不顺的典型体现

一个国家电价的高低很大因素是由资源禀赋来决定的。我国一次能源禀赋并不是太好，美国到场煤价5000大卡长期稳定在40美元/吨左右也（300元/吨左右），而我国煤价是长期高于这个价格，2017年因去产能达到了近700元/吨。

根据国际能源署2016年8月发布统计资料和部分亚洲国家电价资料，2015年，我国居民电价在31个国家中居于倒数第3位，仅高于墨西哥和马来西亚；但是工业电价居于第16位，大体处于中间的位置。我国电价总体处于国际中等偏下水平，平均电价与美国接近，但是工业电价至少高出美国50%。

电价要反映电压等级和负荷特性，负荷特性反映用户的用电行为和对系统设备的使用效率。居民用户负荷率低、供电电压最低，输送距离最长，因而其供电成本在各类用户中最高，从而电价水平应最高。而工商业用户负荷率高和供电电压等级高，输送距离短，供电成本低于系统平均水平，从而其电价水平理应较低。在发达市场经济国家和地区，工商业电价均大幅低于居民电价。例如，2015年美国的居民电价约为商业电价的1.2倍和工业电价的1.9倍；OECD国家的居民电价约为商业电价的1.1倍和工业电价的1.5倍。而我国居民电价却长期低于工业电价，据张满英在新闻发布会上介绍，目前全国平均销售电价的水平是每千瓦时0.65元，其中居民电价0.55元，农业电价0.48元，大工业电价0.64元，一般工商业电价0.80元。
我国工商业电价由上网电价(燃煤标杆电价)、输配电价、输配电损耗和政府性基金四部分构成，主要有五方面因素导致了这种电价信号的扭曲。

其一，容量电费和分时电价在执行中反而大幅增加了工商业电价成本。设置容量电费的目的是为了提高发电和电网资产的利用效率，促进企业合理用电。但是，大部分企业申请用电时习惯性按最大用电负荷配置变压器容量，当企业实际生产需求与变压器配置容量不匹配时，负荷率水平较低直接造成容量电费过高，最终体现在企业单位用电成本高。除了容量电费外，分时电价政策是导致工商业电价成本高的另一个原因。当前的分时电价政策基本是一刀切，绝大多数企业不仅不能利用分时电价政策降低用电成本，反而拉高了用电成本，反而是一些高能耗如水泥企业在避峰生产，降低了用电成本。

其二，交叉补贴直接推高了工商业电价。政府出于经济发展、社会稳定、保证民生等方面考虑，对部分种类用户实行优惠电价，如居民、农业、重要公用事业和公益性服务等。在电网企业电费收支平衡的前提下，优惠电价部分由一般工商业电价和大工业电价弥补。这种存在电价类别之间的交叉补贴带有典型的区域性，越是老少边穷地区和工商业落后地区，其工商业电价负担的交叉补贴就越重。这种交叉补贴不仅仅存在于电价类别之间，还存在于地区之间，如广东省的粤西、粤北地区与珠三角地区经济实力差距巨大，同类型电力用户，在广东不同地区用电价格是不一样的。

其三，基金附加和税金加重了工商业电价负担。基于国家重大战略工程建设需要，我国电力长期以来承担了商品之外的许多功能。目前，电价附加中有四种在全国范围内征收的政府性基金——重大水利工程建设基金（0.7分）、水库移民后期扶持资金(0.83分)、农网还贷基金(2分)和可再生能源电价附加(1.5分)，总计5.03分。各地还有地方性的基金，如四川省电价里有一项0.05 分的小型水库移民后期扶持基金。

其四，电力运行效率性因素增加了工商业电价成本。工商业电价中有一部分是输配电价和输配电损耗。虽然，我国在2017年完成了对32个省级电网输配电价核定工作，核定并公布了华北、华东、华中、东北、西北区域电网输电价格，跨省跨区输电价格也正在核定之中。独立的输配电价从无到有，取得了历史性的突破，但由于缺乏专用的管制会计准则，现有的输配电价并没有厘清电力运行的真实成本，电力运行的低效往往以成本方式转移到工商业电价上。例如，有的输电通道常年实际运行负荷不到设计容量的一半，“三弃”问题仍持续困扰电力发展，这类系统运行中的低效甚至负效最终还得由电力用户来买单。

其五，电价双轨制使得工商业电价丧失市场红利。2015年3月，中发9号文启动新一轮电力体制改革以来，我国电力市场化交易机制初步建成，市场化交易电量快速增长，2017年国家电网公司区域市场化交易电量达到12095亿千瓦时，占总售电量的31.2%，通过电力直接交易降低客户用电成本295亿元，平均降低电价3.3分/千瓦时；南方电网经营区域内，四省区市场化交易电量2680亿千瓦时，占总售电量的30.1%，累计为用户侧减少电费支出217亿元，平均降价8.5分/千瓦时。各省市电力市场化程度不一，一般工商业用户参与电力市场化交易也程度不一。即使是电力市场化开放程度最高的青海，最先获得市场红利的也是大工业用户。在电力市场化开放程度较低的京津唐、上海、浙江等省市，一般工商业用户仍然完全被排除在电力市场化交易之外。