五轮降价政策重点内容介绍
我国现行目录销售电度电价主要是由发电侧标杆上网价格、电网价差收入(含交叉补贴)、政府基金及附加这三部分组成;大工业用户还需承担基本电费，构成目录销售容量电价。
2018年3月28日，时隔10%目标提出不到一个月，国家发改委发布《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》(发改价格【2018】500号)，重点是落实电网清费政策，利用调整计提折旧比例临时性降低输配电价。第二轮降价对应的文件是《关于电力行业增值税税率调整相应降低一般工商业电价的通知》(发改价格【2018】732号)，电力行业增值税税率由17%调整到16%。第三轮对应文件是《关于利用扩大跨省区电力交易规模等措施降低一般工商业电价有关事项的通知》(发改价格【2018】1053号)，重点涉及直接交易、自备电厂，以及政府性基金。第四轮对应文件是发改价格【2018】1191号，重点是从电网公司的增量收入中拿出一部分来降低一般工商业电价。第五轮文件重点是进一步落实第一轮中的电网清费政策。
基于对全国各地区原一般工商业电价数据的汇总分析，降低10%的电价意味着一般工商业平均度电电费下降6-7分。而单纯通过降低电费中的政府性基金和附加以及增值税率调整约能腾出度电2分的降价空间，剩余部分必须在电力产业的各环节想办法实现。
2015年启动电力体制改革之后，售电侧引入社会资本参与市场竞争，理顺价格传导机制，为电力用户降本增效起到了良好的作用，特别是2016年到2017年两年间，国家通过核定省级电网输配电价、扩大电力直接交易、完善基本电价执行方式等措施，让工商业电力用户分享电改红利2000亿元以上，累计降低用能成本超过3200亿元。但是，在电煤价格上涨、电力直接交易持续让利的情况下，此次降低一般工商业电价很难再把电力交易作为实现目标的重要途径了。
电价调整执行现状概要
2018年8月12日，工业和信息化部发布《关于组织开展降低一般工商业电价政策落实情况第三方评估工作的通知》(工信部运行函【2018】275号)，中国电力企业联合会、中国中小企业发展促进中心、华北电力大学等单位组成第三方评估工作组，对全国降低一般工商业电价政策的落实情况开展第三方评估工作。
目前评估工作还在进行中，据eo记者了解，部分省区转供电环节清理规范落实仍存问题。比如，一些商场用电涉及物业公司加价，对电动汽车充电桩等末端业务投资回报产生一定负面影响。一位从事民营充电桩投资的业内人士曾指出，部分小区物业将电费层层加价，充电桩投资商不能将加价部分传导至新能源车主，特定区域出现贴钱给物业的情况。因此，最后一轮降价政策再次强调“全面清理规范转供环节不合理加价行为”。国家发改委官网消息，9月6日下午，发改委召开全国电价专题工作会议，部署各地价格主管部门，加大力度、加快进度，全力清理规范转供电环节加价，打通降低电价政策落地的“最后一公里”。
值得注意的是，一般工商业电价降低的同时，大工业电价未能享受应有的降价空间。根据基本电价结构，大工业用户也应享受政府性基金及附加和增值税率下降释放的红利，然而从目前公布的目录电价来看，并非如此。以河北省南部电网销售电价为例，对比冀价管【2018】64号文和冀价管【2018】115号文，大工业用户平段目录电价没有变化，尖峰电价高于政府基金调整前的价格;2018年9月7日，湖南省发改委发布《关于再次降低一般工商业电价有关的通知》，调整祁韶直流电价空间用途，祁韶直流送电价差空间(除今年省政府已规定用途的金额外)全部用于降低一般工商业目录电价，不再用于降低市场交易电价和补偿发电企业，同时取消大工业优待类电价，这对大工业用户来说并非利好。
“10%影响”之一：部分省区峰谷价差缩小
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。
