不过值得注意的是，电价的下降对于电网、煤电及新能源企业则意味着压力。业内专家认为，要高度关注近期火电厂破产清算问题，建议做好价格形成机制、电煤中长期合同价格及履约监管、新能源补贴发放等工作。

 

　　两年降低企业用电成本2100亿元

 

　　今年7月1日起，国家发改委组织实施的第二批降电价措施正式开始执行。“加之4月1日开始执行的第一批降电价措施，两批措施累计降低企业用电成本，我们统计了一下是846亿元，其中降低一般工商业企业用电成本是810亿元，全面完成了《政府工作报告》提出的‘一般工商业平均电价再降低10%’的任务要求。”国家发改委政策研究室副主任兼新闻发言人孟玮此前介绍说。

 

　　2019年的政府工作报告提出，以改革推动降低涉企收费。深化电力市场化改革，清理电价附加收费，降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%。这是继2018年提出“一般工商业电价平均降低10%”之后，政府工作报告再度提出降低企业用电负担的量化指标。

 

　　据厦门大学经济学院副教授孙传旺介绍，按照2015年投入产出表计算，电价成本在企业总生产成本中的比重在2.8%。但不同行业差异较大。在采矿业、化工、金属冶炼等行业，电价占的成本在4%-9%之间。而在一般工商业用户中，电价所占的成本大多在1.5%以下。在居民消费支出中，电力成本所占的比重在1.3%左右。电价下降总体而言对刺激投资是有利的。

 

　　中国电力企业联合会（下称“中电联”）发布的数据显示，2018年，我国电力企业积极落实降低一般工商业电价要求，全国全年分四批合计降低用户用电成本1257.9亿元，平均每度电降低了7.9分钱，降幅达10.1%。

 

　　“企业少交的1257.9亿元电费，75%左右是电网企业承担，25%是政府承担。”中电联行业发展与环境资源部副主任薛静介绍说。

 

　　中电联发布的《中国电力行业年度发展报告2019》，电网企业向用电企业让利后，2018年利润总额比上年下降24.3%。而发电企业受上年基数低以及发电量较快增长影响，2018年实现利润总额2210亿元，比上年增长23.8%。

 

　　其中，火力发电企业2018年实现利润323亿元，但亏损面仍然高达43.8%；风电、光伏发电和核电利润增速均超过20%，不过由于风电和光电补贴未能及时到位，企业账面利润短期内难以转化为实际资金流，资金周转还是存在困难。

 

　　电力市场化交易规模暴增释放红利

 

　　除了降低电价附加收费等直接的措施，国家发改委还鼓励积极扩大一般工商业用户参与电力市场化交易的规模，通过市场机制进一步降低用电成本。

 

　　来自南方电网广东公司的统计数据显示，今年上半年，广东电力市场规模逐步扩大，广东电力市场主体突破10000家，总数达10899家。电力市场交易量也快速增加，上半年累计交易电量达1658.2亿千瓦时，同比增长25.4%，超过2018年全年交易总电量，节约用户用电成本约70亿元。

 

　　能源大区新疆有着类似的情况。上半年新疆市场化交易电量共计556.75亿千瓦时，已超过去年全年规模。556.75亿千瓦时中，大用户直接交易电量达446.82亿千瓦时，燃煤机组关停替代交易53.18亿千瓦时，新能源替代自备电厂交易47.75亿千瓦时，电采暖交易9亿千瓦时。

 

　　据测算，受益于大用户直接交易，相关企业用电可降低约0.1元/千瓦时。新疆创新性地将新能源和火电打捆进行大用户直接交易，进一步降低了电价。

 

　　广西也将绿色清洁环保视为能源电力交易“供需对接”的核心，积极拓宽消纳清洁能源空间。中国大唐集团有限公司广西分公司市场部主任邓海涛介绍：“大唐集团在广西水电装机容量917万千瓦，占全自治区水电装机容量半壁江山，进入交易平台后，能够与企业直接对接，成功解决了水电‘峰谷’困境和‘弃水’难题。”

 

　　2019年1-6月，通过市场消纳核电超100亿千瓦时，消纳富余水电31.27亿千瓦时，保障了广西上半年实现“零弃水”。

 

　　截至今年上半年，广西电力交易中心交易规模连续4年翻番，市场化交易电量累计突破1700亿千瓦时，年度超过600亿千瓦时，创历史新高；交易频次逐年倍增，累计组织交易144批次；市场化电量占主电网售电量比例从2016年的14.1%上升到2018年的41.3%，占比排名全国前列。累计为企业用电降低成本超过150亿元。

 

　　电改全面加速迎新一轮高潮

 

　　电力市场化交易规模的暴增是今年来电改全面加速的一个缩影，预计下半年将迎来新一轮高潮，相应红利也将释放。

 

　　今年6月底，国家发改委《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，明确经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开，提高电力交易市场化程度。除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，其他电力用户均属于经营性电力用户。

 

　　作为新一轮电改“放开两头”的重要环节，发用电计划放开改革逐步扩围，2017年3月提出“逐年减少既有燃煤发电企业计划电量”，2018年7月提出“全面放开煤炭、钢铁、有色、建材四大行业用户发用电计划”，如今迈出关键一步。

 

　　据国金证券研报预计，经营性电力用户发用电计划的全面放开，有望在今年带来2000亿至3000亿千瓦时市场化交易增量。

 

　　与此同时，国家发改委还批复了第四批84个增量配电项目，试点实现向县域延伸。此外，首批确定的8家电力现货市场试点已全部启动模拟试运行，多家电力交易机构股份制改造正在推进。

 

　　孙传旺则认为，电改在目前阶段的一个难点在于建设有效的电力现货市场。另一个难点则在于完善零售市场，在电网企业参与的情况下，很多其他零售企业在现实竞争中并没有市场优势，很难存活甚至面临倒闭。未来的改革方向可以把重点放在售电侧与综合能源服务的绑定与结合，将可以有效打开一条新的市场路径，也可以降低用户电价水平。

 

　　中电联建议，在落实2019年一般工商业平均电价再降10%要求基础上，持续清理规范转供电环节不合理加价，确保将降电价红利惠及终端用户，实现用电企业降本增效。同时，合理核定第二个监管周期输配电价水平，建立健全保障电网持续发展的输配电价机制，统筹解决电网投资建设、电价交叉补贴、东西部帮扶等问题，支撑电网健康可持续发展。

 

　　面对煤电企业经营困境，中电联建议加强电煤中长期合同监管确保履约，完善价格条款，明确年度长协定价机制，严禁以月度长协、外购长协等捆绑年度长协变相涨价；保持进口煤政策连续性，引导市场合理预期，控制电煤价格在合理区间，缓解煤电企业经营困境。此外，尽快推进电煤中长协合同含税基准价调整及价格区间，协调煤炭生产企业相应调整电煤价格，推动降税红利有效传导至终端用户。

 

　　中电联还建议，按约定加快可再生能源补贴目录公布和补贴资金发放，尽快解决巨额拖欠问题，缓解企业经营和资金压力；开发针对风电、光伏等清洁能源项目的融资品种，将应收补贴款纳入流贷支持范围，解决全行业补贴资金缺口；实施促进可再生能源等清洁能源发展的绿色信贷政策。

 

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