近日，国家发改委、工信部、财政部、人民银行联合下发《关于做好2020年降成本重点工作的通知》（以下简称《通知》）。在涉及七个方面的23项任务中，《通知》明确列出三项与电价有关的举措：继续执行降价5%政策；完成输配电价核定，落实燃煤上网电价形成机制；扩大电力市场化交易规模。

业内专家表示，实体经济企业成本中电力成本通常占比较高，降低该成本在当前具有重要意义，而激活市场活力是降低成本的唯一“良方”。

（文丨本报实习记者 赵紫原）

多举措促降用电成本

2019年3月举行的国务院常务会议曾指出，优化营商环境重点工作在于更大激发市场活力，其中专门提出要进一步降低获得电力成本。

北京先见能源咨询有限公司常务副总裁沈贤义表示：“企业电力成本构成比较复杂，大致分为三类：由购电电价、输配电价、政府性基金及附加组成的电能成本，用户自行投资建设的电力工程成本，以及运行维护等相关成本。”

记者注意到，近年来，国家相继发布多项政策，旨在降低企业电能价格。

《通知》指出，继续降低除高耗能行业用户外的现执行一般工商业、大工业电价的电力用户到户电价5%至年底。全面完成第二监管周期省级和区域电网输配电价核定，指导各地落实燃煤发电上网电价形成机制，开展电价改革相关政策跟踪评估。

北京鑫诺律师事务所律师展曙光表示，《通知》的核心关键词是“降成本”，确切说是“降低经济企业成本”。“这意味着导致实体企业成本增加的行为将被限制在‘降’的背景下，输配电价、上网电价均没有‘升’的迹象。”

“值得注意的是，《通知》明确提出‘开展电价改革相关政策跟踪评估’，这在正式文件中尚属首次。换言之，有关部门已经认识到，电价改革相关政策存在进一步改进的空间，需要及时调整以满足深化改革的需要。”展曙光说。

电能成本下降仍有“绊脚石”

除政府直接干预销售电价外，多项政策充分考虑了市场作用，如发展“煤电联营”、推行“基准价+上下浮动”机制、开展“弃水电量”和“富余电量”交易等。信息显示，经前两年降价，全国（不含西藏）一般工商业目录电价（销售电价）累计降低0.15元/千瓦时，累计降幅19%。

有业内专家指出，这些措施在降低电能成本方面取得一定效果，但还存在不少“绊脚石”，最明显的就是一些制度性因素。

沈贤义指出，当前影响电力市场化交易有效开展的主要障碍是调度机构的独立性不够。在当前发用电计划尚未完全放开、电网企业尚未实现输电和配电业务分离的情况下，调度机构难以得到有效监管，难以落实“三公调度”。由于“管住中间”是“放开两头”的基础和前提，相关部门应重视相关的顶层设计。

“现在有不少政策搭电价的‘便车’，将电价作为特定行业政策的工具，如‘差别电价’‘绿色发展电价’‘电能替代电价’等。建议相关部门充分重视电力的商品本质，减少对电价的直接干预。”沈贤义说。

一位不愿具名的专家补充指出：“省间壁垒造成了严重的电力资源浪费，影响了电能价格进一步降低。建议相关部门同步推动区域电力市场的建设，在更大范围内实现资源优化配置。”

该专家还指出：“分布式光伏和分散式风电在配电网内开展市场化交易，由于避免了长途输送电力的成本，也能有效降低电能价格。国家能源局从2017年开始推行分布式发电市场化交易，目前已启动了26个试点项目，但‘过网费’等问题仍亟待解决。”

激发市场活力是关键

降低企业电力成本到底还有多少空间？

沈贤义指出，《通知》中的措施，在降低企业电能成本方面的成效值得期待，但要降低电力工程、运行维护等其他电力成本，应突出发挥市场作用。“激活市场活力是降低企业电力成本的唯一途径。”

沈贤义建议，在企业的电力成本中，相当大一部分是与自身相关的成本，特别是自建设施的工商业企业。通过重组和优化用户侧各项资源，可以显著降低企业用电成本，第三方商业机构可助力企业深度挖潜。此外，重视社会资本作用发挥和金融手段创新，通过产融深度结合，也能促进企业电力成本降低。

重庆市能源局电力处处长杨世兴曾在一项研究中指出，通过调研发现，企业现阶段取得的降成本效果，除降电价以外，基本都是通过电网企业的服务实现的。在以电费收入或者过网费为收入来源的情况下，依靠电网企业来降低用电企业用电成本缺乏长效激励机制。

“在当前的电力产业组织结构和电力体制机制下，售电公司和节能服务企业很难把服务延伸到企业内部，通过综合能源服务帮助企业降低用电成本。需要尽快推动建立市场机制，用市场的方式服务企业降低用电成本。而这背后涉及到的更多是体制机制问题，也是此轮电力体制改革一项任重道远的工作。”杨世兴指出。