政府性基金及附加

政府性基金及附加在電價構(gòu)成中占比不容小覷。根據(jù)國家能源局發(fā)布的《2016年度全國電力價格情況監(jiān)管通報》，2016年隨銷售電價征收的政府性基金及附加，其全國平均水平為46.45元/千千瓦時(電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)省內(nèi)售電量口徑平均值)，同比增長18.43%。

2017年6月16日，國家發(fā)改委下發(fā)通知，決定自2017年7月1日起取消向發(fā)電企業(yè)征收的工業(yè)企業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整專項資金(部分省份同步上調(diào)了燃煤機(jī)組上網(wǎng)電價)，并將國家重大水利工程建設(shè)基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標(biāo)準(zhǔn)各降低25%。此外國家財政部已于2017年4月1日起取消城市公用事業(yè)附加。

以河北北部電網(wǎng)為例，目前35千伏接入、兩部制工商業(yè)用戶平段銷售電價為0.5216元/千瓦時，其中包括國家重大水利工程建設(shè)基金0.53分錢、大中型水庫移民后期扶持資金0.26分錢、地方水庫移民后期扶持資金0.05分錢、可再生能源電價附加1.9分錢，政府性基金及附加合計為2.74分錢，其在電價構(gòu)成中占比為5.25%。

可再生能源電價附加征收宜開源節(jié)流并舉。就工商業(yè)用戶的政府性基金及附加而言，可再生能源電價附占比較大，征收標(biāo)準(zhǔn)已高達(dá)1.9分/千瓦時。以河北北部電網(wǎng)為例，可再生能源附加占政府性基金及附加比例高達(dá)69.3%。但與此同時，可再生能源發(fā)電補貼的缺口也越滾越大，上調(diào)可再生能源電價附加的訴求亦非常強(qiáng)烈。隨著風(fēng)電、光伏乃至生物質(zhì)發(fā)電電量日益增加，對可再生能源電價附加征收亟需開源節(jié)流并舉。

所謂開源，主要是對自備電廠自發(fā)自用電量部分拖欠的政府性基金及附加進(jìn)行全面梳理，并在規(guī)定期限內(nèi)補繳拖欠的金額;個別數(shù)額較大、確有困難的，可以給予一定的寬限期。今后自備電廠欠繳政府性基金及附加的用電企業(yè)，不得參與市場化交易，并納入國家涉電領(lǐng)域失信名單，確保足額征收自備電廠自發(fā)自用電量部分的政府性基金及附加。

所謂節(jié)流，一方面需大力實施“綠證交易”，可在具備金融牌照的交易機(jī)構(gòu)，如北京、首都、冀北交易中心試點開展“綠證交易”，由用電企業(yè)、個人用戶及可再生能源發(fā)電企業(yè)在平臺進(jìn)行交易，條件成熟后向全國推廣實施，一定程度緩解可再生能源補貼缺口。另一方面對于規(guī)劃中的可再生能源項目，隨著技術(shù)進(jìn)步和設(shè)備工程造價降低，可采用“補貼競價”、“平價上網(wǎng)”等方式確定項目業(yè)主單位，以最大限度降低可再生能源補貼需求，進(jìn)而降低可再生能源附加征收強(qiáng)度，從而降低全體電力用戶電價。

水利工程基金宜合理歸位。國家重大水利工程建設(shè)，如“南水北調(diào)”項目用于解決北方部分地區(qū)(北京、天津、河北等)的缺水問題，所需資金理應(yīng)通過受益地區(qū)供水加價方式進(jìn)行籌集。大中型水庫移民后期扶持資金是水利工程項目投資的必要組成部分，所需資金宜由相關(guān)水電企業(yè)從其成本中單獨列支，或通過其上網(wǎng)電價進(jìn)行疏導(dǎo)。目前上述兩項費用均以政府性基金的方式向全國電力用戶征收，既加重了不相干地區(qū)電力用戶的負(fù)擔(dān)，也使得受益地區(qū)的用水或用電價格信號扭曲。建議該項基金宜與電價脫鉤，本著“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，轉(zhuǎn)由受益地區(qū)消費者承擔(dān)。

市場化交易

有序擴(kuò)大市場交易規(guī)模。隨著電力市場化改革加速，電力的商品屬性也越來越明顯，電價、發(fā)用電計劃也從政府管制向市場供需決定轉(zhuǎn)變。國家發(fā)改委統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2017年全國市場化交易電量累計1.63萬億千瓦時，同比增長45%，占全社會用電量比重達(dá)26%左右，同比提升7個百分點，為工商企業(yè)減少電費支出603億元。電力市場化交易對于降低用戶用能成本的作用日益凸顯。

就各地實際情況而言，市場化交易電量占電網(wǎng)企業(yè)售電量的比例各不相同，據(jù)中電聯(lián)相關(guān)統(tǒng)計，市場化電量占比較高的省份超過68%，個別省份其占比仍為10%左右，這既與國家有序放開發(fā)用電計劃、逐步擴(kuò)大市場化電量比例的精神不符，也難以滿足已入市用戶的市場化交易訴求，同時也不利于精準(zhǔn)降低當(dāng)?shù)刂е曰蛘咧С中云髽I(yè)的用能成本。因此需積極推進(jìn)市場化交易工作，進(jìn)一步提升市場化交易電量占比水平，切實降低工業(yè)用戶用能成本，進(jìn)一步優(yōu)化營商環(huán)境。

對于市場化交易電量，電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)的收入主要為輸配電價，部分省級電網(wǎng)核定的輸配電價可能略低于其原有購銷價差，短期看可能將會對電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)利潤造成影響。但輸配電價每三年核定一次，上個監(jiān)管周期內(nèi)損益將在下一輪的電網(wǎng)輸配電定價成本監(jiān)審中予以統(tǒng)籌解決，短期的利潤影響也能在后期得到疏導(dǎo)和平衡。此外電力市場化交易釋放的電價紅利，可能會刺激一部分工業(yè)企業(yè)恢復(fù)或增加用電負(fù)荷，將對電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)增供擴(kuò)銷起到一定積極作用，也有利于增加電網(wǎng)經(jīng)營企業(yè)的利潤。

積極推動可再生能源市場化交易。根據(jù)《可再生能源發(fā)電全額保障性收購管理辦法》(發(fā)改能源〔2016〕625號)規(guī)定，可再生能源電量由保障性收購電量和市場化電量構(gòu)成，保障性收購電量由電網(wǎng)企業(yè)按照“保量又保價”原則收購，市場化電量遵循“保量不保價”方式，交易價格由市場形成。與火電相比，風(fēng)、光等可再生能源發(fā)電邊際成本較低，保障性小時數(shù)之外的市場化電量，其交易價格更有優(yōu)勢。

以河北張家口地區(qū)為例，2017~2018年供暖季以市場化交易方式開展風(fēng)電清潔供暖，采用“分表計量、打包交易”模式，由用戶側(cè)掛牌、發(fā)電側(cè)摘牌組織風(fēng)電供暖交易。交易價格0.05元/千瓦時(較結(jié)算電價降低0.322元/千瓦時)，低谷輸配電價按平時段的50%執(zhí)行，單一制、10千伏居民采暖用戶低谷到戶電價約0.175元/千瓦時，較之前低谷時段目錄銷售電價下降37.6%;2017年11月~2018年4月供暖期交易電量合計1.34億千瓦時，用戶整體用電成本降低約40%，有效引導(dǎo)推動用戶積極實施煤改電工程。

隨著可再生能源電量占比日益提升，需從制度層面做好可再生能源保障性收購與市場化交易的有效銜接，確保新能源優(yōu)先調(diào)度的前提下，大力推動超過保障小時數(shù)之外的全部電量進(jìn)入市場，其交易價格主要由市場形成，主要向煤改電(含自備電廠替代)等電能替代項目、大數(shù)據(jù)及云計算等新興產(chǎn)業(yè)進(jìn)行精準(zhǔn)傳導(dǎo)，一方面助力大氣污染防治，一方面有效增加可再生能源匯集區(qū)域就地消納能力，實現(xiàn)可再生能源與電能替代協(xié)同發(fā)展。