据国家发改委网站消息，国家发改委近日印发《关于降低一般工商业电价有关事项的通知》。通知明确，全面落实已出台的电网清费政策，进一步规范和降低电网环节收费，临时性降低输配电价。

国家发改委指出，为贯彻落实中央经济工作会议关于降低企业用能成本和《政府工作报告》关于降低一般工商业电价的要求，决定分两批实施降价措施，落实一般工商业电价平均下降10%的目标要求，进一步优化营商环境。

第一批降价措施主要包括，全面落实已出台的电网清费政策。要严格按照《关于取消临时接电费和明确自备电厂有关收费政策的通知》规定，做好电网清费工作，一是督促电网企业组织清退已向电力用户收取的临时接电费，二是减免余热、余压、余气自备电厂政策性交叉补贴和系统备用费，确保政策精准落地。

清洁取暖工程明确鼓励社会资本加入，现行电价政策被视为“拦路虎”

正如《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）》明确鼓励的，社会资本正在成为清洁取暖改造的主力之一。其中不少企业瞄准时机，纷纷希望通过电采暖工程分一杯羹。由于当时尚处起步，社会资本参与电采暖的成本不低。刘国斌介绍，仅房山区一个3.6万平米项目，初投资就达1000多万元。“作为回报，相关部门与我们签下20年长协，算起来最多7-8年即可回本，预期效益理应可观。”

但情况却有些事与愿违。“第一年打基础，收益不佳可以理解。但2017-2018年采暖季过完，经营非但仍无明显改观，甚至远低于预期。有的项目采暖费收上来刚刚够缴电费，一项成本就占到运行总数近90%”。

现行电价政策中，暂未对企业参与“煤改电”进行单独说明，现阶段多按一般工商业电价收取。问题正出在了这里。“北京大工业谷电价格现为0.3669元/千瓦时，相比居民谷电0.3元/千瓦时的标准，高出近7分钱。再加上企业需缴的基础容量费等，相当于每度电成本0.55元左右。”

从北方多地获悉,在部分城镇、棚户区等集中供暖无覆盖的地区，通过企业运作实现电采暖。居民仍按集中供暖价格缴费，参与企业却执行一般工商业电价。像在山西，不满1千伏谷电为0.4068元/千瓦时、平电0.6962元/千瓦时，不少企业称很难承受。”日前在第二届电能供暖产业发展论坛上，山西省经信委能源处处长高道平无奈坦言，“虽然大家都想尽快解决这一问题，但针对社会投资运营的居民采暖项目到底执行何种电价，我国目前仍未出台明确政策。”

——电价还能再降吗?

国家发改委价格司巡视员张满英：

国家发改委在前期降低费用、降低成本方面的工作基础上，准备推出一些措施，主要是三个方面：

一是通过统筹，用好取消化肥电价的优惠等降价空间。去年4月20日和今年4月20日，根据国务院的统一部署，取消了中小化肥电价的优惠，利用这个空间和跨省、跨区电价的降价空间，还有燃气机组的降价空间以及历史遗留的降价空间，可以利用的降价空间涉及到21个省168亿元。

一般工商业电价平均每千瓦时可以降低1.05分钱，大工业电价平均每千瓦时降低1.1分钱。

比如广东降低工商业电价平均每千瓦时1.68分钱，河北南部平均每千瓦时降低1.51分钱，河南平均每千瓦时降低1.42分钱。一般工商业电价，安徽降的幅度更大，每千瓦时可降低4.27分钱。

二是通过输配电价改革，降低电网企业的输配电费用，刚才施司长介绍，前年输配电价改革在深圳破冰，去年在蒙西起步，同时又在安徽、湖北、宁夏、云南、贵州扩围，降低了输配电费用80亿。

今年按照总体安排和部署，又推出了12个省级电网输配电价改革试点，试点范围已扩大至全国18个省级电网。在这次输配电价改革过程中，要统筹处理好核减电网企业的历史成本，保障未来的投资增长，以及预测电量增长幅度之间的关系，科学合理地核定输配电价的水平。

现在正在进行12个省级电网和一个区域电网的输配电价交叉成本监审。这方面减掉的不相关的资产和不合理的费用，全部用于降低终端的销售电价。

三是通过推动电力交易市场的直接交易。

现在各个省基本都成立了电力交易市场，通过电力交易市场，我们会同有关部门把电力交易市场的规则不断完善，规模不断提高，使电力市场交易的价格能够充分反映电力市场的供求状况，目前供大于求的情况下，会有一定幅度的电力交易价格下降。

另外，我们指导北京和广州电力中心，把跨省、跨区的直接交易输送组织好，将西部地区“弃水、弃电、弃光”的电能以较低的价格送到东部负荷中心，这样的话东部地区可以用上比较便宜的低价电，而西部又支持了可再生能源的发展。

从电代煤推行之初，电价争议便已四起。电价，究竟如何成了影响电代煤“C位出道”的制约？

“其实，我们一直在探索降低电取暖成本的措施，现已推动14省市出台峰谷分时电价、7省市出台电价补贴、4省市明确了配套电网补贴政策。但即便如此，‘煤改电’项目仍普遍存在电价倒挂的现象。”国家电网有限公司营销部副主任徐阿元指出。由于交叉补贴严重，价格难以合理反映成本，这与降低一半工商业用电成本的要求也存在矛盾。

同时，电网企业也面临压力。“无论前期配套电网建设，还是后期运维、服务，电网都承担着不小成本。仅增容扩建，户均改造成本就在2万-2.5万元，工程密集、规模大。再如，配套设施因大多仅在冬天使用，难以有效收回投资，长期持续投入将给企业经营带来困难。”徐阿元称。

这样一来，电价到底能不能降？“企业不会做赔本买卖，首先有利才有可能让利。不可否认，电价是影响电采暖的重要因素，现行电价仍以政策导向为主，并未根据市场形成定价机制，的确不够灵活，调节能力不足。我认为还要从提升资产利用效率入手，让企业有利可图，进而才可能有降价意愿。”中国电力科学研究院用电与能效研究所副所长郭炳庆称。

那么，降价有案例吗？河北省发改委电力办公室主任张宝利介绍，张家口地区电代煤项目中，执行电价已降至0.15元/千瓦时，加上其他费用，企业实际缴费约0.17元/千瓦时。“得益于优质风光资源，及政府补贴、市场化运行等配合，输配电价直接降低一半。这是国家给张家口特批的政策。”

但也不是没有隐患，徐阿元提醒：“一些市场化的清洁取暖交易，是基于当前弃风弃光突出的情况。未来清洁能源消纳矛盾缓解，或取消新能源补贴后，低价电资源难以为继。”

市场化机制成破题关键

创新清洁取暖模式、鼓励社会资本参与——《规划》对此明确支持。一边是政策鼓励进入，一边是迟迟未有定论的电价之争，社会资本如何能更“放心”？

在郭炳庆看来，电价虽是影响企业经营的关键之一，但绝非唯一。“即便电价成本相同，不同企业的运行仍有差异。根据热效率、热损耗等运行状态的不同，企业成本可能相差一倍以上。“假设每度电成本0.3元，制热能效比（即COP）为1时，一份电产生一份热。当COP达到3，一份热的成本相当于降至1/3。重要是选取什么样的电采暖方案，否则无论拿到多优惠电价，企业都有可能亏损。”

与此同时，郭炳庆也向企业拿出一颗“定心丸”。“《规划》提出‘创新优化取暖用电价格机制’，实际已经为降本指明方向。一是通过直接交易，优化电力调度机制，调剂余缺；二是建设蓄热式电锅炉等具有调峰功能的设施，提供电力系统辅助服务，削峰填谷。”

市场化定价机制，得到了徐阿元的认同。“此前我们主动组织电代煤用户，打捆参与电力直接交易，建立长期稳定且价格较低的供用电关系。由此共完成交易电量10亿千瓦时，降低用户成本约3150万元。”

类似方式还在张家口得到实践。通过“政府+电网+发电企业+用户”四方机制，将保障小时数以外的增发电量全部用于供暖，上网电价便可依据市场形成。“促进跨省跨区电力交易、探索市场化竞价采购机制、鼓励可再生能源就近直接消纳等，都有助于降低采暖成本，也是对地方财政压力的缓解。”张宝利表示。

对此，刘国斌有着自己的看法。“北京去年将谷电时段延长1小时，仅这个小小举措，一个采暖季我们便减少100多万元电费支出。我认为，目前还需制定统一规范的电价及收费政策，用政策推动社会资本积极参与。这总比靠钱补贴来得好。”

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