为有效应对当前经济下行压力、增强经济可持续发展能力，迫切需要降低实体经济企业成本。2019年3月26日国务院常务会议上，李克强总理确定2019年优化营商环境重点工作在于更大激发市场活力。其中专门提出了要进一步降低获得电力成本。随着产业结构的调整，实体经济企业成本中电力成本通常占有较高的比重。因此，降低企业电力成本，在当前时期具有重要意义。
（来源：微信公众号“中国电力企业管理” ID：zgdlqygl 作者：沈贤义 彭立斌）
企业电力成本的组成
电费
电费由以下部分成本构成：发电、输电、配电、售电及政府性基金及附加。在形式上，电费通常由以下部分组成：电度电费、基本电费、力调电费、高可靠电费等。
获得电力成本
主要包括永久性电力设施建筑征地成本或者长期性电力设施建筑租赁成本；电网接入点到用户红线接入架空线路或电缆及管廊建设成本；用户红线内电力设备购置，土建，安装，调试成本；用户红线内电力线路或电缆及管廊建设成本；接入电力工程及用户电力配电网可研及设计成本；高可靠性电力接入工程成本；其他接入电力成本（比如时间成本，验收费用等）；各种税收成本（比如建筑工程税等）。
使用电力成本
主要包括用户配电网资产投资折旧；用户端配电网运维成本（含人工费）；用户端配电网损耗成本；用户端配电网检修试验成本；用户配电网投资财务成本；用户向电网公司预交电费的财务成本；其他使用电力成本（比如力调电费等）；各种税收成本（比如土地使用税等）。
基于以上企业电力实际成本的情况，笔者提出了降低企业电力成本的可行性探讨措施。
通过发电、电网和政府可以降低的企业电力成本
直接降低上网电价和销售电价
在统购统销电价体系中，对发电企业的上网电价和对用户的销售电价都是政府核定的。由于政府直接干预电价弊端较多，因此近年来有关部门出台的降电价政策都充分尊重了现有的电价形成机制。以2018年和2019年连续两年“降低一般工商业电价10%”的政策为例，从表面看，这是政府直接干预销售电价，但实际上，国家发改委和各地推出的系列措施主要是降低增值税、降低政府性基金、降低固定资产投资的转资率、延长固定资产的定价折旧年限、扩大跨省跨区交易等，基本上没有突破现有电价形成机制。另外一个例子是降低企业的基本电费，国家发改委提出的措施并不是直接干预基本电价，而是完善两部制电价的执行方式，如2016年提出的放宽基本电价计费方式变更周期限制、放宽减容（暂停）期限等，以及2018年提出的可按照实际最大需量缴纳基本电费（突破40%的限制）等。
此外，近年来有关部门和部分地区出台的一些降电价的政策充分考虑了发挥市场的作用，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，在稳定和降低销售电价方面取得了良好的效果。
需要指出的是，现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。
通过市场交易降低电能价格
电能价格是电价中最主要的构成要素。
电能价格应由市场交易中形成。降低电能价格应该通过市场竞争实现。9号文将“放开两头”确定为本轮电力体制改革的方向之一，要求通过在发电侧和售电侧开展有效竞争，有效发现电能价格。随后各地开展的电力市场化交易的确在不同程度上实现了电能价格的降低。
随着发用电计划的逐步放开，通过市场交易获得的用电量在全部用电量中的占比当前已达30%，预计2020年会接近50%。由于进一步提升市场交易电量占比需要电力现货市场的支撑，我国在八个典型省区开展了电力现货市场的试点，目前这些试点均已启动试运行。
尽管电力现货市场中电能价格波动幅度较大，在某些特殊情况下市场交易中形成的电能价格还可能会上涨，但这种正常的价格变动正好为相关投资提供了经济信号，从而可以长期实现电能价格的降低。
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，作为电网企业内部机构之一的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。
此外，省间壁垒造成了严重的电力资源浪费，影响了电能价格的进一步降低。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的优化配置。
另一方面，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，目前已经启动了26个试点项目，但“过网费”等问题仍亟待解决。
降低输配电价
输配电价是电价中另一项主要构成要素。
鉴于输配电业务的特殊性，输配电价不适宜由市场形成。输配电业务应由政府授权垄断经营，并由监管机构监管其经营、核定其输配电价。9号文确定的本轮电力体制改革的另一个方向是“管住中间”，输配电价就是该方向的关键。
随着《输配电定价成本监审办法》、《省级电网输配电价定价办法（试行）》、《区域电网输电价格定价办法（试行）》、《跨省跨区专项工程输电价格定价办法（试行）》和《关于制定地方电网和增量配电网配电价格的指导意见》的印发和推行，我国已经形成了一套相对完整的输配电价管理体系，输配电价也有所降低。
我国当前采用的是“准许成本加合理收益”的机制核定输配电价，严格控制电网企业的准许成本就成为降低输配电价的关键。为了进一步降低输配电价，最近修订发布的《输配电定价成本监审办法》在准许成本控制方面提出了许多有力措施，如隔离竞争性业务和管制性业务、严格监管关联业务等。通过将竞争性业务面向市场放开，这些措施将有助于充分发挥市场的力量，鼓励创新，提升效率，从而降低输配电成本。
和发达国家相比，我国的输配电业务的效率明显偏低，输配电价尚有较大下降空间。为进一步降低输配电价，建议进一步深化“管住中间”这项工作，将输电和配电业务分开监管，将输电价格和配电价格分开核定，采用更有激励性的监管方式，在配电业务的准入和退出方面开展竞争等。
降低政府性基金及附加
政府性基金及附加实质上是一种附着在电价上、向电力用户征收的税。本轮电改以来，特别是近期，相关部门出台了多项政策来降低政府性基金及附加：取消了城市公用事业附加，多次降低了重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金，部分省区降低或者取消了地方水库移民后期扶持基金。
现行的政府性基金及附加中，可再生能源发展基金是最主要的项目。随着可再生能源的平价上网以及补贴的退坡，建议逐步降低、直至取消电价中的政府性基金及附加。
降低交叉补贴
我国的电价中大致存在三类交叉补贴：发达地区用户对欠发达地区用户的补贴；高电压等级用户对低电压等级用户的补贴；大工业和一般工商业用户对居民和农业用户的补贴。
也就是说，交叉补贴导致发达地区、高电压等级、工商业用户承担了更高的电价，来补贴其他用户。
交叉补贴扭曲了电价，且缺乏经济效率。因此，需要逐步减少交叉补贴，降低部分用户的不合理负担。
2018年和2019年两年降低一般工商业电价的一系列措施，把本应用于降低全部用电类别电价的空间专门用于降低一般工商业电价，实际效果是大幅度降低了上述第三类交叉补贴。
现存的交叉补贴中最急需降低的是上述第二类交叉补贴，即电压等级间的交叉补贴。当前许多看起来不相关的问题，如增量配电业务电价空间不足、转供电现象严重、用户配电资产无偿移交给电网企业等，其共同根源正是电压等级间的交叉补贴。2019年是大部分地区2017～2019监管周期的最后一年，建议各地价格主管部门在核定新的监管周期输配电价时，逐步减少电压等级间的交叉补贴。
电网和用户共同降低的企业获得电力成本
“获得电力”是世界银行集团用来评价各国营商环境的指标之一，包括接电流程的项数、需要的天数、接电成本、供电可靠率等分项指标。其中的接电成本（即“获得电力成本”）指的是用户办理接电（“业扩”）需要向电网企业缴纳的费用。
我国降低获得电力成本的政策沿革
自1984年起，我国的用户接电均需额外缴纳“贴费”来支持国家配电网的建设和改造。即便是用户自建外部供电工程，仍然需要缴纳“贴费”。
2002年我国取消了贴费，但中高压用户仍然需要自行建设外部供电工程。部分地方则是由电网企业统一建设，并按定额标准向用户收取费用。
对于低压用户，由于容量限制严格，大量用户不得不投资建设专用变电设施。
从2015年开始，随着本轮电力体制改革的推进，部分地方的电网企业开始将投资界面延伸到用户规划用电的红线，用户的接电成本开始显著降低。
2018年以来，部分发达地区的电网企业将投资界面推到了用户红线内，中压用户不再需要自行建设变电站或者环网柜（仅需提供场地），接电成本降到了0。
此外，在我国大部分地方，低压用户的容量上限已经从50千伏安上升到了100千伏安，部分发达地区已到160千伏安，粤港澳大湾区甚至到了200千伏安。容量上限的提升意味着更多的低压用户不再需要投资建设和运维自有的10千伏变电设施，接电成本也降到了0。
获得电力成本为0的合理性
电网企业是资产密集型的企业，电网建设和运维需要投入大量的资金。电网企业需要向电力用户收取接电费来回收部分电网投资，这也是国际上通行的做法。
诚然，在当前的宏观经济背景下，对中低压工商业用户推行免费接电有助于快速改善营商环境，具有现实的积极意义。但由于电网是管制性业务，对电力用户接电免收费用，相关成本都会计入电网企业的输配电成本，最终由全体电力用户共同分摊，最终不利于电力成本的降低。建议各地方在制定相关政策时，充分认识到电网接入工程实际上是竞争性业务，应向市场放开，利用市场竞争来降低接电成本。
我国在获得电力成本方面存在的问题及应对建议
在我国的大部分地区，中高压电力用户仍然需要自建接电工程（含外部供电工程和受电设施）。如果监管到位，这些建设工作完全可以市场化。然而，由于接入最终需要电网企业的审批，“三指定”（电网企业直接、间接或变相指定设计、施工和设备材料供应商）现象频出。
此外，部分用户自建的配电资产还需要无偿移交给电网企业，以换取加快接电流程、减少进一步的运维成本。
上述这些问题都显著增加了企业的负担。建议国家和各地方相关部门加强对“三指定”的监管和治理，将企业接电工程交给市场。
通过专业管理可以降低的企业使用电力成本
在企业的电力成本中，有相当大的一部分是和自身相关的成本，特别是对于自建受电设施和内部配电设施的工商业企业。
典型的用户侧成本
部分企业自己建设接电工程及内部配电设施。这些配电资产会占用大量资金，而且还会给企业带来长期的运维负担。
部分企业建设的配电容量远远超过其实际用电需求（特别是在项目初期），不仅造成投资浪费，也会带来基本电费过高的问题。
大量企业对用电时间和用电方式缺乏规划和管理，形成过高的最大需量，从而导致高额的基本电费支出。
部分企业的配电资产比较老旧，或者与用户的用电容量不匹配，造成过高的电能损耗。
部分企业的用电方式比较粗放，电能浪费严重。
以专业服务降低用户侧成本
通过对用户侧的各项资源进行重组和优化，可以显著降低企业的用电成本。第三方商业机构在这方面的专业服务可以带来显著的价值：
第三方配电资产管理公司代建新的配电资产、代维相关设施，能充分发挥专业公司在配电网建设、容量和需量管理、无功治理、监控和运维等方面的专业能力，有效降低投资、运维成本和电能损耗。
第三方配电资产管理公司管理众多用户的配电设施，具备明显的规模优势和协同优势，能在更大范围内优化用户的配电设施，在更大范围内实现配电设施的调配和共享，以及在更大范围内实现运维团队的共享，进一步降低用户的用能成本。
借助其能效大数据积累，第三方配电资产管理公司可以为用户开展用能分析，协助用户合理用电、智能用电；还可以通过配备光伏发电、储能、冷热电联供等设施，为用户提供综合能源服务，优化用户的能源消耗。
第三方配电资产管理公司的资金成本会低于一般用户的融资成本，能为用户提供配电资产盘活、电费垫付等能源金融服务，减少用户的资金占用；通过和拥有支付牌照的合作伙伴合作，配电资产管理公司还能盘活用户在电网企业预存的电费，给用户带来额外收益。
第三方配电资产管理公司还可以打捆代理全部用户的用电需求，在电力市场交易中获得更优惠的电能价格；在部分地区，第三方配电资产管理公司还可以作为负荷集成商，参与需求响应和提供辅助服务，给用户带来更多的额外收益。
支持用户侧第三方服务的政策建议
为了鼓励社会资本参与到用户侧管理，降低企业用电成本，建议各地方出台相关的支持政策：
电网企业支持第三方商业机构开展用户侧配电资产管理业务，必要时配合做好用电业务过户等手续办理；支持第三方商业机构通过发行专项债券融资；允许第三方商业机构提供转供电服务，并通过用电服务协议等方式回收合理的成本。
能源金融可以降低的企业电力投资成本
在企业获得电力和使用电力成本中，很多企业对电力投资的资金成本都忽略不计。而对于制造业企业，这类资金成本带来的财务费用其实非常可观，为此笔者提出用以下金融工具来降低企业自有资金投资比例，以大大提升企业资金的使用效率。
获得电力成本中的能源金融工具
融资租赁。在获得电力成本中，电力设备购置、土建、安装的投入资金十分巨大，传统投入模式都是企业全资投入，使得企业资金压力繁重。采取融资租赁方式，可以有效减少企业直接投资，为企业生产产品提供更多的流动资金。
引入其他社会资本投资。一般而言，企业投资电力配套设施都是自主行为，建议可以采取独立分块建设的模式，设计好商业模式，吸引社会资本投资企业配电网建设，有效减轻企业投资负担。
发行配电网建设债券。根据国家发改委文件，园区型用户在建设配电网的时候，可以发行配电网专项建设债券，通过向社会募资解决配电网建设的前期资金。
股市融资。对于上市公司，可以将配电网项目包装成独立的有经营性现金流的资本包，通过定增或者其他名义进行股市融资，以获得更低成本的投资资金。
使用电力成本中的能源金融工具
对于企业使用电力成本，由于具有周转快、使用频繁、相对固定的特点，为不占用企业生产性资金，建议采取以下金融工具降低自有资金使用成本：
银行流动资金贷款。考虑到目前预付电费情况普遍，为有效降低自有资金支出和占用带来的浪费，可以向银行申请流动资金贷款，以企业配售电业务的现金流作为参考标的，减少企业资金的直接支出。
互联网金融服务。目前有很多互联网金融公司为预付电费和短期电费缴付开拓了创新业务，在企业支付一定财务费用的情况下，为企业提供能源金融服务。
融资租赁。对于用户侧存量配电资产，企业可以利用包装成经营性资产的配电设施，开展售后回租业务，减少企业资金占用，提高资金使用效率。
小额贷款服务。利用小额贷款服务，加快企业能源成本资金的周转速度，减少生产性资金的压力。
原标题:降低企业电力成本的可行性措施
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