降電價政策繼續(xù)強勢襲來！但是在用戶側(cè)喜迎電價下降的時候，發(fā)電側(cè)似乎正面臨著更加嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。
15日國家發(fā)改委出臺了《關(guān)于降低一般工商業(yè)電價的通知》)第二批四項降電價措施，并將于7月1日起實施。
《通知》對增值稅稅率、重大水利工程建設(shè)基金、跨省區(qū)輸電、市場化交易等方面進行了進一步的規(guī)范，保障了一系列政策用于降低一般工商業(yè)電價。
國家發(fā)改委要求，各省)價格主管部門要抓緊研究提出利用上述降價空間相應(yīng)降低當(dāng)?shù)匾话愎ど虡I(yè)電價的具體方案，按照程序于7月1日正式實施。
措施一：國家重大水利工程建設(shè)基金減半，重大水利工程建設(shè)基金征收標(biāo)準(zhǔn)降低50%。
該措施針對的是電價結(jié)構(gòu)中的政府性基金這一環(huán)節(jié)。今年 4月，國務(wù)院常務(wù)會上決定 7 月 1 日起國家重大水利工程建設(shè)基金再減半。經(jīng)歷了2017、2018 年兩輪下降25%，2019重大水利工程建設(shè)基金征收標(biāo)準(zhǔn)=2009 版本(1-25%)X(1-25%)X(1-50%)。以征收標(biāo)準(zhǔn)最高的江蘇為例，將由 2018年 7 月 1 日的 8.39厘/度降低至約 4.19 厘/度。我們以 2019 年 5%的用電增速測算，該項措施可為全國下游用電支出減負約 76 億元。
（表1.重大水利工程建設(shè)基金征收標(biāo)準(zhǔn)。數(shù)據(jù)來源：國家發(fā)改委、財政部）
措施二：增值稅率和電網(wǎng)固定資產(chǎn)平均折舊率降低
該政策將直接降低跨省跨區(qū)專項工程輸電價格。以哈鄭直流為例，其原執(zhí)行的輸電價格為65.8元/千千瓦時，重新核定后的價格為61.3元/千千瓦時，降價額度為4.53元/千千瓦時，送電省、受電省各分享降價額度2.27元/千千瓦時。
跨省跨區(qū)專項工程輸電價格平均下降3.55厘/度，降幅約6.9%。2018年我國跨省、跨區(qū)送電量分別為 12936 億千瓦時和 4807 億千萬，合計約 17743 億千瓦時。今年一季度跨省、跨區(qū)送電規(guī)模分別同比增長 10.15%和 8.38%。以一季度增速估算全年增速，測算該項措施可為下游減負約34億元。
輸配電價方面適當(dāng)延長電網(wǎng)企業(yè)固定資產(chǎn)折舊年限，將電網(wǎng)企業(yè)固定資產(chǎn)平均折舊率降低 0.5 個百分點。針對的是輸配電價環(huán)節(jié)，重新核定專項工程輸電價格降價形成的降價空間在送電省、受電省之間按照 1︰1 比例分配，與送電省沒有任何物理連接的點對網(wǎng)工程降價形成的降價空間由受電省使用。
跨省跨區(qū)專項工程輸電價格
單位：元/千千瓦時、每千瓦每年
（表2.跨省跨區(qū)專項工程輸電價格。數(shù)據(jù)來源享能匯整理）
措施三：水電、核電（除三代機組）非市場電部分增值稅稅率調(diào)整讓利。
因增值稅稅率降低到 13%，省內(nèi)水電企業(yè)非市場化交易電量、跨省跨區(qū)外來水電和核電企業(yè)（三代核電機組除外）非市場化交易電量形成的降價空間，全部用于降低一般工商業(yè)電價。
《通知》提出，之前由發(fā)改委發(fā)文明確上網(wǎng)電價的大型水電站和核電站，其上網(wǎng)電價由受電省省級價格主管部門考慮增值稅稅率降低因素測算，報價格司備案后公布執(zhí)行。這即是要降低部分大水電及核電機組的含稅標(biāo)桿上網(wǎng)電價，但只考慮增值稅因素就不會影響到企業(yè)的稅后收入，前期市場對于水電與核電可能會被要求大幅讓利的疑慮暫時可以消除；且降低含稅上網(wǎng)電價后，水電及核電的電價優(yōu)勢將會更加明顯，有利于提高其上網(wǎng)電量的消納。
參考裝機增長，以2019年水電發(fā)電量同比增長3%計算。全國非三代核電機組合計裝機容量約3894萬kW，以 7200h（2018年為7184h） 利用小時數(shù)估算核電發(fā)電量。水電、核電平均上網(wǎng)電價以2017年的0.259元/度和0.4元 /度計。根據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)顯示2018年大型發(fā)電集團水電、核電的市場化率分別為 31.9%、24.8%?？蓽y算此項降價措施可為下游讓利合計約69億元，其中水電約51億元，核電約18億元。
發(fā)電側(cè)繼續(xù)承壓？
隨著2019年國家發(fā)改委啟動第二監(jiān)管周期電網(wǎng)輸配電定價成本監(jiān)審，電價中不合理部分將越來越多的剔除。參考 2016 年我國首輪輸配電成本監(jiān)審共核減不相關(guān)、不合理費用約 1284 億元，平均核減比例 15.1%。第二輪輸配電成本監(jiān)審仍有為終端用電戶降電價的空間。
在電力體制改革的基礎(chǔ)上逐步建立了由上網(wǎng)電價、輸配電價和銷售電價構(gòu)成的三環(huán)節(jié)電價機制，三者相互關(guān)聯(lián)、相互影響。
在建立起有效的電力市場并實現(xiàn)發(fā)電競價上網(wǎng)前，對于電價的管控就成為必須，電價也呈現(xiàn)出極強的政策屬性。
目前，需求側(cè)電價的波動有很大情況會對上游形成傳導(dǎo)效應(yīng)。下游用戶側(cè)降低銷售電價的政策可能向上游發(fā)電側(cè)傳導(dǎo)，導(dǎo)致上網(wǎng)電價降低。隨著電改的推進，電力市場化交易規(guī)模不斷擴大，可能拉低平均上網(wǎng)電價。
另一方面，由于用電側(cè)電價降低，電力需求可能會大幅增長。在煤炭優(yōu)質(zhì)產(chǎn)能的釋放進度目前落后，且環(huán)保限產(chǎn)進一步壓制了煤炭的生產(chǎn)和供應(yīng)的情況下，煤炭生廠商及供應(yīng)商的議價能力大大提高。
電煤價格難以得到有效控制，對于以煤機為主的火電企業(yè)意味著燃料成本會極大地壓縮利潤空間。
國內(nèi)部分地區(qū)的電力供需目前仍處于供大于求的狀態(tài)，用電端價格下降可能影響存量核電機組的電量消納、以及新建核電機組的開工建設(shè)。
