不過值得注意的是，電價的下降對于電網、煤電及新能源企業則意味著壓力。業內專家認為，要高度關注近期火電廠破產清算問題，建議做好價格形成機制、電煤中長期合同價格及履約監管、新能源補貼發放等工作。

兩年降低企業用電成本2100億元

今年7月1日起，國家發改委組織實施的第二批降電價措施正式開始執行。“加之4月1日開始執行的第一批降電價措施，兩批措施累計降低企業用電成本，我們統計了一下是846億元，其中降低一般工商業企業用電成本是810億元，全面完成了《政府工作報告》提出的‘一般工商業平均電價再降低10%’的任務要求。”國家發改委政策研究室副主任兼新聞發言人孟瑋此前介紹說。

2019年的政府工作報告提出，以改革推動降低涉企收費。深化電力市場化改革，清理電價附加收費，降低制造業用電成本，一般工商業平均電價再降低10%。這是繼2018年提出“一般工商業電價平均降低10%”之后，政府工作報告再度提出降低企業用電負擔的量化指標。

據廈門大學經濟學院副教授孫傳旺介紹，按照2015年投入產出表計算，電價成本在企業總生產成本中的比重在2.8%。但不同行業差異較大。在采礦業、化工、金屬冶煉等行業，電價占的成本在4%-9%之間。而在一般工商業用戶中，電價所占的成本大多在1.5%以下。在居民消費支出中，電力成本所占的比重在1.3%左右。電價下降總體而言對刺激投資是有利的。

中國電力企業聯合會(下稱“中電聯”)發布的數據顯示，2018年，我國電力企業積極落實降低一般工商業電價要求，全國全年分四批合計降低用戶用電成本1257.9億元，平均每度電降低了7.9分錢，降幅達10.1%。

“企業少交的1257.9億元電費，75%左右是電網企業承擔，25%是政府承擔。”中電聯行業發展與環境資源部副主任薛靜介紹說。

中電聯發布的《中國電力行業年度發展報告2019》，電網企業向用電企業讓利后，2018年利潤總額比上年下降24.3%。而發電企業受上年基數低以及發電量較快增長影響，2018年實現利潤總額2210億元，比上年增長23.8%。

其中，火力發電企業2018年實現利潤323億元，但虧損面仍然高達43.8%;風電、光伏發電和核電利潤增速均超過20%，不過由于風電和光電補貼未能及時到位，企業賬面利潤短期內難以轉化為實際資金流，資金周轉還是存在困難。

電力市場化交易規模暴增釋放紅利

除了降低電價附加收費等直接的措施，國家發改委還鼓勵積極擴大一般工商業用戶參與電力市場化交易的規模，通過市場機制進一步降低用電成本。

來自南方電網廣東公司的統計數據顯示，今年上半年，廣東電力市場規模逐步擴大，廣東電力市場主體突破10000家，總數達10899家。電力市場交易量也快速增加，上半年累計交易電量達1658.2億千瓦時，同比增長25.4%，超過2018年全年交易總電量，節約用戶用電成本約70億元。

能源大區新疆有著類似的情況。上半年新疆市場化交易電量共計556.75億千瓦時，已超過去年全年規模。556.75億千瓦時中，大用戶直接交易電量達446.82億千瓦時，燃煤機組關停替代交易53.18億千瓦時，新能源替代自備電廠交易47.75億千瓦時，電采暖交易9億千瓦時。

據測算，受益于大用戶直接交易，相關企業用電可降低約0.1元/千瓦時。新疆創新性地將新能源和火電打捆進行大用戶直接交易，進一步降低了電價。

廣西也將綠色清潔環保視為能源電力交易“供需對接”的核心，積極拓寬消納清潔能源空間。中國大唐集團有限公司廣西分公司市場部主任鄧海濤介紹：“大唐集團在廣西水電裝機容量917萬千瓦，占全自治區水電裝機容量半壁江山，進入交易平臺后，能夠與企業直接對接，成功解決了水電‘峰谷’困境和‘棄水’難題。”

2019年1-6月，通過市場消納核電超100億千瓦時，消納富余水電31.27億千瓦時，保障了廣西上半年實現“零棄水”。

截至今年上半年，廣西電力交易中心交易規模連續4年翻番，市場化交易電量累計突破1700億千瓦時，年度超過600億千瓦時，創歷史新高;交易頻次逐年倍增，累計組織交易144批次;市場化電量占主電網售電量比例從2016年的14.1%上升到2018年的41.3%，占比排名全國前列。累計為企業用電降低成本超過150億元。

電改全面加速迎新一輪高潮

電力市場化交易規模的暴增是今年來電改全面加速的一個縮影，預計下半年將迎來新一輪高潮，相應紅利也將釋放。

今年6月底，國家發改委《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》，明確經營性電力用戶的發用電計劃原則上全部放開，提高電力交易市場化程度。除居民、農業、重要公用事業和公益性服務等行業電力用戶以及電力生產供應所必需的廠用電和線損之外，其他電力用戶均屬于經營性電力用戶。

作為新一輪電改“放開兩頭”的重要環節，發用電計劃放開改革逐步擴圍，2017年3月提出“逐年減少既有燃煤發電企業計劃電量”，2018年7月提出“全面放開煤炭、鋼鐵、有色、建材四大行業用戶發用電計劃”，如今邁出關鍵一步。

據國金證券研報預計，經營性電力用戶發用電計劃的全面放開，有望在今年帶來2000億至3000億千瓦時市場化交易增量。

與此同時，國家發改委還批復了第四批84個增量配電項目，試點實現向縣域延伸。此外，首批確定的8家電力現貨市場試點已全部啟動模擬試運行，多家電力交易機構股份制改造正在推進。

孫傳旺則認為，電改在目前階段的一個難點在于建設有效的電力現貨市場。另一個難點則在于完善零售市場，在電網企業參與的情況下，很多其他零售企業在現實競爭中并沒有市場優勢，很難存活甚至面臨倒閉。未來的改革方向可以把重點放在售電側與綜合能源服務的綁定與結合，將可以有效打開一條新的市場路徑，也可以降低用戶電價水平。

中電聯建議，在落實2019年一般工商業平均電價再降10%要求基礎上，持續清理規范轉供電環節不合理加價，確保將降電價紅利惠及終端用戶，實現用電企業降本增效。同時，合理核定第二個監管周期輸配電價水平，建立健全保障電網持續發展的輸配電價機制，統籌解決電網投資建設、電價交叉補貼、東西部幫扶等問題，支撐電網健康可持續發展。

面對煤電企業經營困境，中電聯建議加強電煤中長期合同監管確保履約，完善價格條款，明確年度長協定價機制，嚴禁以月度長協、外購長協等捆綁年度長協變相漲價;保持進口煤政策連續性，引導市場合理預期，控制電煤價格在合理區間，緩解煤電企業經營困境。此外，盡快推進電煤中長協合同含稅基準價調整及價格區間，協調煤炭生產企業相應調整電煤價格，推動降稅紅利有效傳導至終端用戶。

中電聯還建議，按約定加快可再生能源補貼目錄公布和補貼資金發放，盡快解決巨額拖欠問題，緩解企業經營和資金壓力;開發針對風電、光伏等清潔能源項目的融資品種，將應收補貼款納入流貸支持范圍，解決全行業補貼資金缺口;實施促進可再生能源等清潔能源發展的綠色信貸政策。