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繼2018年進行了降低電價后，今年中國再次下調(diào)一般工商業(yè)電價。作為供給側(cè)改革的一部分，中國政府希望較低的電力成本能刺激宏觀經(jīng)濟。自今年7月起，31個省市自治區(qū)都基本達到了再降電價10%的目標，主要途徑是降低增值稅稅率和輸配電價。中國下半年的的用電量增長可能因此得到支撐，但會蠶食電網(wǎng)公司、儲能項目及分布式光伏項目的利潤空間。

中國一般工商業(yè)銷售電價2019年再降10%的來源途徑測算（按2019年7月生效的電價水平）

政策：2019年3月，國務院總理李克強在作政府工作報告時指出，一般工商業(yè)平均電價將再降低10%。本輪降價是2018年電價下調(diào)以來的第二次降價。（2018年電價下調(diào)的詳細信息，請見BNEF上一年度的相關報告。）

電價：2019年7月1日起，全國一般工商業(yè)平均電價（按各省用電量計算的加權平均值）為611元/兆瓦時（MWh），較2017年的754元/MWh降幅已達20%。

增值稅：電力行業(yè)增值稅稅率由16%調(diào)整為13%。此外，各省省級電網(wǎng)企業(yè)及相關水電、核電的含稅輸配電價水平亦有所降低。按照發(fā)改委的統(tǒng)一規(guī)定，稅率下調(diào)所創(chuàng)造的空間全部用于為一般工商業(yè)降電價。

適用用戶：下調(diào)電價僅適用于仍從電網(wǎng)公司購買“非市場”電力的一般工商業(yè)用戶。政府實際上大力鼓勵一般工商業(yè)用戶參與電力市場化交易，一般是通過售電企業(yè)簽署購電協(xié)議（通常讓利空間更大）。（有關中國電力市場改革的更多信息，請參閱BNEF此前發(fā)布的《2019下半年中國市場展望》報告。）

如果不只考慮一般工商業(yè)用戶，當前全國用戶的平均零售電價為584元/MWh（86美元/MWh），比2018年低6％，顯著低于周邊國家：韓國約104美元/MWh、日本約146美元/MWh。

發(fā)電企業(yè)：盡管主要降價途徑并非來自發(fā)電企業(yè)，但在某些情況下，地方政府仍會考慮降低燃煤電廠的上網(wǎng)電價。例如，浙江省今年將燃煤機組標桿上網(wǎng)電價下調(diào)了2％（或10.70元/兆瓦時），至405元/兆瓦時（60美元/兆瓦時）。

標桿電價改革：中國計劃建立“基準電價+浮動”的價格形成機制，在今年底之前出臺具體政策，取代已有逾十年歷史的固定標桿上網(wǎng)電價。新的基準電價預計會根據(jù)給定的公式，在一定百分比內(nèi)浮動（初期最多上浮10%、下浮15%）。截至2019年8月，官方尚未發(fā)布公式細節(jié)。標桿電價改革可能將從根本上改變各地電價的形成機制，也將影響電力市場化交易的結果。

電網(wǎng)企業(yè)：電價下調(diào)后，電網(wǎng)企業(yè)的利潤空間將進一步受壓。今年輸配電價下降了約15元/兆瓦時，比去年降約10元/兆瓦時的幅度更大。中國自2015年開始輸配電價改革。因此，這兩年輸配電價削減實際上是額外的壓力，對電網(wǎng)企業(yè)的影響值得關注。

儲能項目影響：由于峰谷價差縮小，本輪電價下調(diào)可能會讓尋求套利的儲能項目退避三舍。BNEF測算發(fā)現(xiàn)，在實行峰谷價差制度的19省中，今年只有3個省的峰谷價差維持原狀，其余16省的峰谷價差均有所收縮。因此，對于以能量時移為主要應用場景的儲能項目，中國市場仍處于起步階段。

分布式光伏影響：分布式光伏項目受到的影響預計仍在可控范圍內(nèi)。分布式項目的電價通常比零售電價存在一定幅度的折讓，因此降電價后它們的收入也可能降低。但是，由于光伏項目本身利潤較高，或許能緩沖電價下調(diào)帶來的震蕩。對于新項目而言，光伏項目的前期投入持續(xù)降低應能抵消電價下調(diào)損失的部分利潤。開發(fā)商也可以在購電協(xié)議中提供折扣，當前市場的折扣率通常在10%到15%之間。

一組數(shù)據(jù)

10%

第二輪降電價幅度，自2019年7月起生效

16% ->13%

中國電網(wǎng)企業(yè)增值稅稅率的調(diào)整

$86/MWh

降電價后的全國平均零售電價