本次電價調整雖然整體額度相同，但具體到不同地區，實際降低的類項卻有明顯差異。由于調整模式不同以及計算基數降低，峰谷價差在一定程度上縮小。

全國各省區最大峰谷價差可見下圖所示。北京、江蘇、上海、廣東、重慶價差幅度排名前五。

電價調整政策后，對比北京地區和河北南部電網的峰谷分時電價表不難發現，北京峰平谷時段均下調0.0175元/千瓦時，最大峰谷價差不變，而河北南網平段電價下降，峰谷差相較原來縮小。

再以廣東省珠三角五市執行的峰谷分時目錄電價為例，據粵發改價格【2018】306號文與粵發改價格【2018】390號文中，其中一般工商業不滿1kV峰谷分時目錄電價的峰谷價差分別為0.923元/kWh和0.8574元/kWh，峰谷價差降低了6.56%。

圖一 各省市最大峰谷價差

數據來源：各省區發改物價部門，統計時間截至2018年8月31日

受到上述峰谷價差降低的影響，對不同用電特性的用戶電費以及以峰谷價差為主要盈利模式的戶用儲能收益將會產生明顯影響。單純依賴峰谷價差的商業模式在現階段風險較大。

“10%影響”之二：降低一般工商業用戶參與市場化交易的意愿

本輪一般工商業電價調整沒有解決部分地區輸配電價偏高，參與市場化交易價格會與目錄電價“倒掛”，以及峰谷價差縮小的問題。

大部分省份輸配電價降幅采用與銷售電價聯動的方式，對于市場化交易并沒有產生較大的影響。

但是部分省份輸配電價核定較高，本次價格調整并沒有改變這一現狀。

以遼寧為例，1-10千伏一般工商業用戶執行輸配電價為0.3647元/千瓦時，而電網價差收入=調整后目錄電價-上網標桿價-政府基金及附加=0.3289元/千瓦時。這意味著如果遼寧10千伏一般工商業用戶參加市場化交易，在發電側讓利空間低于0.0358分/千瓦時的情況下，其用電價格將高于目錄電價。

2018年7月2日，國家發改委發布了《關于創新和完善促進綠色發展價格機制的意見》，明確支持省級價格主管部門可在銷售電價總水平不變的前提下，建立峰谷電價動態調整機制，進一步擴大銷售側峰谷電價執行范圍，合理確定并動態調整峰谷時段，擴大高峰、低谷電價價差和浮動幅度，引導用戶錯峰用電。

但是本次一般工商業電價調整并沒有配合出臺相關的聯動機制以解決市場化交易中出現的峰谷價差縮小的情況。

以北京地區為例，如果一般工商業用戶按照2018年北京市電力市場交易規則執行參與市場化交易(注：2018年北京市一般工商業用戶暫不參與市場化交易)，峰谷價差將下降約50%；而重慶地區最大峰谷價差可觀，但根據市場化交易規則，一旦進入市場，便不再執行峰谷電價。

跨省區電力直接交易也是降低一般工商業電價的措施之一，而原有送電省電廠與受電省用戶的“點對點”直接交易試點只能將紅利傳導至部分重點扶持領域的高效節能用戶，難以實現全部工商業用戶電價下降的目標，因此為實現降低10%的目標很可能將目前推行的“點對點”交易收縮“回歸”為改革前的網間交易，價格傳導機制恐難以理順。

同時對比降幅。以深圳為例，兩輪降電價政策之后，一般工商業電價度電下降了7.79分，但以廣東省9月月度競價交易的度電降價幅度是4.2分，即使統籌考慮年度協商的讓利幅度，市場化交易在用戶眼中的吸引力仍然不敵行政性降價。用戶對電力行業普遍存在誤解，以為利潤空間極大，一下子可以“擠”出7分錢，市場化交易能否降更多？這對接下來一年的市場化交易恐產生更大壓力。

此外，部分用戶，尤其是跨國外資企業普遍把中長期電能采購作為企業采購計劃中的一項重要內容。源于國外電力市場建設的相對完善，此類用戶更傾向于與發電集團或售電公司締結長達3-5年的中長期電能采購協議，以此鎖定電價預期，具有很強的計劃性，以便安排其業務發展投入。但目前國內電力市場仍處于初步的建設階段，電價政策不斷變化，參與市場的利弊平衡，對此類用戶產生了較大的決策成本。

（本文基于2018年9月9日eo圓桌討論內容整理而成）