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楊世興在《降低工業企業用電成本調研后的思考》中指出，企業用電成本是消耗電能所付出的各類固定成本和變動成本的總和，包括設備投入、設備折舊、設備運維費用、用電費用、功率因數考核和其他費用等。單位用電成本的高低，除了和電價水平有關，還與電力設備的配置、利用率，生產用電方式，能源管理效率等有重要關系，并指出電價和單位用電成本兩者不能劃等號。根據2018年3月重慶市能源局開展的“降低工業園區企業用電成本”調研，工業園區148家企業的用電成本在0.7~4.5元/千瓦時左右。
沈賢義、彭立斌在《降低企業電力成本可行性措施》中將電力成本分為三類：一是完全來自于公共電力基礎設施的成本（主要包括：基本電費、電度電費）；二是企業獲得電力成本（主要包括企業在電力固定資產上的相關成本與費用）；三是企業使用電力的成本包括運行維護相關成本和財務成本等。文章從發電、電網、政府、管理、金融等方面提出降低企業電力成本的措施。
總結以上專家觀點，根據成本性質和形式，筆者認為可以將企業電力成本進一步分為三類：
（1）第一類電力成本：用戶電費（向電網公司繳納的電費）
這部分電力成本是用戶在一個結算周期內在電費發票或結算單上直接體現的電費支出，是用戶與相關電網公司按照確定的結算方式和價格，根據用戶電壓等級、負荷大小、用電量等因素所支付的電費。
1）電價構成
圖1給出了銷售電價的構成及成本傳導。銷售電價是電網企業向用戶銷售電能的價格，其組成如下：
銷售電價=購電電價+輸配電價+政府性基金及附加
其中，購電電價是發電企業向電網企業或大用戶提供上網電量時的結算電價，又稱上網電價、電網購入電價。
輸配電價是電網企業在其經營范圍內為用戶提供輸配電服務的價格（增量配電網用戶的輸配電價由省級電網輸配電價和增量配電網配電價組成）。當用戶最大用電需求量或受電變壓器容量超過一定限值時，其輸配電價采用兩部制電價（基本電價和電量電價），否則，采用一部制電價（電量電價）。輸配電價是電網企業投資主要的回收途徑，一般含有線損和交叉補貼。
政府性基金及附加是向全體電力用戶分攤和電力行業發展相關外部成本。
圖1 銷售電價構成及成本傳導關系
2）線損的影響輸配電損耗，是在電網傳輸電能過程中的電能量損失，可以理解為電網購銷兩端電量差，通常在輸配電價表中體現為線損率。線損是有成本的，要由用戶分攤。通常配電網中的電能損耗占系統總損耗的70%。造成線損的原因既與輸配電設備、電網拓撲結構、運行方式等有關，又與管理有關（如電能表綜合誤差、抄表不同時、帶電設備絕緣不良、竊電等）。
供電量=用戶有效用電量/（1-線損率）
用戶有效用電量是由用戶端用電設備決定的，用戶電費結算是按照包含線損的供電量繳費。由公式可見，線損率高，用戶承擔的“無效能”電量，即線損電量越高，用戶的電費支出越高，電費負擔越重。
輸配電價定價時，通常會結合往年的情況，按照某一個定值（即定價線損率）考慮線損的影響。各地的定價線損率差異較大。圖2給出除西藏外各地定價線損率（數據來源：各地物價管理部門截至2019年7月的電價表，未查到浙江、黑龍江的定價線損率，陜西定價線損率采用的國網陜西營業區數據）、2018年實際線損率（數據來源：國家能源局，《2018年度全國電力價格情況監管通報》）和兩者之間的比較（計算公式=2018年線損率/定價線損率-1）。
定價線損率中，河南、湖南、蒙東最高，超過8%；青海、寧夏最低，低于4%。按照1000億千瓦時的用電量計算，河南與寧夏定價線損率折算的線損電量相差40億千瓦時，對用戶而言是一筆龐大的“低效”支出。
從2018年實際情況看，除了貴州與河北北部，其他地方實際線損率均低于定價線損率，占比94%，其中，寧夏、蒙西、蒙東、新疆、福建、深圳、上海、廣東降低幅度超過20%，占比26%；降低幅度超過10%的地方占比52%。說明絕大部分地方定價線損率偏高，還有較大的降低空間。根據筆者調研的情況，配電網的線損管理一直是電網企業的重要工作和難點工作，有很大的改進和提升空間。同時，由于大量的用戶側配電資產長期游離于電力管理體制之外，也是造成線損大的重要原因。
表1 各地定價線損率、2018年實際線損率情況（%）
3）基金和附加、交叉補貼，客觀的說，在2018、2019年兩輪的降低一般工商業電價任務中，政府性基金和附加從最初度電平均7分錢左右降到現在的4.4分錢左右，有效保障了降電價任務的完成，充分體現了以人民為中心、讓利于民、讓利于企的施政導向。
交叉補貼包括三類：工商業用戶對居民和農業用戶的補貼、高電壓等價用戶對低電壓等級用戶的補貼以、發達地區用戶對欠發達地區用戶的補貼。各地現在需要通過厘清交叉補貼規模及具體構成，由暗補轉為明補等方式，予以澄清和解決。例如，山東規定自備電廠企業繳納的政策性交叉補貼標準為每千瓦時0.1016元（含稅）、吉林市0.15元。如按照此標準推測，對實體企業而言，交叉補貼占電價比例非常大，應該予以重視。
4）電費構成費
是由價與量決定的。對于企業用戶而言，其電費主要與電價、用電量、電壓等級、負荷大小或變壓器容量相關。圖2給出了月結電費用戶的電費構成。用戶的實際電費還與其功率因數、高可靠性要求等有關。
圖2 用戶電費構成
電價方面，電度電價、基本電價、分時電價等諸多價格政策都會影響企業的電費支出。電源側，購電電價與購電量決定了購電費；電網側，電度電價和電量決定電度電費，基本電價與電壓等級、負荷大小或變壓器容量決定基本電費。
電度電費和購電費均與用電量緊密相關，可以采取節能提效，減少企業不必要的電能消耗，減少線損，開展需求側響應、提高源網荷協同性、減少負荷高峰時段用電等措施，減少“低效”或“無效”用電量，降低電費支出。在基本電費方面，用戶可以通過優化用戶負荷特性，合理選取按照最大需量或變壓器容量的靈活繳費模式，提高變壓器利用率等措施，降低基本電費支出。
（2）第二類電力成本：電力工程相關成本
主要涉及企業在配電資產上的投資及相關成本和費用。通常，此部分成本費用轉化為用戶側配電工程固定資產，以沉沒資產形態存在，在財務報表中體現為建設期投資，不產生任何經營性價值，長期嚴重擠占了企業原本能用于高價值的經營性資金，對企業的現金流和供應鏈、擴大再生產都有重要影響。
降低用戶電力工程相關成本的方法主要分為兩類：一是電網企業投資界面前移至企業“紅線”內；二是采取金融措施替代企業用戶的高價值經營性資金，措施主要包括用戶側配電資產的融資租賃、售后回租、租賃結合信托或私募基金、供應鏈金融結合融資租賃等。
（3）第三類電力成本：運行維護及相關資金成本
主要涉及用戶運維配電資產時產生的人工成本、材料費、檢修費、財務成本等。此部分成本主要涉及配電資產投產后的運行維護成本、預交電費成本等。這部分成本也占用了企業大量高價值的企業經營資金，影響企業現金流和短期償債能力。
降低企業電力運維及相關資金成本可主要采取以下兩類措施：一是開展采取市場化方式，將企業的電力運維和供電保障服務交給專業公司；二是采取金融工具解決預付電費對高價值經營資金的占用。
總之，上述三類電力成本性質不同，對企業經營和投融資能力影響機制不同，因此，降低企業電力成本，需要圍繞三類電力成本從政策、市場、技術、管理和金融等多方面發力，因地制宜，綜合施策。
在參考楊世興、沈賢義等專家提出的降低企業電力成本措施基礎上，結合我國實體經濟發展未來需求，提出以下降低企業電力成本措施矩陣。
表2 降低企業電力成本措施矩陣：
當前，我國很多地方在制度和實施降低企業電力成本政策方面，都能結合自身的資源特點、產業特點、電力市場特點和體制機制特點，提出了很多很有效的措施，特別是對于第一類電力成本效果明顯。
提出以下建議：
一是在降低第一類電力成本（電費支出）方面，除了繼續重視對包括折舊費、運行維護費在內的定價成本的監審外，還應該重視推動各地電網企業提高線損管理，促進用戶側配電資產標準化和管理體系規范化建設，降低線損率。同時，盡快制定出臺交叉補貼“明補”機制。
二是在降低第二類、第三類電力成本方面，建議應更加突出市場力量的發揮，重視社會資本作用發揮和金融手段創新，通過產融深度結合，促進企業電力成本降低。
三是鼓勵各地因地制宜，結合本地資源和產業用能情況，發展平價或低價可再生能源發電，優化電源結構，降低用戶電價。
四是鼓勵和倡導采用高效、節能技術和裝備，倒逼降低產業能耗，提高電能使用效率。
五是各地充分發揮電力市場作用，完善市場機制，豐富電力交易產品，圍繞降低交易成本、消除市場力、確保價格穩定。
六是重視利用區塊鏈、大數據等技術，加強發電和電網企業營運成本優化管理，包括提高資產效率、控制燃料成本和儲運、降低線損、降低融資成本等措施，進一步降低電力企業成本，促進電力成本降低。
