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為有效應對當前經濟下行壓力、增強經濟可持續發展能力，迫切需要降低實體經濟企業成本。2019年3月26日國務院常務會議上，李克強總理確定2019年優化營商環境重點工作在于更大激發市場活力。其中專門提出了要進一步降低獲得電力成本。隨著產業結構的調整，實體經濟企業成本中電力成本通常占有較高的比重。因此，降低企業電力成本，在當前時期具有重要意義。
企業電力成本的組成
電費
電費由以下部分成本構成：發電、輸電、配電、售電及政府性基金及附加。在形式上，電費通常由以下部分組成：電度電費、基本電費、力調電費、高可靠電費等。
獲得電力成本
主要包括永久性電力設施建筑征地成本或者長期性電力設施建筑租賃成本；電網接入點到用戶紅線接入架空線路或電纜及管廊建設成本；用戶紅線內電力設備購置，土建，安裝，調試成本；用戶紅線內電力線路或電纜及管廊建設成本；接入電力工程及用戶電力配電網可研及設計成本；高可靠性電力接入工程成本；其他接入電力成本（比如時間成本，驗收費用等）；各種稅收成本（比如建筑工程稅等）。
使用電力成本
主要包括用戶配電網資產投資折舊；用戶端配電網運維成本（含人工費）；用戶端配電網損耗成本；用戶端配電網檢修試驗成本；用戶配電網投資財務成本；用戶向電網公司預交電費的財務成本；其他使用電力成本（比如力調電費等）；各種稅收成本（比如土地使用稅等）。
基于以上企業電力實際成本的情況，筆者提出了降低企業電力成本的可行性探討措施。
通過發電、電網和政府可以降低的企業電力成本
直接降低上網電價和銷售電價
在統購統銷電價體系中，對發電企業的上網電價和對用戶的銷售電價都是政府核定的。由于政府直接干預電價弊端較多，因此近年來有關部門出臺的降電價政策都充分尊重了現有的電價形成機制。以2018年和2019年連續兩年“降低一般工商業電價10%”的政策為例，從表面看，這是政府直接干預銷售電價，但實際上，國家發改委和各地推出的系列措施主要是降低增值稅、降低政府性基金、降低固定資產投資的轉資率、延長固定資產的定價折舊年限、擴大跨省跨區交易等，基本上沒有突破現有電價形成機制。另外一個例子是降低企業的基本電費，國家發改委提出的措施并不是直接干預基本電價，而是完善兩部制電價的執行方式，如2016年提出的放寬基本電價計費方式變更周期限制、放寬減容（暫停）期限等，以及2018年提出的可按照實際最大需量繳納基本電費（突破40%的限制）等。
此外，近年來有關部門和部分地區出臺的一些降電價的政策充分考慮了發揮市場的作用，如發展“煤電聯營”、推行“基準價+上下浮動”機制、開展“棄水電量”和“富余電量”交易等，在穩定和降低銷售電價方面取得了良好的效果。
需要指出的是，現有不少政策搭電價的“便車”，將電價作為特定行業政策的工具，如“差別電價”、“綠色發展電價”、“電能替代電價”等。建議相關部門充分重視電力的商品本質，減少對電價的直接干預。
通過市場交易降低電能價格
電能價格是電價中最主要的構成要素。
電能價格應由市場交易中形成。降低電能價格應該通過市場競爭實現。9號文將“放開兩頭”確定為本輪電力體制改革的方向之一，要求通過在發電側和售電側開展有效競爭，有效發現電能價格。隨后各地開展的電力市場化交易的確在不同程度上實現了電能價格的降低。
隨著發用電計劃的逐步放開，通過市場交易獲得的用電量在全部用電量中的占比當前已達30%，預計2020年會接近50%。由于進一步提升市場交易電量占比需要電力現貨市場的支撐，我國在八個典型省區開展了電力現貨市場的試點，目前這些試點均已啟動試運行。
盡管電力現貨市場中電能價格波動幅度較大，在某些特殊情況下市場交易中形成的電能價格還可能會上漲，但這種正常的價格變動正好為相關投資提供了經濟信號，從而可以長期實現電能價格的降低。
當前影響電力市場化交易有效開展的主要障礙是調度機構的獨立性不夠。在當前發用電計劃尚未完全放開、電網企業尚未實現輸電和配電業務分離的情況下，作為電網企業內部機構之一的調度機構難以得到有效監管，難以落實“三公調度”。由于“管住中間”是“放開兩頭”的基礎和前提，相關部門應重視相關的頂層設計。
此外，省間壁壘造成了嚴重的電力資源浪費，影響了電能價格的進一步降低。建議相關部門同步推動區域電力市場的建設，在更大范圍內實現資源的優化配置。
另一方面，分布式光伏和分散式風電在配電網內開展市場化交易，由于避免了長途輸送電力的成本，也能有效降低電能價格。國家能源局從2017年開始推行分布式發電市場化交易，目前已經啟動了26個試點項目，但“過網費”等問題仍亟待解決。
降低輸配電價
輸配電價是電價中另一項主要構成要素。
鑒于輸配電業務的特殊性，輸配電價不適宜由市場形成。輸配電業務應由政府授權壟斷經營，并由監管機構監管其經營、核定其輸配電價。9號文確定的本輪電力體制改革的另一個方向是“管住中間”，輸配電價就是該方向的關鍵。
隨著《輸配電定價成本監審辦法》、《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》、《區域電網輸電價格定價辦法（試行）》、《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法（試行）》和《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》的印發和推行，我國已經形成了一套相對完整的輸配電價管理體系，輸配電價也有所降低。
我國當前采用的是“準許成本加合理收益”的機制核定輸配電價，嚴格控制電網企業的準許成本就成為降低輸配電價的關鍵。為了進一步降低輸配電價，最近修訂發布的《輸配電定價成本監審辦法》在準許成本控制方面提出了許多有力措施，如隔離競爭性業務和管制性業務、嚴格監管關聯業務等。通過將競爭性業務面向市場放開，這些措施將有助于充分發揮市場的力量，鼓勵創新，提升效率，從而降低輸配電成本。
和發達國家相比，我國的輸配電業務的效率明顯偏低，輸配電價尚有較大下降空間。為進一步降低輸配電價，建議進一步深化“管住中間”這項工作，將輸電和配電業務分開監管，將輸電價格和配電價格分開核定，采用更有激勵性的監管方式，在配電業務的準入和退出方面開展競爭等。
降低政府性基金及附加
政府性基金及附加實質上是一種附著在電價上、向電力用戶征收的稅。本輪電改以來，特別是近期，相關部門出臺了多項政策來降低政府性基金及附加：取消了城市公用事業附加，多次降低了重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金，部分省區降低或者取消了地方水庫移民后期扶持基金。
現行的政府性基金及附加中，可再生能源發展基金是最主要的項目。隨著可再生能源的平價上網以及補貼的退坡，建議逐步降低、直至取消電價中的政府性基金及附加。
降低交叉補貼
我國的電價中大致存在三類交叉補貼：發達地區用戶對欠發達地區用戶的補貼；高電壓等級用戶對低電壓等級用戶的補貼；大工業和一般工商業用戶對居民和農業用戶的補貼。
也就是說，交叉補貼導致發達地區、高電壓等級、工商業用戶承擔了更高的電價，來補貼其他用戶。
交叉補貼扭曲了電價，且缺乏經濟效率。因此，需要逐步減少交叉補貼，降低部分用戶的不合理負擔。
2018年和2019年兩年降低一般工商業電價的一系列措施，把本應用于降低全部用電類別電價的空間專門用于降低一般工商業電價，實際效果是大幅度降低了上述第三類交叉補貼。
現存的交叉補貼中最急需降低的是上述第二類交叉補貼，即電壓等級間的交叉補貼。當前許多看起來不相關的問題，如增量配電業務電價空間不足、轉供電現象嚴重、用戶配電資產無償移交給電網企業等，其共同根源正是電壓等級間的交叉補貼。2019年是大部分地區2017～2019監管周期的最后一年，建議各地價格主管部門在核定新的監管周期輸配電價時，逐步減少電壓等級間的交叉補貼。
電網和用戶共同降低的企業獲得電力成本
“獲得電力”是世界銀行集團用來評價各國營商環境的指標之一，包括接電流程的項數、需要的天數、接電成本、供電可靠率等分項指標。其中的接電成本（即“獲得電力成本”）指的是用戶辦理接電（“業擴”）需要向電網企業繳納的費用。
我國降低獲得電力成本的政策沿革
自1984年起，我國的用戶接電均需額外繳納“貼費”來支持國家配電網的建設和改造。即便是用戶自建外部供電工程，仍然需要繳納“貼費”。
2002年我國取消了貼費，但中高壓用戶仍然需要自行建設外部供電工程。部分地方則是由電網企業統一建設，并按定額標準向用戶收取費用。
對于低壓用戶，由于容量限制嚴格，大量用戶不得不投資建設專用變電設施。
從2015年開始，隨著本輪電力體制改革的推進，部分地方的電網企業開始將投資界面延伸到用戶規劃用電的紅線，用戶的接電成本開始顯著降低。
2018年以來，部分發達地區的電網企業將投資界面推到了用戶紅線內，中壓用戶不再需要自行建設變電站或者環網柜（僅需提供場地），接電成本降到了0。
此外，在我國大部分地方，低壓用戶的容量上限已經從50千伏安上升到了100千伏安，部分發達地區已到160千伏安，粵港澳大灣區甚至到了200千伏安。容量上限的提升意味著更多的低壓用戶不再需要投資建設和運維自有的10千伏變電設施，接電成本也降到了0。
獲得電力成本為0的合理性
電網企業是資產密集型的企業，電網建設和運維需要投入大量的資金。電網企業需要向電力用戶收取接電費來回收部分電網投資，這也是國際上通行的做法。
誠然，在當前的宏觀經濟背景下，對中低壓工商業用戶推行免費接電有助于快速改善營商環境，具有現實的積極意義。但由于電網是管制性業務，對電力用戶接電免收費用，相關成本都會計入電網企業的輸配電成本，最終由全體電力用戶共同分攤，最終不利于電力成本的降低。建議各地方在制定相關政策時，充分認識到電網接入工程實際上是競爭性業務，應向市場放開，利用市場競爭來降低接電成本。
我國在獲得電力成本方面存在的問題及應對建議
在我國的大部分地區，中高壓電力用戶仍然需要自建接電工程（含外部供電工程和受電設施）。如果監管到位，這些建設工作完全可以市場化。然而，由于接入最終需要電網企業的審批，“三指定”（電網企業直接、間接或變相指定設計、施工和設備材料供應商）現象頻出。
此外，部分用戶自建的配電資產還需要無償移交給電網企業，以換取加快接電流程、減少進一步的運維成本。
上述這些問題都顯著增加了企業的負擔。建議國家和各地方相關部門加強對“三指定”的監管和治理，將企業接電工程交給市場。
通過專業管理可以降低的企業使用電力成本
在企業的電力成本中，有相當大的一部分是和自身相關的成本，特別是對于自建受電設施和內部配電設施的工商業企業。
典型的用戶側成本
部分企業自己建設接電工程及內部配電設施。這些配電資產會占用大量資金，而且還會給企業帶來長期的運維負擔。
部分企業建設的配電容量遠遠超過其實際用電需求（特別是在項目初期），不僅造成投資浪費，也會帶來基本電費過高的問題。
大量企業對用電時間和用電方式缺乏規劃和管理，形成過高的最大需量，從而導致高額的基本電費支出。
部分企業的配電資產比較老舊，或者與用戶的用電容量不匹配，造成過高的電能損耗。
部分企業的用電方式比較粗放，電能浪費嚴重。
以專業服務降低用戶側成本
通過對用戶側的各項資源進行重組和優化，可以顯著降低企業的用電成本。第三方商業機構在這方面的專業服務可以帶來顯著的價值：
第三方配電資產管理公司代建新的配電資產、代維相關設施，能充分發揮專業公司在配電網建設、容量和需量管理、無功治理、監控和運維等方面的專業能力，有效降低投資、運維成本和電能損耗。
第三方配電資產管理公司管理眾多用戶的配電設施，具備明顯的規模優勢和協同優勢，能在更大范圍內優化用戶的配電設施，在更大范圍內實現配電設施的調配和共享，以及在更大范圍內實現運維團隊的共享，進一步降低用戶的用能成本。
借助其能效大數據積累，第三方配電資產管理公司可以為用戶開展用能分析，協助用戶合理用電、智能用電；還可以通過配備光伏發電、儲能、冷熱電聯供等設施，為用戶提供綜合能源服務，優化用戶的能源消耗。
第三方配電資產管理公司的資金成本會低于一般用戶的融資成本，能為用戶提供配電資產盤活、電費墊付等能源金融服務，減少用戶的資金占用；通過和擁有支付牌照的合作伙伴合作，配電資產管理公司還能盤活用戶在電網企業預存的電費，給用戶帶來額外收益。
第三方配電資產管理公司還可以打捆代理全部用戶的用電需求，在電力市場交易中獲得更優惠的電能價格；在部分地區，第三方配電資產管理公司還可以作為負荷集成商，參與需求響應和提供輔助服務，給用戶帶來更多的額外收益。
支持用戶側第三方服務的政策建議
為了鼓勵社會資本參與到用戶側管理，降低企業用電成本，建議各地方出臺相關的支持政策：
電網企業支持第三方商業機構開展用戶側配電資產管理業務，必要時配合做好用電業務過戶等手續辦理；支持第三方商業機構通過發行專項債券融資；允許第三方商業機構提供轉供電服務，并通過用電服務協議等方式回收合理的成本。
能源金融可以降低的企業電力投資成本
在企業獲得電力和使用電力成本中，很多企業對電力投資的資金成本都忽略不計。而對于制造業企業，這類資金成本帶來的財務費用其實非常可觀，為此筆者提出用以下金融工具來降低企業自有資金投資比例，以大大提升企業資金的使用效率。
獲得電力成本中的能源金融工具
融資租賃。在獲得電力成本中，電力設備購置、土建、安裝的投入資金十分巨大，傳統投入模式都是企業全資投入，使得企業資金壓力繁重。采取融資租賃方式，可以有效減少企業直接投資，為企業生產產品提供更多的流動資金。
引入其他社會資本投資。一般而言，企業投資電力配套設施都是自主行為，建議可以采取獨立分塊建設的模式，設計好商業模式，吸引社會資本投資企業配電網建設，有效減輕企業投資負擔。
發行配電網建設債券。根據國家發改委文件，園區型用戶在建設配電網的時候，可以發行配電網專項建設債券，通過向社會募資解決配電網建設的前期資金。
股市融資。對于上市公司，可以將配電網項目包裝成獨立的有經營性現金流的資本包，通過定增或者其他名義進行股市融資，以獲得更低成本的投資資金。
使用電力成本中的能源金融工具
對于企業使用電力成本，由于具有周轉快、使用頻繁、相對固定的特點，為不占用企業生產性資金，建議采取以下金融工具降低自有資金使用成本：
銀行流動資金貸款。考慮到目前預付電費情況普遍，為有效降低自有資金支出和占用帶來的浪費，可以向銀行申請流動資金貸款，以企業配售電業務的現金流作為參考標的，減少企業資金的直接支出。
互聯網金融服務。目前有很多互聯網金融公司為預付電費和短期電費繳付開拓了創新業務，在企業支付一定財務費用的情況下，為企業提供能源金融服務。
融資租賃。對于用戶側存量配電資產，企業可以利用包裝成經營性資產的配電設施，開展售后回租業務，減少企業資金占用，提高資金使用效率。
小額貸款服務。利用小額貸款服務，加快企業能源成本資金的周轉速度，減少生產性資金的壓力。
企業電力成本的組成
電費
電費由以下部分成本構成：發電、輸電、配電、售電及政府性基金及附加。在形式上，電費通常由以下部分組成：電度電費、基本電費、力調電費、高可靠電費等。
獲得電力成本
主要包括永久性電力設施建筑征地成本或者長期性電力設施建筑租賃成本；電網接入點到用戶紅線接入架空線路或電纜及管廊建設成本；用戶紅線內電力設備購置，土建，安裝，調試成本；用戶紅線內電力線路或電纜及管廊建設成本；接入電力工程及用戶電力配電網可研及設計成本；高可靠性電力接入工程成本；其他接入電力成本（比如時間成本，驗收費用等）；各種稅收成本（比如建筑工程稅等）。
使用電力成本
主要包括用戶配電網資產投資折舊；用戶端配電網運維成本（含人工費）；用戶端配電網損耗成本；用戶端配電網檢修試驗成本；用戶配電網投資財務成本；用戶向電網公司預交電費的財務成本；其他使用電力成本（比如力調電費等）；各種稅收成本（比如土地使用稅等）。
基于以上企業電力實際成本的情況，筆者提出了降低企業電力成本的可行性探討措施。
通過發電、電網和政府可以降低的企業電力成本
直接降低上網電價和銷售電價
在統購統銷電價體系中，對發電企業的上網電價和對用戶的銷售電價都是政府核定的。由于政府直接干預電價弊端較多，因此近年來有關部門出臺的降電價政策都充分尊重了現有的電價形成機制。以2018年和2019年連續兩年“降低一般工商業電價10%”的政策為例，從表面看，這是政府直接干預銷售電價，但實際上，國家發改委和各地推出的系列措施主要是降低增值稅、降低政府性基金、降低固定資產投資的轉資率、延長固定資產的定價折舊年限、擴大跨省跨區交易等，基本上沒有突破現有電價形成機制。另外一個例子是降低企業的基本電費，國家發改委提出的措施并不是直接干預基本電價，而是完善兩部制電價的執行方式，如2016年提出的放寬基本電價計費方式變更周期限制、放寬減容（暫停）期限等，以及2018年提出的可按照實際最大需量繳納基本電費（突破40%的限制）等。
此外，近年來有關部門和部分地區出臺的一些降電價的政策充分考慮了發揮市場的作用，如發展“煤電聯營”、推行“基準價+上下浮動”機制、開展“棄水電量”和“富余電量”交易等，在穩定和降低銷售電價方面取得了良好的效果。
需要指出的是，現有不少政策搭電價的“便車”，將電價作為特定行業政策的工具，如“差別電價”、“綠色發展電價”、“電能替代電價”等。建議相關部門充分重視電力的商品本質，減少對電價的直接干預。
通過市場交易降低電能價格
電能價格是電價中最主要的構成要素。
電能價格應由市場交易中形成。降低電能價格應該通過市場競爭實現。9號文將“放開兩頭”確定為本輪電力體制改革的方向之一，要求通過在發電側和售電側開展有效競爭，有效發現電能價格。隨后各地開展的電力市場化交易的確在不同程度上實現了電能價格的降低。
隨著發用電計劃的逐步放開，通過市場交易獲得的用電量在全部用電量中的占比當前已達30%，預計2020年會接近50%。由于進一步提升市場交易電量占比需要電力現貨市場的支撐，我國在八個典型省區開展了電力現貨市場的試點，目前這些試點均已啟動試運行。
盡管電力現貨市場中電能價格波動幅度較大，在某些特殊情況下市場交易中形成的電能價格還可能會上漲，但這種正常的價格變動正好為相關投資提供了經濟信號，從而可以長期實現電能價格的降低。
當前影響電力市場化交易有效開展的主要障礙是調度機構的獨立性不夠。在當前發用電計劃尚未完全放開、電網企業尚未實現輸電和配電業務分離的情況下，作為電網企業內部機構之一的調度機構難以得到有效監管，難以落實“三公調度”。由于“管住中間”是“放開兩頭”的基礎和前提，相關部門應重視相關的頂層設計。
此外，省間壁壘造成了嚴重的電力資源浪費，影響了電能價格的進一步降低。建議相關部門同步推動區域電力市場的建設，在更大范圍內實現資源的優化配置。
另一方面，分布式光伏和分散式風電在配電網內開展市場化交易，由于避免了長途輸送電力的成本，也能有效降低電能價格。國家能源局從2017年開始推行分布式發電市場化交易，目前已經啟動了26個試點項目，但“過網費”等問題仍亟待解決。
降低輸配電價
輸配電價是電價中另一項主要構成要素。
鑒于輸配電業務的特殊性，輸配電價不適宜由市場形成。輸配電業務應由政府授權壟斷經營，并由監管機構監管其經營、核定其輸配電價。9號文確定的本輪電力體制改革的另一個方向是“管住中間”，輸配電價就是該方向的關鍵。
隨著《輸配電定價成本監審辦法》、《省級電網輸配電價定價辦法（試行）》、《區域電網輸電價格定價辦法（試行）》、《跨省跨區專項工程輸電價格定價辦法（試行）》和《關于制定地方電網和增量配電網配電價格的指導意見》的印發和推行，我國已經形成了一套相對完整的輸配電價管理體系，輸配電價也有所降低。
我國當前采用的是“準許成本加合理收益”的機制核定輸配電價，嚴格控制電網企業的準許成本就成為降低輸配電價的關鍵。為了進一步降低輸配電價，最近修訂發布的《輸配電定價成本監審辦法》在準許成本控制方面提出了許多有力措施，如隔離競爭性業務和管制性業務、嚴格監管關聯業務等。通過將競爭性業務面向市場放開，這些措施將有助于充分發揮市場的力量，鼓勵創新，提升效率，從而降低輸配電成本。
和發達國家相比，我國的輸配電業務的效率明顯偏低，輸配電價尚有較大下降空間。為進一步降低輸配電價，建議進一步深化“管住中間”這項工作，將輸電和配電業務分開監管，將輸電價格和配電價格分開核定，采用更有激勵性的監管方式，在配電業務的準入和退出方面開展競爭等。
降低政府性基金及附加
政府性基金及附加實質上是一種附著在電價上、向電力用戶征收的稅。本輪電改以來，特別是近期，相關部門出臺了多項政策來降低政府性基金及附加：取消了城市公用事業附加，多次降低了重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金，部分省區降低或者取消了地方水庫移民后期扶持基金。
現行的政府性基金及附加中，可再生能源發展基金是最主要的項目。隨著可再生能源的平價上網以及補貼的退坡，建議逐步降低、直至取消電價中的政府性基金及附加。
降低交叉補貼
我國的電價中大致存在三類交叉補貼：發達地區用戶對欠發達地區用戶的補貼；高電壓等級用戶對低電壓等級用戶的補貼；大工業和一般工商業用戶對居民和農業用戶的補貼。
也就是說，交叉補貼導致發達地區、高電壓等級、工商業用戶承擔了更高的電價，來補貼其他用戶。
交叉補貼扭曲了電價，且缺乏經濟效率。因此，需要逐步減少交叉補貼，降低部分用戶的不合理負擔。
2018年和2019年兩年降低一般工商業電價的一系列措施，把本應用于降低全部用電類別電價的空間專門用于降低一般工商業電價，實際效果是大幅度降低了上述第三類交叉補貼。
現存的交叉補貼中最急需降低的是上述第二類交叉補貼，即電壓等級間的交叉補貼。當前許多看起來不相關的問題，如增量配電業務電價空間不足、轉供電現象嚴重、用戶配電資產無償移交給電網企業等，其共同根源正是電壓等級間的交叉補貼。2019年是大部分地區2017～2019監管周期的最后一年，建議各地價格主管部門在核定新的監管周期輸配電價時，逐步減少電壓等級間的交叉補貼。
電網和用戶共同降低的企業獲得電力成本
“獲得電力”是世界銀行集團用來評價各國營商環境的指標之一，包括接電流程的項數、需要的天數、接電成本、供電可靠率等分項指標。其中的接電成本（即“獲得電力成本”）指的是用戶辦理接電（“業擴”）需要向電網企業繳納的費用。
我國降低獲得電力成本的政策沿革
自1984年起，我國的用戶接電均需額外繳納“貼費”來支持國家配電網的建設和改造。即便是用戶自建外部供電工程，仍然需要繳納“貼費”。
2002年我國取消了貼費，但中高壓用戶仍然需要自行建設外部供電工程。部分地方則是由電網企業統一建設，并按定額標準向用戶收取費用。
對于低壓用戶，由于容量限制嚴格，大量用戶不得不投資建設專用變電設施。
從2015年開始，隨著本輪電力體制改革的推進，部分地方的電網企業開始將投資界面延伸到用戶規劃用電的紅線，用戶的接電成本開始顯著降低。
2018年以來，部分發達地區的電網企業將投資界面推到了用戶紅線內，中壓用戶不再需要自行建設變電站或者環網柜（僅需提供場地），接電成本降到了0。
此外，在我國大部分地方，低壓用戶的容量上限已經從50千伏安上升到了100千伏安，部分發達地區已到160千伏安，粵港澳大灣區甚至到了200千伏安。容量上限的提升意味著更多的低壓用戶不再需要投資建設和運維自有的10千伏變電設施，接電成本也降到了0。
獲得電力成本為0的合理性
電網企業是資產密集型的企業，電網建設和運維需要投入大量的資金。電網企業需要向電力用戶收取接電費來回收部分電網投資，這也是國際上通行的做法。
誠然，在當前的宏觀經濟背景下，對中低壓工商業用戶推行免費接電有助于快速改善營商環境，具有現實的積極意義。但由于電網是管制性業務，對電力用戶接電免收費用，相關成本都會計入電網企業的輸配電成本，最終由全體電力用戶共同分攤，最終不利于電力成本的降低。建議各地方在制定相關政策時，充分認識到電網接入工程實際上是競爭性業務，應向市場放開，利用市場競爭來降低接電成本。
我國在獲得電力成本方面存在的問題及應對建議
在我國的大部分地區，中高壓電力用戶仍然需要自建接電工程（含外部供電工程和受電設施）。如果監管到位，這些建設工作完全可以市場化。然而，由于接入最終需要電網企業的審批，“三指定”（電網企業直接、間接或變相指定設計、施工和設備材料供應商）現象頻出。
此外，部分用戶自建的配電資產還需要無償移交給電網企業，以換取加快接電流程、減少進一步的運維成本。
上述這些問題都顯著增加了企業的負擔。建議國家和各地方相關部門加強對“三指定”的監管和治理，將企業接電工程交給市場。
通過專業管理可以降低的企業使用電力成本
在企業的電力成本中，有相當大的一部分是和自身相關的成本，特別是對于自建受電設施和內部配電設施的工商業企業。
典型的用戶側成本
部分企業自己建設接電工程及內部配電設施。這些配電資產會占用大量資金，而且還會給企業帶來長期的運維負擔。
部分企業建設的配電容量遠遠超過其實際用電需求（特別是在項目初期），不僅造成投資浪費，也會帶來基本電費過高的問題。
大量企業對用電時間和用電方式缺乏規劃和管理，形成過高的最大需量，從而導致高額的基本電費支出。
部分企業的配電資產比較老舊，或者與用戶的用電容量不匹配，造成過高的電能損耗。
部分企業的用電方式比較粗放，電能浪費嚴重。
以專業服務降低用戶側成本
通過對用戶側的各項資源進行重組和優化，可以顯著降低企業的用電成本。第三方商業機構在這方面的專業服務可以帶來顯著的價值：
第三方配電資產管理公司代建新的配電資產、代維相關設施，能充分發揮專業公司在配電網建設、容量和需量管理、無功治理、監控和運維等方面的專業能力，有效降低投資、運維成本和電能損耗。
第三方配電資產管理公司管理眾多用戶的配電設施，具備明顯的規模優勢和協同優勢，能在更大范圍內優化用戶的配電設施，在更大范圍內實現配電設施的調配和共享，以及在更大范圍內實現運維團隊的共享，進一步降低用戶的用能成本。
借助其能效大數據積累，第三方配電資產管理公司可以為用戶開展用能分析，協助用戶合理用電、智能用電；還可以通過配備光伏發電、儲能、冷熱電聯供等設施，為用戶提供綜合能源服務，優化用戶的能源消耗。
第三方配電資產管理公司的資金成本會低于一般用戶的融資成本，能為用戶提供配電資產盤活、電費墊付等能源金融服務，減少用戶的資金占用；通過和擁有支付牌照的合作伙伴合作，配電資產管理公司還能盤活用戶在電網企業預存的電費，給用戶帶來額外收益。
第三方配電資產管理公司還可以打捆代理全部用戶的用電需求，在電力市場交易中獲得更優惠的電能價格；在部分地區，第三方配電資產管理公司還可以作為負荷集成商，參與需求響應和提供輔助服務，給用戶帶來更多的額外收益。
支持用戶側第三方服務的政策建議
為了鼓勵社會資本參與到用戶側管理，降低企業用電成本，建議各地方出臺相關的支持政策：
電網企業支持第三方商業機構開展用戶側配電資產管理業務，必要時配合做好用電業務過戶等手續辦理；支持第三方商業機構通過發行專項債券融資；允許第三方商業機構提供轉供電服務，并通過用電服務協議等方式回收合理的成本。
能源金融可以降低的企業電力投資成本
在企業獲得電力和使用電力成本中，很多企業對電力投資的資金成本都忽略不計。而對于制造業企業，這類資金成本帶來的財務費用其實非常可觀，為此筆者提出用以下金融工具來降低企業自有資金投資比例，以大大提升企業資金的使用效率。
獲得電力成本中的能源金融工具
融資租賃。在獲得電力成本中，電力設備購置、土建、安裝的投入資金十分巨大，傳統投入模式都是企業全資投入，使得企業資金壓力繁重。采取融資租賃方式，可以有效減少企業直接投資，為企業生產產品提供更多的流動資金。
引入其他社會資本投資。一般而言，企業投資電力配套設施都是自主行為，建議可以采取獨立分塊建設的模式，設計好商業模式，吸引社會資本投資企業配電網建設，有效減輕企業投資負擔。
發行配電網建設債券。根據國家發改委文件，園區型用戶在建設配電網的時候，可以發行配電網專項建設債券，通過向社會募資解決配電網建設的前期資金。
股市融資。對于上市公司，可以將配電網項目包裝成獨立的有經營性現金流的資本包，通過定增或者其他名義進行股市融資，以獲得更低成本的投資資金。
使用電力成本中的能源金融工具
對于企業使用電力成本，由于具有周轉快、使用頻繁、相對固定的特點，為不占用企業生產性資金，建議采取以下金融工具降低自有資金使用成本：
銀行流動資金貸款。考慮到目前預付電費情況普遍，為有效降低自有資金支出和占用帶來的浪費，可以向銀行申請流動資金貸款，以企業配售電業務的現金流作為參考標的，減少企業資金的直接支出。
互聯網金融服務。目前有很多互聯網金融公司為預付電費和短期電費繳付開拓了創新業務，在企業支付一定財務費用的情況下，為企業提供能源金融服務。
融資租賃。對于用戶側存量配電資產，企業可以利用包裝成經營性資產的配電設施，開展售后回租業務，減少企業資金占用，提高資金使用效率。
小額貸款服務。利用小額貸款服務，加快企業能源成本資金的周轉速度，減少生產性資金的壓力。
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