继2018年进行了降低电价后，今年中国再次下调一般工商业电价。作为供给侧改革的一部分，中国政府希望较低的电力成本能刺激宏观经济。自今年7月起，31个省市自治区都基本达到了再降电价10%的目标，主要途径是降低增值税税率和输配电价。中国下半年的的用电量增长可能因此得到支撑，但会蚕食电网公司、储能项目及分布式光伏项目的利润空间。
中国一般工商业销售电价2019年再降10%的来源途径测算（按2019年7月生效的电价水平）
政策：2019年3月，国务院总理李克强在作政府工作报告时指出，一般工商业平均电价将再降低10%。本轮降价是2018年电价下调以来的第二次降价。（2018年电价下调的详细信息，请见BNEF上一年度的相关报告。）
电价：2019年7月1日起，全国一般工商业平均电价（按各省用电量计算的加权平均值）为611元/兆瓦时（MWh），较2017年的754元/MWh降幅已达20%。
增值税：电力行业增值税税率由16%调整为13%。此外，各省省级电网企业及相关水电、核电的含税输配电价水平亦有所降低。按照发改委的统一规定，税率下调所创造的空间全部用于为一般工商业降电价。
适用用户：下调电价仅适用于仍从电网公司购买“非市场”电力的一般工商业用户。政府实际上大力鼓励一般工商业用户参与电力市场化交易，一般是通过售电企业签署购电协议（通常让利空间更大）。（有关中国电力市场改革的更多信息，请参阅BNEF此前发布的《2019下半年中国市场展望》报告。）
如果不只考虑一般工商业用户，当前全国用户的平均零售电价为584元/MWh（86美元/MWh），比2018年低6％，显著低于周边国家：韩国约104美元/MWh、日本约146美元/MWh。
发电企业：尽管主要降价途径并非来自发电企业，但在某些情况下，地方政府仍会考虑降低燃煤电厂的上网电价。例如，浙江省今年将燃煤机组标杆上网电价下调了2％（或10.70元/兆瓦时），至405元/兆瓦时（60美元/兆瓦时）。
标杆电价改革：中国计划建立“基准电价+浮动”的价格形成机制，在今年底之前出台具体政策，取代已有逾十年历史的固定标杆上网电价。新的基准电价预计会根据给定的公式，在一定百分比内浮动（初期最多上浮10%、下浮15%）。截至2019年8月，官方尚未发布公式细节。标杆电价改革可能将从根本上改变各地电价的形成机制，也将影响电力市场化交易的结果。
电网企业：电价下调后，电网企业的利润空间将进一步受压。今年输配电价下降了约15元/兆瓦时，比去年降约10元/兆瓦时的幅度更大。中国自2015年开始输配电价改革。因此，这两年输配电价削减实际上是额外的压力，对电网企业的影响值得关注。
储能项目影响：由于峰谷价差缩小，本轮电价下调可能会让寻求套利的储能项目退避三舍。BNEF测算发现，在实行峰谷价差制度的19省中，今年只有3个省的峰谷价差维持原状，其余16省的峰谷价差均有所收缩。因此，对于以能量时移为主要应用场景的储能项目，中国市场仍处于起步阶段。
分布式光伏影响：分布式光伏项目受到的影响预计仍在可控范围内。分布式项目的电价通常比零售电价存在一定幅度的折让，因此降电价后它们的收入也可能降低。但是，由于光伏项目本身利润较高，或许能缓冲电价下调带来的震荡。对于新项目而言，光伏项目的前期投入持续降低应能抵消电价下调损失的部分利润。开发商也可以在购电协议中提供折扣，当前市场的折扣率通常在10%到15%之间。
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