北极星售电网讯:近年来，电力供应能力快速增长，电力需求增长相对缓慢，电力供求关系呈现宽松态势;同时，随着大宗商品价格回落，一次能源和原材料价格回落，电力生产成本也明显降低。2015年以来，企业用电成本下降幅度已超过1200亿元。

一是实施煤电联动机制，降低燃煤机组上网电价，相应降低工商业用电价格。煤电价格联动机制建立以来，由于电煤价格上涨，2004年-2011年期间连续7次上调燃煤机组上网电价，并相应提高工商业销售电价。2013年以来，电煤价格持续走低，已连续4次下调了上网电价，共下调每千瓦时7.44分钱。其中，2015年4月20日和2016年1月1日，还相应下调了工商业销售电价和一般工商业销售电价，下调幅度分别为每千瓦时1.8分钱和3分钱。两次调价共减少企业用电支出900亿左右。

二是通过输配电价改革严格成本监审，降低电网企业输配电费用。2015年，国家发展改革委在深圳、蒙西、湖北、安徽、宁夏、云南、贵州开展输配电价改革试点。通过成本监审，核减电网企业不相关资产、不合理成本共210亿元，综合考虑未来投资增长因素后，用于降低输配电价的部分约80亿元。

三是推动电力直接交易，降低大用户电力价格。在电力市场建成前，为使电能交易价格更加灵敏反映市场供求，积极推动电力直接交易工作，鼓励电力用户与发电企业通过协商、竞价形成价格。一方面，制定了二十余个省份的直接交易输配电价，一般是在现行购销差价基础上打8折左右;另一方面，用电企业参加市场交易部分的电能交易价格较目录电价有所降低，共同促进了用电成本下降。据测算，2015年全国电力直接交易4300亿千瓦时，按每千瓦时平均降低5分钱测算，减轻了企业用电成本215亿元。2016年电力市场交易规模又进一步扩大，一季度国家电网经营区内直接交易规模为382亿千瓦时，降低企业用电成本19.9亿元;南方电网经营区内直接交易规模为233亿千瓦时，降低企业用电成本13.9亿元;内蒙古电力公司经营区范围内直接交易规模为161亿千瓦时，降低企业用电成本8.7亿元。

四是推动跨省跨区电力交易，降低受电地区用电成本。2015年4月，国家发展改革委发文降低了部分跨省跨区的送电价格，平均降价幅度每千瓦时2分钱，并完善跨省跨区电力市场化价格机制，由送电、售电市场主体通过协商或竞价的方式确定送受电量、价格。2016年，跨省跨区送电价格根据受电省份燃煤标杆电价变动幅度同步降低，有利于降低受电省份企业用电成本。在原有计划之外，新增跨省跨区用电通过市场协商可进一步降低用电价格。以北京电力交易中心组织的“银东直流跨区送电直接交易”为例，共成交90亿千瓦时，每千瓦时降价6分钱，减少山东用电企业支出5.4亿元。

据了解，近期还将进一步减少企业用电支出超过450亿元。

一是指导统筹利用取消中小化肥优惠电价等降价空间。根据国务院统一部署，去年4月20日、今年4月20日，分步取消了对中小化肥用电的优惠电价。经地方价格主管部门进行认真测算，综合考虑取消中小化肥等用户电价优惠、跨省跨区电能交易价格下降、部分燃煤机组和燃气机组降价空间，以及其他历史遗留电价空间等，统筹用于降低工商业销售电价。可降价金额为168亿元，涉及降价的22个省份，大工业、一般工商业及其他的平均销售电价预计降低每千瓦时1分钱。其中，广东、河北南部、河南、浙江的工商业电价(含大工业和一般工商业)每千瓦时平均降低1.68分钱、1.51分钱、1.41分钱、1分钱;安徽、甘肃、湖北一般工商业用电降价每千瓦时4.27分钱、1分钱和1分钱。

二是大力推动电力直接交易。积极配合有关方面，进一步完善电力市场交易规则，扩大省内电力直接交易规模，使电能交易价格充分反映电力市场供求关系。在当前供大于求的形势下，预计电能交易价格将有较大幅度下降。如今年电力直接交易规模从去年的4300亿千瓦时扩大到10000亿千瓦时，按每千瓦时平均降价5分钱测算，可再减轻工商业企业用电支出285亿元。同时，指导北京、广州两大电力交易中心，组织好跨省跨区电力直接交易，将西部地区“弃风”、“弃光”、“弃水”的电能以较低的价格送到东部负荷中心，既降低东部地区用电成本，又促进西部地区可再生能源发展。

三是降低电能替代成本，促进节能减排。完善峰谷分时电价政策，扩大弃风、弃风等电量的省内、跨省直接交易，帮助电能替代企业降低用电成本，推进电能替代燃煤锅炉和散煤燃烧，降低包括北京在内的“三北”地区电采暖成本，促进雾霾治理。