2018年1月3日国务院首次常务会议探讨优化营商环境，唤起市场活力和社会创造力，并尤其明确提出大力推展叛电价。全社会用电量是国民经济的晴雨表，电能是工商业用户更为脆弱的生产要素，采取有效措施减少用户用能成本，不仅不利于优化营商环境，也是实施党中央、国务院有关精神的明确措施。
发电环节分开调整发电厂网际网路电价更为艰难。根据国家发改委《关于完备煤电价格联动机制有关事项的通报》（发改价格〔2015〕3169号），对于没参予电力市场交易、由省级及以上调度机构统一调度的燃煤电厂网际网路电量，之后实施标杆网际网路电价政策和煤电价格联动机制。煤电价格联动机制以年度为周期，由国家发改委统一部署启动，以省（区、市）为单位的组织实行。
自2016年中以来，电煤价格仍然正处于较高水平，与2014年基准价格比起，已不具备煤电同步条件，并不应按规则实行分档累退同步，据有关机构测算网际网路电价须要下调3钱以上，但不受当前经济形势影响，下调电价全部反映在标杆网际网路电价并传导至销售电价可能性较小。同时按修改后的煤电同步规则，如煤电同步则网际网路电价和销售电价不应于每年1月1日调整实行，目前仍未启动煤电同步，也侧面印证了不有可能全部通过标杆网际网路电价和销售电价展开纾缓，而在发电、电网、用户三方专责消化调价空间应当是更为合理的自由选择。环保电价已现上调空间。
目前，国内燃煤机组副产物、脱硝、除尘电价分别为1.5分/千瓦时、1分/千瓦时、0.2分/千瓦时，涉及电价政策分别于2007年、2011年、2013年实施，加装投运涉及设施并经环保部门竣工验收合格的发电机组不应继续执行涉及电价，合计为2.7分/千瓦时。以河北北部电网为事例，其燃煤标杆电价为0.372元/千瓦时，环保电价在网际网路电价中占比7.3%。随着技术变革及环保拒绝日益严苛，先前新的投产发电机组均需实时投产环保设施，发电厂环保设施的投资及运营成本逐步上升。由于环保电价水平与环保设施投资成本挂勾，副产物电价标准已继续执行10年以上，有助于上调环保电价已具备条件。
超低废气电价调高标准某种程度不具备上调条件。为推展燃煤电厂超低废气改建，2015年12月国家发改委、国家环保部、国家能源局牵头发文实施燃煤电厂超低废气电价反对政策（发改价格〔2015〕2835号）。对于合乎涉及标准的发电机组，其统购的网际网路电量分别调高1分/千瓦时（2016年1月1日之前已并网运营）、0.5分/千瓦时（2016年1月1日之后投运），电网企业由此减少的购电开支在销售电价调整时展开纾缓。同时规定超低废气电价调高标准暂定为继续执行至2017年底，2018年后逐步统一和降低标准。
目前，享用副产物、脱硝、除尘环保电价的发电机组，皆已享用超低废气调高电价，如环保电价不具备上调条件，超低废气电价调高标准宜实时上调，可以有助于增加电网企需纾缓的购电开支，从而减少用户销售电价。输配环节系统分析电网经营企业购销价差变动情况。根据国家发改委统计资料，2017年全国市场化交易电量1.63万亿千瓦时，同比快速增长45%，大约占到全社会用电量的26%，指出仍有74%的社会用电量继续执行目录电价，因此购销价差仍是电网经营企业收益的主要来源。根据国家能源局公布的《2016年度全国电力价格情况监管通报》，2016年电网企业平均值购销差价（不含线损）为219.22元/千千瓦时，同比快速增长了1.60元/千千瓦时，其中国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司口径购销价差分别为222.78元/千千瓦时、222.12元/千千瓦时、118.10元/千千瓦时。
34家省级电网经营企业（不含广州、深圳电网）购销价差变动各异，其中17家购销价差同比于是以快速增长，17家购销价差同比负增长。因此须要系统全面辨别各省级电网经营企业购销价差变动情况，研判其购电和购电结构变化，厘清购销价差影响要素，分析购销价差变动原因，为价格主管部门和电网经营企业科学测算终端销售电价减少的可行性和容许空间获取参照。
同时对于须要通过统购统销电量展开纾缓的费用展开合理评估，如火电超低废气调高电费、燃气发电机组及垃圾焚烧发电项目补贴、各地光伏发电及光伏贫困地区项目补贴等费用，须要专责考虑到涉及因素对销售电价的影响。多措举减少电网经营企业线损亲率。
根据国家能源局公布的《2016年度全国电力价格情况监管通报》，2016年电网经营企业平均值线损率为6.66%，同比快速增长0.51个百分点，其中，国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司口径线损亲率分别为6.73%、6.77%、4.04%。扣减线损后，2016年电网经营企业平均值购销差价为197.38元/千千瓦时，同比快速增长1.59元/千千瓦时，其中国家电网公司、南方电网公司、内蒙古电力公司口径购销价差（不不含线损）分别为200.70元/千千瓦时、199.95元/千千瓦时、109.34元/千千瓦时，皆较不含线损亲率的购销价差有有所不同程度的减少。如某省级电网2016年购销价差（不含线损）同比快速增长5.96元/千千瓦时，但扣减线损后购销价差同比上升0.96元/千千瓦时，统计数据指出输配环节损耗对电网经营企业影响较小。
因此强化输配电网改建（如替换节约能源变压器、改建配电线路、安装力阻补偿装置等），可以更进一步增加输配环节电能浪费，提升输配电服务水平。同时强化电网经营企业内部线损管理，增强线损指标管控，防范跑冒滴漏，保证颗粒归仓，更进一步提高经营管理水平和盈利能力。因此电网经营企业须要贯彻采取措施减少综合线损亲率，这既是内部挖潜的利润增长点，也是推展减少电力用户用能成本的新途径。
更进一步修改完备《供电营业规则》等法规。2016年国家发展改革委办公厅印发《关于完备两部制电价用户基本电价继续执行方式的通报》（放接办价格〔2016〕1583号），更进一步完备两部制电价用户基本电价继续执行方式，基本电价计费方式更改周期和减容（停止）期限的容许更进一步限制。电网经营企业可根据用电企业申请人，为电力用户调整减容、停止等计费方式，有效地增加投产、半停产电力用户电费开支，放接办价格〔2016〕1583号文仅有是对现行有效地的《供电营业规则》和《销售电价管理暂行办法》的部分条款展开了改良，但仍未全面完备。
考虑到上述规则实施时间较早于，如《供电营业规则》公布时间已多达20年，《销售电价管理暂行办法》(发改价格〔2005〕514号)继续执行时间也已多达12年，客观而言涉及法规已无法适应环境目前工商业用户的用电市场需求。例如基本电价的核定标准，在《销售电价管理暂行办法》规定如下，各用电特性用户不应分担的容量成本按峰荷责任确认，基本电价和电度电价比例，需依据用户的负荷亲率、用户最低负荷与电网最低负荷的同时亲率等因素确认。
实际继续执行中出于可操作性和便利性考虑到，往往并未考虑到用户负荷特性以及负荷外侧对电网影响，皆按照完全相同标准对工商业用户的基本电价（按容量或需量）展开核定。以继续执行两部制电价的电采暖用户为事例，其负荷皆在低谷期相同时段且更为平稳，理所当然较少分担一些成本义务，有助于上调其基本电价更加合理。建议尽早启动《供电营业规则》和《销售电价管理暂行办法》的制修改工作，重点在两部制用户基本电价核定方面发力，适应环境目前产业结构优化升级、用户负荷特性调整的新市场需求。政府性基金及可选政府性基金及可选在电价包含中占比不容极强。
根据国家能源局公布的《2016年度全国电力价格情况监管通报》，2016年随销售电价征税的政府性基金及可选，其全国平均水平为46.45元/千千瓦时（电网经营企业省内售电量口径平均值），同比快速增长18.43%。2017年6月16日，国家发改委印发通报，要求自2017年7月1日起中止向发电企业征税的工业企业结构调整专项资金（部分省份实时下调了燃煤机组网际网路电价），并将国家根本性水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶植基金征税标准各减少25%。此外国家财政部月底2017年4月1日起中止城市公用事业可选。
以河北北部电网为事例，目前35千伏终端、两部制工商业用户平段销售电价为0.5216元/千瓦时，其中还包括国家根本性水利工程建设基金0.53钱、大中型水库移民后期扶植资金0.26钱、地方水库移民后期扶植资金0.05钱、可再生能源电价可选1.9钱，政府性基金及可选合计为2.74钱，其在电价包含中占到之比5.25%。可再生能源电价可选征税宜开源节流举。
就工商业用户的政府性基金及可选而言，可再生能源电价所附占到较为大，征税标准已低约1.9分/千瓦时。以河北北部电网为事例，可再生能源可选占到政府性基金及可选比例高达69.3%。但与此同时，可再生能源发电补贴的缺口也就越扯越大，下调可再生能源电价可选的表达意见亦十分反感。
随着风电、光伏乃至生物质发电电量日益减少，对可再生能源电价可选征税急需开源节流举。所谓开源，主要是对采买电厂自发性自用电量部分欠薪的政府性基金及可选展开全面辨别，并在规定期限内补缴欠薪的金额；个别数额较大、确实艰难的，可以给与一定的宽限期。今后采买电厂欠缴政府性基金及可选的用电企业，不得参予市场化交易，并划入国家涉电领域明知名单，保证足额征税采买电厂自发性自用电量部分的政府性基金及可选。
所谓节流，一方面须要大力实行蓝证交易，可在不具备金融牌照的交易机构，如北京、大城、冀北交易中心试点积极开展蓝证交易，由用电企业、个人用户及可再生能源发电企业在平台展开交易，条件成熟后向全国推展实行，一定程度减轻可再生能源补贴缺口。另一方面对于规划中的可再生能源项目，随着技术变革和设备工程造价减少，可使用补贴竞价、平价网际网路等方式确认项目业主单位，以最大限度减少可再生能源补贴市场需求，进而减少可再生能源可选征税强度，从而减少全体电力用户电价。水利工程基金宜合理凑齐。
国家根本性水利工程建设，如南水北调项目用作解决问题北方部分地区（北京、天津、河北等）的缺水问题，所须要资金理所当然通过获益地区供水调高方式展开筹措。大中型水库移民后期扶植资金是水利工程项目投资的适当组成部分，所须要资金宜由涉及水电企业从其成本中分开列支，或通过其网际网路电价展开纾缓。目前上述两项费用皆以政府性基金的方式向全国电力用户征税，既减轻了不相干地区电力用户的开销，也使得获益地区的用水或用电价格信号变形。
建议该项基金宜与电价管理体制，本着谁获益、谁分担的原则，并转由获益地区消费者分担。市场化交易有序不断扩大市场交易规模。随着电力市场化改革加快，电力的商品属性也更加显著，电价、放用电计划也从政府管制向市场供需要求改变。
国家发改委统计数据表明，2017年全国市场化交易电量总计1.63万亿千瓦时，同比快速增长45%，占到全社会用电量比重约26%左右，同比提高7个百分点，为工商企业增加电费开支603亿元。电力市场化交易对于减少用户用能成本的起到日益突显。
就各地实际情况而言，市场化交易电量占到电网企业售电量的比例各不相同，据中电联涉及统计资料，市场化电量占到较为低的省份多达68%，个别省份其占比仍为10%左右，这既与国家有序敲研发用电计划、逐步不断扩大市场化电量比例的精神相符，也无法符合已入市用户的市场化交易表达意见，同时也有利于精准减少当地支柱性或政策支持性企业的用能成本。因此须要大力前进市场化交易工作，更进一步提高市场化交易电量占到比水平，贯彻减少工业用户用能成本，更进一步优化营商环境。
对于市场化交易电量，电网经营企业的收益主要为输配电价，部分省级电网核定的输配电价有可能略低于其原先购销价差，短期看有可能将不会对电网经营企业利润导致影响。但输配电价每三年核定一次，上个监管周期内损益将在下一轮的电网输配电定价成本监审中不予专责解决问题，短期的利润影响也能在后期获得纾缓和均衡。此外电力市场化交易获释的电价红利，可能会性刺激一部分工业企业完全恢复或减少用电负荷，将对电网经营企业增供扩销起着一定大力起到，也不利于减少电网经营企业的利润。
大力推展可再生能源市场化交易。根据《可再生能源发电全额保障性并购管理办法》（发改能源〔2016〕625号）规定，可再生能源电量由保障性并购电量和市场化电量包含，保障性并购电量由电网企业按照保量又保价原则并购，市场化电量遵循保量不保价方式，交易价格由市场构成。
与火电比起，风、光等可再生能源发电边际成本较低，保障性小时数之外的市场化电量，其交易价格更加有优势。以河北张家口地区为事例，2017~2018年暖气季以市场化交易方式积极开展风电洗手暖气，使用分表计量、包交易模式，由用户外侧上海证券交易所、发电外侧人民银行的组织风电暖气交易。交易价格0.05元/千瓦时（较承销电价减少0.322元/千瓦时），低谷输配电价按平时段的50%继续执行，单一制、10千伏居民采暖用户低谷到户电价大约0.175元/千瓦时，较之前低谷时段目录销售电价上升37.6%；2017年11月~2018年4月暖气期交易电量合计1.34亿千瓦时，用户整体用电成本减少大约40%，有效地引领推展用户大力实行煤改电工程。
随着可再生能源电量占到比日益提高，需从制度层面作好可再生能源保障性并购与市场化交易的有效地交会，保证新能源优先调度的前提下，大力推展多达确保小时数之外的全部电量转入市场，其交易价格主要由市场构成，主要向煤改电（不含采买电厂替代）等电能替代项目、大数据及云计算等新兴产业展开精准传导，一方面助力大气污染防治，一方面有效地减少可再生能源汇聚区域就地消纳能力，构建可再生能源与电能替代协同发展。
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