2018年1月3日國務院首次常務會議聚焦優化營商環境，激發市場活力和社會創造力，并特別提出大力推動“降電價”。全社會用電量是國民經濟的晴雨表，電能是工商業用戶較為敏感的生產要素，采取有效措施降低用戶用能成本，不僅有利于優化營商環境，也是落實黨中央、國務院有關精神的具體舉措。
發電環節
單獨調整發電廠上網電價較為困難。根據國家發改委《關于完善煤電價格聯動機制有關事項的通知》(發改價格〔2015〕3169號)，對于沒有參與電力市場交易、由省級及以上調度機構統一調度的燃煤電廠上網電量，繼續實行標桿上網電價政策和煤電價格聯動機制。煤電價格聯動機制以年度為周期，由國家發改委統一部署啟動，以省(區、市)為單位組織實施。自2016年中以來，電煤價格一直處于較高水平，與2014年基準價格相比，已具備煤電聯動條件，并應按規則實施分檔累退聯動，據有關機構測算上網電價需上調3分錢以上，但受當前經濟形勢影響，上調電價全部體現在標桿上網電價并傳導至銷售電價可能性較小。同時按修訂后的煤電聯動規則，如煤電聯動則上網電價和銷售電價應于每年1月1日調整實施，目前尚未啟動煤電聯動，也側面印證了不可能全部通過標桿上網電價和銷售電價進行疏導，而在發電、電網、用戶三方統籌消化調價空間應該是較為合理的選擇。
環保電價已現下調空間。目前，國內燃煤機組脫硫、脫硝、除塵電價分別為1.5分/千瓦時、1分/千瓦時、0.2分/千瓦時，相關電價政策分別于2007年、2011年、2013年出臺，安裝投運相關設施并經環保部門驗收合格的發電機組應執行相關電價，合計為2.7分/千瓦時。以河北北部電網為例，其燃煤標桿電價為0.372元/千瓦時，環保電價在上網電價中占比7.3%。隨著技術進步及環保要求日益嚴格，后續新投產發電機組均需同步投產環保設施，發電廠環保設施的投資及運行成本逐步下降。由于環保電價水平與環保設施投資成本掛鉤，脫硫電價標準已執行10年以上，適度下調環保電價已具備條件。
超低排放電價加價標準同樣具備下調條件。為推動燃煤電廠超低排放改造，2015年12月國家發改委、國家環保部、國家能源局聯合發文“實行燃煤電廠超低排放電價支持政策”(發改價格〔2015〕2835號)。對于符合相關標準的發電機組，其統購的上網電量分別加價1分/千瓦時(2016年1月1日之前已并網運行)、0.5分/千瓦時(2016年1月1日之后投運)，電網企業由此增加的購電支出在銷售電價調整時進行疏導。同時規定超低排放電價加價標準暫定執行至2017年底，2018年后逐步統一和降低標準。目前，享受脫硫、脫硝、除塵環保電價的發電機組，均已享受超低排放加價電價，如環保電價具備下調條件，超低排放電價加價標準宜同步下調，可以適度減少電網企需疏導的購電支出，從而降低用戶銷售電價。
輸配環節
系統分析電網經營企業購銷價差變動情況。根據國家發改委統計，2017年全國市場化交易電量1.63萬億千瓦時，同比增長45%，約占全社會用電量的26%，表明仍有74%的社會用電量執行目錄電價，因此購銷價差仍是電網經營企業收入的主要來源。
根據國家能源局發布的《2016年度全國電力價格情況監管通報》，2016年電網企業平均購銷差價(含線損)為219.22元/千千瓦時，同比增長了1.60元/千千瓦時，其中國家電網公司、南方電網公司、內蒙古電力公司口徑購銷價差分別為222.78元/千千瓦時、222.12元/千千瓦時、118.10元/千千瓦時。34家省級電網經營企業(含廣州、深圳電網)購銷價差變動各異，其中17家購銷價差同比正增長，17家購銷價差同比負增長。因此需系統全面梳理各省級電網經營企業購銷價差變動情況，研判其購電和售電結構變化，厘清購銷價差影響要素，分析購銷價差變動原因，為價格主管部門和電網經營企業科學測算終端銷售電價降低的可行性和允許空間提供參考。
同時對于需通過統購統銷電量進行疏導的費用進行合理評估，如火電超低排放加價電費、燃氣發電機組及垃圾焚燒發電項目補貼、各地光伏發電及光伏扶貧項目補貼等費用，需統籌考慮相關因素對銷售電價的影響。
多措并舉降低電網經營企業線損率。根據國家能源局發布的《2016年度全國電力價格情況監管通報》，2016年電網經營企業平均線損率為6.66%，同比增長0.51個百分點，其中，國家電網公司、南方電網公司、內蒙古電力公司口徑線損率分別為6.73%、6.77%、4.04%。
扣除線損后，2016年電網經營企業平均購銷差價為197.38元/千千瓦時，同比增長1.59元/千千瓦時，其中國家電網公司、南方電網公司、內蒙古電力公司口徑購銷價差(不含線損)分別為200.70元/千千瓦時、199.95元/千千瓦時、109.34元/千千瓦時，均較含線損率的購銷價差有不同程度的降低。如某省級電網2016年購銷價差(含線損)同比增長5.96元/千千瓦時，但扣除線損后購銷價差同比下降0.96元/千千瓦時，統計數據表明輸配環節損耗對電網經營企業影響較大。
因此加強輸配電網改造(如更換節能變壓器、改造配電線路、加裝無功補償裝置等)，可以進一步減少輸配環節電能浪費，提高輸配電服務水平。同時加強電網經營企業內部線損管理，強化線損指標管控，嚴防“跑冒滴漏”，確?！邦w粒歸倉”，進一步提升經營管理水平和盈利能力。因此電網經營企業需切實采取措施降低綜合線損率，這既是內部挖潛的利潤增長點，也是推動降低電力用戶用能成本的新途徑。
進一步修訂完善《供電營業規則》等法規。2016年國家發展改革委辦公廳下發《關于完善兩部制電價用戶基本電價執行方式的通知》(發改辦價格〔2016〕1583號)，進一步完善兩部制電價用戶基本電價執行方式，基本電價計費方式變更周期和減容(暫停)期限的限制進一步放寬。電網經營企業可根據用電企業申請，為電力用戶調整減容、暫停等計費方式，有效減少停產、半停產電力用戶電費支出，發改辦價格〔2016〕1583號文僅是對現行有效的《供電營業規則》和《銷售電價管理暫行辦法》的部分條款進行了改進，但尚未全面完善?？紤]到上述規則出臺時間較早，如《供電營業規則》發布時間已超過20年，《銷售電價管理暫行辦法》(發改價格〔2005〕514號)執行時間也已超過12年，客觀而言相關法規已難以適應目前工商業用戶的用電需求。
例如基本電價的核定標準，在《銷售電價管理暫行辦法》規定如下，“各用電特性用戶應承擔的容量成本按峰荷責任確定”，基本電價和電度電價比例，須依據“用戶的負荷率、用戶最高負荷與電網最高負荷的同時率等因素確定”。實際執行中出于可操作性和便利性考慮，往往未考慮用戶負荷特性以及負荷側對電網影響，均按照相同標準對工商業用戶的基本電價(按容量或需量)進行核定。以執行兩部制電價的電采暖用戶為例，其負荷均在低谷期固定時段且較為穩定，理應少承擔一些成本義務，適度下調其基本電價更為合理。建議盡快啟動《供電營業規則》和《銷售電價管理暫行辦法》的制修訂工作，重點在兩部制用戶基本電價核定方面發力，適應目前產業結構優化升級、用戶負荷特性調整的新需求。
政府性基金及附加
政府性基金及附加在電價構成中占比不容小覷。根據國家能源局發布的《2016年度全國電力價格情況監管通報》，2016年隨銷售電價征收的政府性基金及附加，其全國平均水平為46.45元/千千瓦時(電網經營企業省內售電量口徑平均值)，同比增長18.43%。
2017年6月16日，國家發改委下發通知，決定自2017年7月1日起取消向發電企業征收的工業企業結構調整專項資金(部分省份同步上調了燃煤機組上網電價)，并將國家重大水利工程建設基金和大中型水庫移民后期扶持基金征收標準各降低25%。此外國家財政部已于2017年4月1日起取消城市公用事業附加。
以河北北部電網為例，目前35千伏接入、兩部制工商業用戶平段銷售電價為0.5216元/千瓦時，其中包括國家重大水利工程建設基金0.53分錢、大中型水庫移民后期扶持資金0.26分錢、地方水庫移民后期扶持資金0.05分錢、可再生能源電價附加1.9分錢，政府性基金及附加合計為2.74分錢，其在電價構成中占比為5.25%。
可再生能源電價附加征收宜開源節流并舉。就工商業用戶的政府性基金及附加而言，可再生能源電價附占比較大，征收標準已高達1.9分/千瓦時。以河北北部電網為例，可再生能源附加占政府性基金及附加比例高達69.3%。但與此同時，可再生能源發電補貼的缺口也越滾越大，上調可再生能源電價附加的訴求亦非常強烈。隨著風電、光伏乃至生物質發電電量日益增加，對可再生能源電價附加征收亟需開源節流并舉。
所謂開源，主要是對自備電廠自發自用電量部分拖欠的政府性基金及附加進行全面梳理，并在規定期限內補繳拖欠的金額;個別數額較大、確有困難的，可以給予一定的寬限期。今后自備電廠欠繳政府性基金及附加的用電企業，不得參與市場化交易，并納入國家涉電領域失信名單，確保足額征收自備電廠自發自用電量部分的政府性基金及附加。
所謂節流，一方面需大力實施“綠證交易”，可在具備金融牌照的交易機構，如北京、首都、冀北交易中心試點開展“綠證交易”，由用電企業、個人用戶及可再生能源發電企業在平臺進行交易，條件成熟后向全國推廣實施，一定程度緩解可再生能源補貼缺口。另一方面對于規劃中的可再生能源項目，隨著技術進步和設備工程造價降低，可采用“補貼競價”、“平價上網”等方式確定項目業主單位，以最大限度降低可再生能源補貼需求，進而降低可再生能源附加征收強度，從而降低全體電力用戶電價。
水利工程基金宜合理歸位。國家重大水利工程建設，如“南水北調”項目用于解決北方部分地區(北京、天津、河北等)的缺水問題，所需資金理應通過受益地區供水加價方式進行籌集。大中型水庫移民后期扶持資金是水利工程項目投資的必要組成部分，所需資金宜由相關水電企業從其成本中單獨列支，或通過其上網電價進行疏導。目前上述兩項費用均以政府性基金的方式向全國電力用戶征收，既加重了不相干地區電力用戶的負擔，也使得受益地區的用水或用電價格信號扭曲。建議該項基金宜與電價脫鉤，本著“誰受益、誰承擔”的原則，轉由受益地區消費者承擔。
市場化交易
有序擴大市場交易規模。隨著電力市場化改革加速，電力的商品屬性也越來越明顯，電價、發用電計劃也從政府管制向市場供需決定轉變。國家發改委統計數據顯示，2017年全國市場化交易電量累計1.63萬億千瓦時，同比增長45%，占全社會用電量比重達26%左右，同比提升7個百分點，為工商企業減少電費支出603億元。電力市場化交易對于降低用戶用能成本的作用日益凸顯。
就各地實際情況而言，市場化交易電量占電網企業售電量的比例各不相同，據中電聯相關統計，市場化電量占比較高的省份超過68%，個別省份其占比仍為10%左右，這既與國家有序放開發用電計劃、逐步擴大市場化電量比例的精神不符，也難以滿足已入市用戶的市場化交易訴求，同時也不利于精準降低當地支柱性或政策支持性企業的用能成本。因此需積極推進市場化交易工作，進一步提升市場化交易電量占比水平，切實降低工業用戶用能成本，進一步優化營商環境。
對于市場化交易電量，電網經營企業的收入主要為輸配電價，部分省級電網核定的輸配電價可能略低于其原有購銷價差，短期看可能將會對電網經營企業利潤造成影響。但輸配電價每三年核定一次，上個監管周期內損益將在下一輪的電網輸配電定價成本監審中予以統籌解決，短期的利潤影響也能在后期得到疏導和平衡。此外電力市場化交易釋放的電價紅利，可能會刺激一部分工業企業恢復或增加用電負荷，將對電網經營企業增供擴銷起到一定積極作用，也有利于增加電網經營企業的利潤。
積極推動可再生能源市場化交易。根據《可再生能源發電全額保障性收購管理辦法》(發改能源〔2016〕625號)規定，可再生能源電量由保障性收購電量和市場化電量構成，保障性收購電量由電網企業按照“保量又保價”原則收購，市場化電量遵循“保量不保價”方式，交易價格由市場形成。與火電相比，風、光等可再生能源發電邊際成本較低，保障性小時數之外的市場化電量，其交易價格更有優勢。
以河北張家口地區為例，2017~2018年供暖季以市場化交易方式開展風電清潔供暖，采用“分表計量、打包交易”模式，由用戶側掛牌、發電側摘牌組織風電供暖交易。交易價格0.05元/千瓦時(較結算電價降低0.322元/千瓦時)，低谷輸配電價按平時段的50%執行，單一制、10千伏居民采暖用戶低谷到戶電價約0.175元/千瓦時，較之前低谷時段目錄銷售電價下降37.6%;2017年11月~2018年4月供暖期交易電量合計1.34億千瓦時，用戶整體用電成本降低約40%，有效引導推動用戶積極實施煤改電工程。
隨著可再生能源電量占比日益提升，需從制度層面做好可再生能源保障性收購與市場化交易的有效銜接，確保新能源優先調度的前提下，大力推動超過保障小時數之外的全部電量進入市場，其交易價格主要由市場形成，主要向煤改電(含自備電廠替代)等電能替代項目、大數據及云計算等新興產業進行精準傳導，一方面助力大氣污染防治，一方面有效增加可再生能源匯集區域就地消納能力，實現可再生能源與電能替代協同發展。