从2015年3月《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布、新一轮电力市场化改革启动以来，国家发改委会同有关部门，积极采取多项举措推动电改，“计划电”向“市场电”迈进的步伐不断加快，降低实体经济用电成本取得了明显成效。2015年以来，企业用电年成本下降幅度已超过1500亿元。

抓住窗口期，电价改革全方位推进

当97%以上的商品和服务价格都由市场说了算时，价格改革的“最后一公里”就只剩几块难啃的“硬骨头”，电力就是其中之一。

2002年就出台的电力体制改革方案，十几年来少有实质性进展。

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，随着一次能源和原材料价格回落，电力生产成本也明显降低。降低电力价格迎来了难得的窗口期。

抓住机遇、果断推进，用电价改革来为企业降成本，是一年来电价改革的主旋律。

据国家发改委价格司电价处负责人介绍，这一轮改革的方向是“管住中间、放开两头”，即创造条件让发电、售电两头的价格由市场来决定，以及政府通过核定和监管来管住中间环节的输配电价。朝着这样的方向，电价改革在诸多方面有力突进。

在电力体制改革的关键环节“提速”：

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。自2014年深圳改革试点“破冰”后，2015年在安徽、湖北、宁夏、云南、贵州5个省级电网铺开试点。2016年，试点范围继续扩大，覆盖全国18个省级电网和1个区域电网。

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，用于降低销售电价的部分约80亿元。

在售电端积极探索降成本路径：

一是推动电力直接交易，降低大用户电力价格。

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，减少了用电成本215亿元。2016年电力市场交易规模又进一步扩大，用电成本进一步降低。

二是推动跨省跨区电力交易，降低受电地区用电成本。

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。

在通过改革降低电价的同时，还在优化电价结构上做文章，把取消优惠、跨省跨区电能交易价格下降腾出的降价空间，用于降低工商业销售电价。

初步测算可降价金额为168亿元。针对工业企业反映的基本电费过高问题，国家发改委出台了完善基本电价执行方式的政策，预计实施后用电企业电费支出将再下降150亿元。

着力挖潜力，利好政策将陆续推出

如果算总账，一年多的电价改革使企业用电成本下降了很多。但国家发改委价格司电价处负责人说：“我国电力价格仍有一定降价空间，所以我们还在千方百计挖掘潜力，进一步帮助企业降成本。”

比如，商业企业普遍反映电价偏高。对此，这位负责人介绍，从电价结构上看，目前我国农业、居民、大工业和一般工商业的平均电价分别为每千瓦时0.46元、0.56元、0.66元和0.81元，商业企业用电在各类电价中是最高的。解决这个问题，对促进第三产业发展有积极意义。

近年来，通过实行工商同价政策，商业电价水平已有较大幅度下降。比如，2015年实现工商同价的贵州，商业电价平均水平从过去的每千瓦时0.95元下降到0.72元，下降了0.23元。对于峰谷分时电价问题，有关部门正在积极研究解决办法。

此外，根据电力市场化进程，鼓励有条件的商业企业直接参加或委托售电公司参加电力直接交易，进一步降低购电成本。云南、贵州等地开展电力综合改革试点，广东、重庆等地开展售电侧改革试点，为售电公司代理一般工商业企业参加电力市场交易提供了制度基础。

据了解，下半年更多降电价的利好政策还会陆续推出。

输配电价改革将继续推进，目前，成本监审工作组已经进驻18个省级电网和1个区域电网，拟用3个月的时间开展监审，科学核定电网企业输配电价，进一步降低用电成本。同时，大力推动电力直接交易。

如果今年电力直接交易规模从去年的4000亿千瓦时扩大到10000亿千瓦时，按每千瓦时平均降价5分钱测算，可再减轻工业企业用电支出300亿元。

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

改革深水区，小心更要有恒心

降电价，是一件看起来简单、实则复杂的事。

从发电端来说，不仅要考量煤、油、气等化石能源的成本水平，还必须要考量风、光、水等新能源的成本水平。

从输配电环节看，要考量“过网费”，但如何确立合理的输配电价标准及核定办法，是十几年电力改革一直未能解决的问题。

从用户端看，则要考量居民、农业、大工业、一般工商企业四大块用户的平衡。

所以，电价改革涉及的问题，都处在典型的电力体制改革深水区，是“硬骨头”中的“硬骨头”。而且，电力是特殊的商品，其稳定与否关系到经济、民生等方方面面。因此，从“计划电”走向“市场电”，步子必须既要快，更要稳。

其实，盘点一下供给侧结构性改革的相关领域，基本上都是要在深水区涉险过关。成败事关社会稳定，当然要小心操作。

但深水区改革也往往触及完善社会主义市场经济体制的关键，成败更是事关发展未来，所以，攻坚更需要有恒心。就像电价改革，看准方向翻越一个一个小山丘，最后才能登上目标的高峰。

从2015年3月《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布、新一轮电力市场化改革启动以来，国家发改委会同有关部门，积极采取多项举措推动电改，“计划电”向“市场电”迈进的步伐不断加快，降低实体经济用电成本取得了明显成效。2015年以来，企业用电年成本下降幅度已超过1500亿元。

抓住窗口期，电价改革全方位推进

当97%以上的商品和服务价格都由市场说了算时，价格改革的“最后一公里”就只剩几块难啃的“硬骨头”，电力就是其中之一。

2002年就出台的电力体制改革方案，十几年来少有实质性进展。

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，随着一次能源和原材料价格回落，电力生产成本也明显降低。降低电力价格迎来了难得的窗口期。

抓住机遇、果断推进，用电价改革来为企业降成本，是一年来电价改革的主旋律。

据国家发改委价格司电价处负责人介绍，这一轮改革的方向是“管住中间、放开两头”，即创造条件让发电、售电两头的价格由市场来决定，以及政府通过核定和监管来管住中间环节的输配电价。朝着这样的方向，电价改革在诸多方面有力突进。

在电力体制改革的关键环节“提速”：

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。自2014年深圳改革试点“破冰”后，2015年在安徽、湖北、宁夏、云南、贵州5个省级电网铺开试点。2016年，试点范围继续扩大，覆盖全国18个省级电网和1个区域电网。

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，用于降低销售电价的部分约80亿元。

在售电端积极探索降成本路径：

一是推动电力直接交易，降低大用户电力价格。

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，减少了用电成本215亿元。2016年电力市场交易规模又进一步扩大，用电成本进一步降低。

二是推动跨省跨区电力交易，降低受电地区用电成本。

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。

在通过改革降低电价的同时，还在优化电价结构上做文章，把取消优惠、跨省跨区电能交易价格下降腾出的降价空间，用于降低工商业销售电价。

初步测算可降价金额为168亿元。针对工业企业反映的基本电费过高问题，国家发改委出台了完善基本电价执行方式的政策，预计实施后用电企业电费支出将再下降150亿元。

着力挖潜力，利好政策将陆续推出

如果算总账，一年多的电价改革使企业用电成本下降了很多。但国家发改委价格司电价处负责人说：“我国电力价格仍有一定降价空间，所以我们还在千方百计挖掘潜力，进一步帮助企业降成本。”

比如，商业企业普遍反映电价偏高。对此，这位负责人介绍，从电价结构上看，目前我国农业、居民、大工业和一般工商业的平均电价分别为每千瓦时0.46元、0.56元、0.66元和0.81元，商业企业用电在各类电价中是最高的。解决这个问题，对促进第三产业发展有积极意义。

近年来，通过实行工商同价政策，商业电价水平已有较大幅度下降。比如，2015年实现工商同价的贵州，商业电价平均水平从过去的每千瓦时0.95元下降到0.72元，下降了0.23元。对于峰谷分时电价问题，有关部门正在积极研究解决办法。

此外，根据电力市场化进程，鼓励有条件的商业企业直接参加或委托售电公司参加电力直接交易，进一步降低购电成本。云南、贵州等地开展电力综合改革试点，广东、重庆等地开展售电侧改革试点，为售电公司代理一般工商业企业参加电力市场交易提供了制度基础。

据了解，下半年更多降电价的利好政策还会陆续推出。

输配电价改革将继续推进，目前，成本监审工作组已经进驻18个省级电网和1个区域电网，拟用3个月的时间开展监审，科学核定电网企业输配电价，进一步降低用电成本。同时，大力推动电力直接交易。

如果今年电力直接交易规模从去年的4000亿千瓦时扩大到10000亿千瓦时，按每千瓦时平均降价5分钱测算，可再减轻工业企业用电支出300亿元。

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

改革深水区，小心更要有恒心

降电价，是一件看起来简单、实则复杂的事。

从发电端来说，不仅要考量煤、油、气等化石能源的成本水平，还必须要考量风、光、水等新能源的成本水平。

从输配电环节看，要考量“过网费”，但如何确立合理的输配电价标准及核定办法，是十几年电力改革一直未能解决的问题。

从用户端看，则要考量居民、农业、大工业、一般工商企业四大块用户的平衡。

所以，电价改革涉及的问题，都处在典型的电力体制改革深水区，是“硬骨头”中的“硬骨头”。而且，电力是特殊的商品，其稳定与否关系到经济、民生等方方面面。因此，从“计划电”走向“市场电”，步子必须既要快，更要稳。

其实，盘点一下供给侧结构性改革的相关领域，基本上都是要在深水区涉险过关。成败事关社会稳定，当然要小心操作。

但深水区改革也往往触及完善社会主义市场经济体制的关键，成败更是事关发展未来，所以，攻坚更需要有恒心。就像电价改革，看准方向翻越一个一个小山丘，最后才能登上目标的高峰。