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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。
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