近日國家發改委發布了《促轉型 建機制 降成本 電價改革助力供給側結構性改革——黨的十八大以來電價改革助力供給側結構性改革紀實》。報告指出，近年來，國家發展改革委通過建立健全清潔能源發電價格機制、完善煤電價格聯動機制、推動競爭性環節價格市場化改革、多措并舉著力降低實體經濟成本，在供給側結構性改革方面作出重要貢獻。詳細情況如下：

電力是國民經濟的基礎行業，電力價格對行業發展具有重要的導向作用，是市場調節和資源配置的有效手段。通過電力價格政策引導，有利于優化電力能源資源配置，有利于營造公平公正公開的市場競爭環境，有利于降低實體經濟成本，是推動供給側結構性改革的重要內容。近年來，國家發展改革委通過建立健全清潔能源發電價格機制、完善煤電價格聯動機制、推動競爭性環節價格市場化改革、多措并舉著力降低實體經濟成本，在供給側結構性改革方面作出重要貢獻。

1.9分錢支撐起全球最大的風電、太陽能發電裝機

為推動能源生產方式革命，實現能源轉型，世界主要國家均采取了積極的支持政策，減少化石能源生產，發展風電、太陽能等清潔、可再生能源。黨的十八大以來，國家發展改革委不斷完善價格支持政策，用較小的代價，促進了風電、太陽能全產業鏈迅猛發展，成為全球領先。

各國可再生能源附加征收標準普遍高于我國。德國在銷售電價中收取的可再生能源附加為7.68歐分，合人民幣0.6元。英國在2017年之前也采取征收可再生能源附加的辦法，今后將轉向強制配額制度，折合每度電的標準約1便士，合人民幣0.1元。美國主要采取稅收減免和可再生能源強制配額的辦法促進新能源發展，兩者合計折合每度電約1美分，合人民幣6分多。目前，我國的可再生能源附加征收標準為每度1.9分，以較低的成本撬動了新能源全產業鏈的快速發展。風電、光伏發電裝機規模已多年領跑全球，設備制造、原材料生產也居世界領先地位。那么，電力用戶每度電多支付的1.9分，是怎么花的呢?

——風電、光伏發電標桿價格政策助力風電、光伏大發展。長期以來，我國上網側電力以燃煤發電為主。燃煤發電成本低，發電穩定，可以參與調峰、調頻，滿足電力系統對安全穩定運行的需求。但未經環保改造的燃煤發電污染重、排放高。風能、太陽能源于自然、清潔環保，取之不竭、用之不盡。為鼓勵新能源行業發展，根據資源、建設成本等綜合條件，結合技術發展水平，國家發展改革委分別于2009年、2013年出臺風電、光伏發電分資源區標桿價格政策，標桿電價高出燃煤發電標桿上網電價的部分，通過向用戶收取每度電1.9分的可再生能源電價附加予以補償。分資源區的標桿電價，保障了風電、光伏企業的合理收益，調動了風電、光伏產業發展積極性，同時帶動全產業鏈發展。2013年至今，風電裝機由7716萬千瓦增長到1.55億千瓦，翻了一番;光伏發電裝機由1943萬千瓦增長到1.02億千瓦，約增長4.3倍。同時，價格引導帶動新能源全產業高速發展，國內風電企業新增裝機占全球產量的40%以上，光伏組件產量在全球總產量中占比約70%。此外，僅風電、光伏兩個產業就提供就業崗位達146萬。

——根據技術進步，建立新能源電價退坡機制。在價格政策支持下，新能源產業駛入快車道，全產業鏈技術水平不斷提升。為營造健康有序發展的價格環境，根據新能源技術進步和工程造價降低情況，國家發展改革委研究建立新能源電價退坡機制。2016年底，實行光伏發電、陸上風電標桿上網電價退坡機制，較大幅度降低2017年新投產光伏電站標桿電價，適當降低2018年新投產陸上風電標桿電價。機制的建立，一方面促進發電項目合理布局，抑制投資沖動;另一方面激勵新能源企業提高技術水平，不斷降低生產成本，提升競爭力。自2009年以來，風電、光伏產業技術水平顯著提升，工程造價明顯下降，風電工程單位造價從2009年以前的每千瓦超過1萬元下降到目前的7500元左右，光伏發電工程單位造價從2013年以前的每千瓦超過1萬元下降到目前的6500元左右。

——維持分布式光伏發電補貼標準不降低。電力不能存儲，任何時刻，發電量需與用電量相匹配。因此，電源規劃、電網規劃需要統籌協調，有序發展。為鼓勵分布式發展，提高電能消納比例，國家發展改革委在2013年的光伏價格政策文件中明確，分布式光伏發電實行按照電量補貼的政策，電價補貼標準為每千瓦時0.42元，同時免收分布式光伏發電系統備用費、政府性基金附加。在2016年實施退坡機制時，沒有下調分布式發電項目的度電補貼標準，促進了分布式光伏的快速發展。2017年上半年，新建分布式光伏發電能力711萬千瓦，較去年同期增長2.9倍。

——支持探索新能源行業新興技術發展。風能、太陽能利用形式多樣，除了傳統的陸上風電、光伏發電外，海上風電、光熱發電也正處于規模化探索階段。為鼓勵新型技術發展，2014年，國家發展改革委出臺海上風電上網電價政策，明確2017年前投運的近海風電和潮間帶風電項目上網電價分別為每千瓦時0.85元和0.75元，同時鼓勵通過特許權招標等市場競爭方式確定海上風電項目開發業主和上網電價，以發現價格和促進技術進步。政策出臺后，市場反響積極，普遍認為價格水平適中，有利于吸引社會投資，助力啟動我國海上風電市場，進一步優化能源結構。2016年，出臺太陽能熱發電標桿上網電價政策，對列入國家能源局第一批示范項目的太陽能熱發電，實行每千瓦時1.15元的標桿上網電價。制定全國統一的太陽能熱發電標桿上網電價政策，對一定裝機規模進行價格支持，引導企業比選采用先進技術、開發優質光熱資源，既有利于對光熱發電產業適當規模發展的經濟性進行探索和試驗，支持友好型可再生能源健康發展;也有利于防止相關產業依賴高額補貼盲目擴張，盡可能降低全社會用電成本，提高電價附加資金補貼效率。

此外，積極支持沿海地區核電建設。沿海地區負荷集中、電力需求高，缺乏發展風電、光伏等清潔能源的條件，但部分地區具備發展核電的條件。2014年，國家發展改革委印發完善核電上網電價形成機制的政策，實現全國統一標桿電價，每千瓦時0.43元;同時規定在核電標桿電價低于所在地燃煤機組標桿上網電價的地區，對承擔核電技術引進、設備國產化任務的首臺或首批核電示范機組，其上網電價可在0.43元基礎上適當提高，鼓勵清潔能源技術創新。

一公開 四明確 煤電聯動價格機制更加公開透明可預期

我國發電機組中約70%為燃煤機組，發電成本中燃料成本占70%左右，煤價變化對電價影響較大。為理順煤電價格關系，促進煤炭與電力行業全面、協調、可持續發展，2004年，國家發展改革委改革了過去“一機一價”的定價辦法，實行了分省燃煤發電標桿電價政策，并建立了煤電價格聯動機制，以半年為周期，當周期內平均煤價變化幅度超過5%時，相應調整電價。同時，為減緩煤炭價格上漲對推高用電成本的影響，規定由發電企業內部消化30%的煤價上漲因素。

煤電價格聯動機制的建立，為緩解煤電價格矛盾、實現向競價上網平穩過渡等方面發揮了積極作用。同時，在機制運行過程中，也面臨一些迫切需要解決的問題。一方面，煤電兩大行業相互影響，經常出現“頂牛”，難以實現協調發展;另一方面，煤電聯動機制的具體公式、基準、參數、周期沒有向社會公開，不利于相關市場主體建立合理的價格調整預期。為公開透明實施煤電價格聯動，促進煤電行業協調發展，2015年底，國家發展改革委發文進一步完善煤電價格聯動機制，按照“一個公開、四個明確、設立基準、區間聯動”要求，明確對煤電價格實行區間聯動機制。

一個公開：向社會公開發布電煤價格。中國電煤價格指數以各省監測的發電企業電煤到廠價為主，并吸收環渤海動力煤價格指數等影響力較大的市場監測數據形成，由國家發展改革委價格監測中心、秦皇島煤炭交易市場等機構按月公布。

四個明確：明確電價調整的依據是中國電煤價格指數;明確電煤價格變動后，燃煤發電標桿電價變動幅度的計算公式;明確以一個年度為周期;明確電價調整時間為每年1月1日。計算公式和主要參數，均向社會公開。

設立基準：明確2014年平均電煤價格為基準煤價，原則上以與2014年電煤價格對應的上網電價為基準電價。今后，每次實施煤電價格聯動，電煤價格和上網電價分別與基準煤價、基準電價相比較計算。

區間聯動：為促進煤電雙方協調發展，規定了聯動機制的啟動點、熔斷點制度。當電煤價格波動幅度低于啟動點或超過熔斷點，不聯動;波動幅度在啟動點和熔斷點之間時，實施累退聯動，即煤炭價格波動幅度越大，聯動的比例系數越小。

煤電價格聯動機制的公開透明實施，有利于合理引導社會預期，促進煤電市場穩定。專家認為，完善的煤電價格聯動機制，是推進電價市場化改革的重要一步，政府可以將完善煤電聯動機制作為電價改革的核心和抓手。煤電價格聯動機制的公開透明實施，有利于政府以更加市場化的方式管理電價、有利于消費者支持電價改革、有利于電力行業混合所有制改革。

簡政放權 積極推進競爭性環節電價市場化改革

國家發展改革委積極落實黨的十八屆三中全會關于將政府定價范圍主要限定在重要公用事業、公益服務和網絡型自然壟斷環節的決定精神，深入推進簡政放權，放開電力行業競爭性環節價格，充分發揮市場決定價格的作用。

實現跨省跨區電能交易價格市場化。為促進跨省跨區電力交易，打破省間壁壘，在更大范圍內優化資源配置，國家發展改革委根據黨中央國務院關于深入推進電力體制改革的精神，率先實現了跨省跨區電能交易價格的市場化。2014年，印發《關于完善水電上網電價形成機制的通知》，明確跨省跨區域的水電交易價格由供需雙方協商確定。即送、受電雙方按照平等互利原則，參照受電地區省級電網企業平均購電價格協商確定落地電價，扣減輸電價格后為外送電量的上網電價。同時，以本省省級電網企業平均購電價格為基礎，建立省內水電標桿電價制度和動態調整機制，鼓勵通過競爭方式確定水電價格，逐步統一流域梯級水電上網電價。2015年4月，印發《關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制的通知》，明確跨省跨區送電由送受電雙方按照“風險共擔、利益共享”原則平等協商或通過市場化交易方式確定送受電量和價格，并建立價格調整機制。鼓勵通過招標等競爭方式確定新建跨省送電項目業主和電價，鼓勵送受電雙方建立長期、穩定的電量交易和價格調整機制，并通過長期合同予以明確。

向家壩送上海、溪洛渡送浙江、錦屏官地送江蘇等大水電外送工程均建立了市場化的價格機制，在送受電雙方的協商下，明確了價格機制和調整規則，較好地促進了清潔能源跨省跨區消納。此后，云南、貴州送廣東、廣西的西電東送價格機制也進行了相應的調整。目前，浙江、上海、廣東外來清潔水電均達三分之一以上，為促進電力跨省跨區交易發揮了積極支持作用。

大力推動省內電力直接交易。過去，我國實現電網企業統一收購電力、統一銷售電力的模式。為推動電力直接交易，在輸配電價改革前，國家發展改革委大力推進了“大用戶直購電”，即鼓勵“買電”“賣電”雙方直接見面，按照自愿參與、自主協商的原則，確定交易電量、價格。在中發[2015]年9號文件決定開展輸配電價改革前，2013年到2015年公布了11個省份的直接交易輸配電價，在深圳、蒙西電網開展了輸配電價改革的破冰，為推動電力直接交易發揮了不可替代的作用。2015年，伴隨著輸配電價改革的深入推進，電力市場化交易不斷擴大。2016年由市場形成電價的比重達22.25%，比上年提高12.4個百分點。2017年上半年國網、南網、蒙西網經營區內電力市場化交易規模達約5000億千瓦時，占電網企業銷售電量的22%，同比增長50%。

綜合施策 2015年來累計降低全社會用電成本2500億元

2015年以來，國家發展改革委通過出臺一系列改革舉措，每年減少企業電費支出約2500億元，在推動供給側結構性改革、降低實體經濟成本方面取得良好效果。

——實施煤電價格聯動機制。根據煤價變化情況，2015年4月、2016年1月兩次下調燃煤機組上網電價，相應下調工商業銷售電價和一般工商業銷售電價1.8分和3分，共減少企業年用電支出835億元左右。

——推進輸配電價改革。核定32個省級電網輸配電價，核減電網企業準許收入480億元，全部用于降低工商企業電費支出，平均降幅約1分。

——完善基本電價執行方式。放寬用電企業申請調整計費方式、減容、暫停的政策條件，每年降低全國約60萬戶大工業企業電費約150億元。

——合理調整電價結構。取消向用戶征收的城市公用事業附加，減輕工商企業用電支出350億元，全國工商業電價平均下降1.09分。取消電氣化鐵路還貸電價，等額降低鐵路貨物運價，降低實體經濟成本60億元。取消在電價中征收的工業企業結構調整專項資金，將重大水利工程建設基金、大中型水庫移民后期扶持資金的征收標準分別降低25%，緩解因煤炭價格上漲過快導致的發電企業經營困難550億元。在降低用電成本的同時，使電價結構進一步合理化，銷售電價中包含的基金和附加平均征收標準從5.4分下降到3.05分，占銷售電價的比例從8.18%下降到4.66%。

——推進電力市場化交易。2016年電力市場交易電量8000億千瓦時，平均降幅6.4分，每年減輕企業用電支出約500億元。2017年交易規模預計同比增長50%，平均降價約5分，新增降價金額200億元。