荣安华委员：

您提出的《关于降低我省企业用电成本的建议》（第304号）收悉。我委高度重视，经认真研究并商省电力公司、科技厅和省能源集团，现答复如下：

一、关于电力市场化改革及企业电价

2021年10月，国家发改委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），取消企业电价政府定价，加快推进电价市场化改革，推动企业通过交易形成用电价格。2022年，受煤炭天然气价格上涨、电力供需紧张、迎峰度夏（冬）高价保供电等影响，经财政疏导保供增量成本、平抑煤电价格涨幅、优化气电发电计划、加强售电公司监管等稳价降价措施，全省企业平均电价0.7935元/千瓦时，较上半年0.795元/千瓦时下降0.0035元/千瓦时，完成了省政府绿色低碳和保供稳价三年行动方案明确的“力争2022年企业电价较上半年有所下降”目标任务。

2022年是浙江售电市场化改革由小范围试点到全面铺开的过程。我省中小企业众多，多达350多万家，单个用户特别是中小微企业的电价议价能力仍有待增强，企业信息不对称，且市场总体处于卖方市场，存在部分售电公司利用电价议价权向企业收取过高电费的行为，也存在个别售电公司通过复杂的电费套餐、市场规则漏洞进行套利的行为。2022年售电公司度电价差为每千瓦时0.012元，推高企业电价上涨约0.006元/千瓦时。

二、关于优化峰谷时段设置

峰谷分时电价政策是引导用户削峰填谷、保障电力系统安全稳定运行的一项重要制度安排。我省现行的尖峰时段及时长均是根据当前我省电力供需形势、用电负荷曲线设定的，目的就是通过价格信号引导用户在上下午的尖峰时段尽量减少或转移用电需求。从2022年我省电力供需情况看，上下午尖峰时段我省电力供需依然紧张，尤其夏季花费较大代价购买外来电。因此，在当前我省电力供需紧张、尤其迎峰度夏（冬）存在电力电量硬缺口的情况，暂不调整我省现行分时电价峰谷时段划分及时长等政策内容，今后视我省电力供需形势情况再酌情动态完善。

下一步，我委将继续按照省政府保绿色低碳和保供稳价三年行动方案要求，通过稳住省内电源价格、全力控住高价外来电成本、完善电力市场化交易并加强售电市场监管等举措，推动实现2023年企业电价低于2022年目标，助力企业降本减负。

三、关于提升省外来电参与浙江电力市场化交易占比

一直以来，我委高度重视省外来电参与我省电力市场化工作。2016年至2021年上半年，我省电力供需较为宽松，溪洛渡水电、宁东送浙煤电、皖电东送机组、秦山核电华东统调机组、电力援疆等省外来电均参与我省电力普通直接交易，每年降价让利省内用电企业约15亿元左右。2021年10月，全国范围内电力供需紧张、煤炭价格上涨，国家1439号文明确省外低价电源优先保障居民、农业用电价格不变，省内外煤电全部参与电力市场。按此，秦山核电华东统调机组、四川水电、新疆和青海等来电等不参与市场，全部优先保障居民、农业电价不变；省内煤电、宁东送浙煤电、皖电东送机组参与电力市场化交易，疏导煤炭价格上涨压力，确保电力保供安全稳定。

为稳步推进我省电力市场化交易，确保电力市场内供应和需求两侧电量供需平衡，2023年我委协同浙江能源监管办印发《2023年浙江省电力市场化交易方案》（浙发改能源〔2022〕302号），明确跨省跨区水电（溪洛渡）、中核集团秦山核电公司等省外来电市场化交易电量参照 2022 年实际市场化电量比例执行，宁东送浙煤电和皖电东送浙机组分别通过华东电力交易平台和省内中长期月度集中竞价等方式参与电力市场化交易。

四、关于逐步推动由市场主体双方协商确定跨省区电价

目前，宁东送浙煤电和皖电东送浙机组参与华东电力交易的电量均通过双边协商确定交易电价。此外，自2021年全国绿电交易启动以来，我委稳步推进省内光伏（含分布式）和陆上、海上风电、省外新疆、华北、青海等地的集中式风电和光伏参与我省电力市场，促进能源消费清洁低碳发展。常态化开展绿电交易，每月固化交易组织时序，通过年度锁定基量、月度适当增补、月内精细化补充的“年度+月度+月内”组合形式，规范化、定期化开展绿电交易，实现省内外绿电交易常态化连续开市，为用户提供充足的交易窗口，全面满足省内用户绿电需求。截至6月初，已累计组织开展省内外绿电交易73场，交易电量65.6亿千瓦时。

下一步，我委将聚焦省内用户绿电消费需求，进一步拓展跨省区绿电交易规模，推动买卖双方通过自主协商确定交易量价。同时，加快推进第五条特高压送浙直流通道建设，全力支撑更多更优的绿电送浙，助力我省经济社会高质量发展。

衷心感谢您对我省能源工作的关心，希望在今后工作中继续得到您的支持和建议。

联系人：汪文辉；联系电话：0571-87056811。

浙江省发展和改革委员会

2023年6月26日