广西多地再遭暴雨袭击 博白县4.8万人受灾

1~7月，规模以上工业企业每百元主营业务收入中的成本和费用合计为92.63元，同比下降0.38元。

电力交易：尽管如此，发电企业仍需要关注由越发广泛的电力市场化交易所带来的电价空间压缩。从已有的调整办法看，政府征费和税费的减免占了较大比例，故发电企业不是直接的利益受损方。

交叉补贴：中国历来存在电费交叉补贴的现象，即工商业用户承担了较高电价，而居民和农业用户承担了较低的电价。国家的目标是年内将一般工商业电价降低10%，届时更大范围的影响将逐步显现交叉补贴：中国历来存在电费交叉补贴的现象，即工商业用户承担了较高电价，而居民和农业用户承担了较低的电价。在这种情况下，加之去年以来煤炭和天然气价格的上涨，国内发电企业今年仍将面对一定的利润压力。国家的目标是年内将一般工商业电价降低10%，届时更大范围的影响将逐步显现。

有些省份已开始大幅削减发电计划的比例，并强制非计划的电量参与市场化交易、不再坐享确定的电网收购价。随着电力市场化改革的深入，交叉补贴问题有可能逐步被改变，监管部门希望逐步在补贴程度上予以调整(但此轮电价调整没有涉及居民用户)。其中大部分省直接降低一般工商业销售电价或者输配电价，另外，部分地区采取电价政策调整的措施，实现一般工商业用户的电价下降效果。

自2015年电力体制改革以来，国家有针对性地出台了多项降低要素成本政策措施，有效地降低了企业用电成本。统计显示，吉林、北京、上海三地一般工商业电价居于全国最高水平此前，新疆一般工商业电价为0.508至0.515元／千瓦时，非居民照明电价0.525至0.700元／千瓦时不等。新疆一般工商业电价调整的资金主要利用电网企业增值税税率下调腾出的空间、电网企业期末留底退税额一次性退返资金，以及哈郑直流输电价格降价腾出的空间予以保障，不增加自治区财政负担。

和田地区一般工商业及其他类用电销售电价仍按0.45元／千瓦时执行。调价后，新疆一般工商业及其他类目录销售电价统一调整为0.4744至0.4814元／千瓦时，平均降幅9％以上。

通知要求，此次调整后的电价政策自5月1日起执行，已经收取电费的用户，由国网新疆电力有限公司按照5月份起实际抄见电量折算差额电费向用户进行清退。本次调价后，一般工商业及其他类用户每年可节约电费支出6.5亿元以上。新疆维吾尔自治区发改委相关人士介绍，新疆现有一般工商业及其他类用户81.27万户，2017年用电量149.53亿千瓦时。调价前，新疆销售电价分为农业生产、居民生活、非居民照明、一般工商业、大工业电价等5类，本次将非居民照明用电与一般工商业用电合并为一般工商业及其他用电，新疆销售电价分类减少至4类。

新疆维吾尔自治区发改委10日下发的《关于降低我区一般工商业及其他类用电价格有关事项的通知》明确，新疆一般工商业及其他类目录销售电价平均降幅9％以上，81.27万一般工商业及其他类用户每年可节约电费支出6.5亿元以上新疆一般工商业电价调整的资金主要利用电网企业增值税税率下调腾出的空间、电网企业期末留底退税额一次性退返资金，以及哈郑直流输电价格降价腾出的空间予以保障，不增加自治区财政负担。调价后，新疆一般工商业及其他类目录销售电价统一调整为0.4744至0.4814元／千瓦时，平均降幅9％以上。新疆维吾尔自治区发改委相关人士介绍，新疆现有一般工商业及其他类用户81.27万户，2017年用电量149.53亿千瓦时。

新疆维吾尔自治区发改委10日下发的《关于降低我区一般工商业及其他类用电价格有关事项的通知》明确，新疆一般工商业及其他类目录销售电价平均降幅9％以上，81.27万一般工商业及其他类用户每年可节约电费支出6.5亿元以上。和田地区一般工商业及其他类用电销售电价仍按0.45元／千瓦时执行。

调价前，新疆销售电价分为农业生产、居民生活、非居民照明、一般工商业、大工业电价等5类，本次将非居民照明用电与一般工商业用电合并为一般工商业及其他用电，新疆销售电价分类减少至4类。此前，新疆一般工商业电价为0.508至0.515元／千瓦时，非居民照明电价0.525至0.700元／千瓦时不等。

本次调价后，一般工商业及其他类用户每年可节约电费支出6.5亿元以上。通知要求，此次调整后的电价政策自5月1日起执行，已经收取电费的用户，由国网新疆电力有限公司按照5月份起实际抄见电量折算差额电费向用户进行清退电力工业是国民经济发展的重要基础工业。在行业管理方面，结构性过剩主要是行政管控、国企垄断，前者表现为计划电与市场电双轨运行有待并轨，行政命令凌驾于市场规则的情况时有发生，电价作为资源优化配置的信号灯与指示器作用还难以发挥;后者表现为电力行业以中央或省属国有企业为主，市场主体难言多元、市场竞争还不充分。作者系国网山东省电力公司经济技术研究院 薛万磊 徐楠;国网能源研究院有限公司 李江涛。在服务产品方面，电力企业从单一的电能生产者或销售者向综合能源供应商转变，既要扩大产品种类，又要提高服务水平。

供给侧结构性改革的概念，由习近平总书记在2015年底首次提出。两年多来，供给侧结构性改革的理论内涵不断丰富、政策体系日臻完善、实施效果逐步显现，成为经济新常态下引领我国经济转型升级的理论指南，是新时代中推动我国经济高质量发展的实践主线。

但根源性的，电力供给侧结构性改革的核心应是体制机制变革，既充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，又充分发挥政府的规划引导、监督管制作用，实现增长协同、利用高效、市场完善、竞争充分、产品丰富、技术领先的高水平供需平衡。供给侧结构性改革中的电力发展宏观层面的供给侧结构性改革，着眼于自然资源、劳动力、资本、技术等供给要素的优化配置。

在供给侧结构性改革中电力处于什么样的地位、发挥什么样的作用，电力工业是否需要以及如何推进自身的供给侧结构性改革，是值得深入思考、认真回答的时代之问。电力供给侧结构性改革将电力供给侧结构性改革置于宏观层面，其阶段性成效主要体现在去产能、降成本、补短板三个方面。

电力供给侧结构性改革的内容和举措可能很多，有的立足于破解当前电力发展的突出矛盾和关键难题，以期提高电力生产力;有的着眼于构建长效机制，注重完善电力生产关系。在供应能力方面，电源上的结构性过剩主要是煤电机组利用小时数偏低、新能源蔓延式发展，供应惯性增长与需求增速放缓之间存在着不匹配与不协调;结构性不足主要是燃气、抽蓄等灵活性电源规模过小，煤电装机富余但灵活性不足，系统调节能力严重缺失。聚焦地看，电力供给侧结构性改革其本身亦是从提高电力供给质量和效率的角度出发，用改革的办法提高电力供给对用电需求变化的适应性和灵活性，实现由低水平供需平衡向高水平供需平衡的跃升，推动新时代电力可持续、高质量发展。这就要求电力市场主体充分利用大数据、云计算、物联网、移动互联网等先进技术，以能源互联网、智慧能源、多能互补为方向，面向产业园区、工业企业、公共建筑、居民用户等服务对象，开展能效诊断、用能监测、节能改造、电能替代、分布式发电等多元业务。

电力需求的重大变化包括：一是增速放缓趋稳，电力消费已经明显告别了连续多年的两位数高速增长，但未来既不是立即萎靡减少也不是很快趋于饱和，而是长期保持中高速平稳增长;二是结构持续调整，第二产业占全社会用电量的比重加快下降，第三产业及居民消费占比的提升趋势不断稳固;三是动力转换接续，传统高耗能行业对用电增长波动的影响有所减小，高端装备制造、新兴信息通讯等战略性产业发展势头持续壮大、接续效果逐步显现;四是区域协同发展，中东部传统负荷中心用电需求保持较快增长，西部落后地区电力消费维持高速增长，地区发展更趋平衡;五是需求多元灵活，用户对电能质量、电力服务的要求不断提高，个性化、灵活性需求强势涌现，从用得上电到用得起电、用得好电的转变势不可挡。在行业管理方面，政府的基础性作用主要体现在规划制定和监督管控上，其中前者要求增强电力规划的全面性、科学性与严肃性，加强国家规划与省级规划之间的衔接、分品种电源之间的协调、滚动与调整之间的规范;后者要求从法律、机构、人才、技术等方面予以突破，制定专门监管法律，加强专业监管力量，培养专职监管人才，提升专业监管技术。

在服务产品方面，结构性过剩表现为电力行业的服务与产品仍主要是简单的电量交易(电厂与电网之间)和传统的电能销售(电网与用户之间)。本文刊载于《中国电力企业管理》2018年07期,有删减。

然而，电力供应并未跟上变化了的电力需求，突出矛盾是结构性过剩与结构性不足共存，主要表现在供应能力、行业管理、服务产品等方面。因此，通常从狭义上理解和看待的电力供应、电力消费都是经济活动的供给侧。

作为重要的基础工业产品和生产生活资料，电力发展既是宏观供给侧结构性改革的重点领域，又是宏观供给侧结构性改革的重要支撑。结构性不足主要是市场机制的不健全、市场监管的不到位，前者表现为交易机制还不成熟、价格机制还不完善，相当一部分电价、电量仍由政府制定或分配，交叉补贴现象还较严重;后者表现为市场监管的职能分散、职责不清、力度不强，专业性监管力量、技术手段明显不足。电力发展的结构性矛盾对电力行业而言，电力供给跟不上变化了的电力需求的问题同样存在，电力供需的主要矛盾亦在供给侧，根源亦在于结构性失衡。宏观层面供给侧结构性改革的思路与方法，同样适用于电力供给侧结构性改革。

电力供给侧结构性改革，既不能是既有政策措施的排列组合，也不能是蹭热度、赶时髦的应景之作。在供给侧结构性改革的背景下看待电力发展，要站在电力行业发展的宏观视角，从供给侧结构性改革的理论源头出发，发现电力供给与电力需求之间的结构性矛盾，提出有理论、成体系、经得起实践与时间检验的改革良方。

电网上的结构性过剩是在需求高速增长浪潮消退、送端电源大量停建缓建的背景下，部分传输线路利用率偏低，未能发挥应有的经济社会效益;结构性不足是部分农村及边远地区配电网结构仍较薄弱，配置能力依然较低，难以有效满足人民日益增长的美好生活需要。增强市场决定性作用的主要举措包括鼓励市场主体多元、放开电力价格管制，其中前者要求在继续放开发电市场的基础上，通过增量配电改革与售电侧放开，不断提高市场的透明度、竞争的充分度，使电力企业真正成为自主经营、自负盈亏、自我约束、自我发展的市场主体;后者是体制机制改革的核心难题，只有加快还原电力的商品属性，建立统一开放、公平合理、竞争有序、监管有效的现代电力市场体系，进一步明确和完善市场交易品种和规则等核心制度，才能矫正以前过多依靠行政配置资源带来的要素配置扭曲。

而结构性不足的表现，既有满足个性化、灵活性用电需求的体制机制有待完善、服务质量有待提升;又有电能产品过于单一，提供综合能源服务的运营模式亟待创新、专业力量亟待加强;还有利用大数据、物联网等先进技术的经济性不高、实用性欠佳，距离智能供电、智慧用电还有一定距离。在供应能力方面，传统电源的盲目扩张不能再依靠政府的取消、缓核、缓建命令来制止，可考虑在政府规划、电能交易之外建立容量市场来吸引和激励电源投资，让市场成为电源投资决策的决定性因素;清洁能源的弃能困境不能只依靠政治正确的双降任务来突破，可考虑实行参与市场交易、集中统一调度、电力绿色证书、清洁能源配制等措施在内的政策组合拳，推动清洁能源实现从新兴到替补、从配角到主角的转变;煤电灵活性改造要实现从政策引导到企业自发的转变，可考虑推广辅助服务市场试点经验，让灵活性电源获得与承担角色相匹配的经济收益;要提高电网投资与运行的经济性，输配电价的制定原则就要从简单的准许输配收入分配向反映并网位置、反映使用时间、反映利用效率、反映用户类型的科学输配电价定价方法转变，只要价格信号强劲，暂时的设备利用低效也可以很快得到提升;但对农网改造、边远地区、脱贫攻坚等政策性工程，政府的支持、引导和资助必不可少，政策性交叉补贴宜逐步转变为明补。