国家发改委在回复全国人大代表关于促进抽水蓄能电站发展的建议相关意见时指出：抽水蓄能电站是电力系统最主要的调节电源，在保障电力安全、促进清洁能源消纳、提升电力系统性能等方面发挥着重要作用。
国家发改委表示将组织相关省份协商确定容量电费分摊比例，以更好满足相关省份实际需求，最大程度发挥抽水蓄能电站综合效益。
此外，在回复人大代表关于工商业电价的建议时，国家发改委表示与2014年相比，当前大工业、一般工商业电价每千瓦时降幅超过10%、30%，每年降低企业用电成本超过6000亿元。
国家发改委未来要持续深化电价市场化改革，有序放开尚未由市场形成价格的上网电价和销售电价，加快推进电力现货市场建设试点，完善相关政策和市场交易规则，不断扩大电力市场化交易规模，充分发挥市场机制作用，促进企业用电成本进一步下降。未来发改委将进一步加强对电价政策性交叉补贴问题的研究，推动逐步解决政策性交叉补贴问题。
对十三届全国人大四次会议第3436号建议的答复
您提出的关于加快完善抽蓄电价形成机制推动抽蓄电站可持续发展的建议收悉。经认真研究，现答复如下。
抽水蓄能电站具有调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能，是电力系统最主要的调节电源，在保障电力安全、促进清洁能源消纳、提升电力系统性能等方面发挥着“稳定器”“调节器”作用。2004年以来，我委和国家能源局逐步建立健全抽水蓄能价格机制，推动形成合理的抽水蓄能投资模式和回报机制，2014年出台《关于完善抽水蓄能价格形成机制有关问题的通知》(发改价格﹝2014﹞1763号)，2015年出台《关于鼓励社会资本投资水电站的指导意见》(国能新能〔2015〕8号)，进一步完善相关政策，有效调动了各方面积极性，对促进抽水蓄能健康发展发挥了重要作用。但随着电力市场化改革的不断深化、新能源占比的不断提高，原有相关政策机制运行中出现一些新情况、新问题。我们赞同您提出的加快完善抽水蓄能价格形成机制，推动抽水蓄能可持续发展。
一、关于完善抽水蓄能价格形成机制。适应新形势、新要求，2021年4月30日，我委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号，以下简称《意见》)，促进抽水蓄能加快发展。《意见》坚持以两部制电价政策为主体，强化与电力市场建设发展的衔接，着力提升抽水蓄能电价形成机制的科学性、操作性和有效性。
一是适应电力市场建设发展优化了电量电价机制。在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算，抽水蓄能电站抽水电量不执行输配电价、不承担政府性基金及附加。在电力现货市场尚未运行的地方，抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行;抽水蓄能电站上网电量由电网企业收购，上网电价按燃煤发电基准价执行。
二是完善容量电价核定和容量电费回收机制。明确根据《抽水蓄能容量电价核定办法》，在成本调查基础上，对标行业先进水平合理确定核价参数，统一核定抽水蓄能容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收，保障了容量电费的足额回收。
二、关于建立合理的投资模式。国能新能〔2015〕8号文件明确要求，通过业主招标等方式进一步鼓励和积极支持社会资本投资抽水蓄能电站，未明确开发主体的抽水蓄能电站可通过市场方式选择投资者，建立以业主招标为主要形式的鼓励社会资本投资抽水蓄能电站的工作机制等。
近年来，除国家电网公司和南方电网公司外，三峡集团、华电集团、中核集团、福建投资集团、华源电力等一批企业纷纷进入抽水蓄能领域进行投资建设，逐步形成投资主体多元化局面。目前，国家能源局正在组织编制全国新一轮抽水蓄能发展中长期规划，将继续完善相关政策措施，进一步推动抽水蓄能投资主体多元化。
三、关于建立合理的回报机制。《意见》在明确抽水蓄能价格形成机制的同时，要求各地价格主管部门、能源主管部门按照职能分工，加快确立抽水蓄能电站独立市场主体地位，推动电站平等参与电力中长期交易、现货市场交易、辅助服务市场或辅助服务补偿机制;提出适应电力市场建设发展进程和产业发展实际需要，适时降低或根据抽水蓄能电站主动要求降低政府核定容量电价覆盖电站机组设计容量的比例，以推动电站自主运用剩余机组容量参与电力市场，逐步实现电站主要通过参与市场回收成本、获得收益。
对十三届全国人大四次会议第3437号建议的答复
您提出的关于完善抽蓄电价机制促进抽蓄电站可持续发展的建议收悉。经商国家能源局，现答复如下。
抽水蓄能电站是电力系统最主要的调节电源，在保障电力安全、促进清洁能源消纳、提升电力系统性能等方面发挥着重要作用。我们赞同您提出的关于完善抽蓄电价形成机制、合理确定价格水平的建议。
一、关于完善抽水蓄能电价机制、疏导价格矛盾
2021年4月30日，我委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号，以下简称《意见》)，为抽水蓄能加快发展注入强劲动力。强化与电力市场建设发展的衔接，着力提升抽水蓄能电价形成机制的科学性、操作性和有效性。
一是适应电力市场建设发展优化了电量电价机制。《意见》明确，在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算;在电力现货市场尚未运行的地方，抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行。
二是明确将容量电费纳入省级电网输配电价回收。《意见》明确政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收，保障了容量电费的足额回收。
二、关于完善考核评价机制、合理确定价格水平
《意见》进一步完善了容量电价核定机制，明确由我委根据《抽水蓄能容量电价核定办法》，在成本调查基础上，对标行业先进水平合理确定核价参数，按照经营期定价法核定抽水蓄能容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。上一监管周期抽水蓄能电站可用率不达标的，适当降低核定容量电价水平。
对十三届全国人大四次会议第4348号建议的答复
您提出的关于开放抽蓄投资完善抽蓄电价机制、促进抽蓄电站可持续发展的建议收悉。经商国家能源局，现答复如下。
抽水蓄能电站是电力系统最主要的调节电源，在保障电力安全、促进清洁能源消纳、提升电力系统性能等方面发挥着重要作用。我们赞同您提出的关于完善抽水蓄能电价形成机制、支持抽水蓄能可持续发展的建议。
一、关于完善抽水蓄能价格形成机制
2021年4月30日，我委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号)，为抽水蓄能加快发展注入強劲动力。强化与电力市场建设发展的衔接，着力提升抽水蓄能电价形成机制的科学性、操作性和有效性。一是适应电力市场建设发展优化了电量电价机制。在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。在电力现货市场尚未运行的地方，抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行。二是完善容量电价核定和容量电费回收机制。在成本调查基础上，统一核定抽水蓄能容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收，保障了容量电费的足额回收。
二、关于吸引社会资本投资建设运营抽水蓄能电站
近年来，除国家电网公司和南方电网公司外，三峡集团、华电集团、中核集团、福建投资集团、华源电力等一批企业纷纷进入抽水蓄能领域进行投资建设，逐步形成投资主体多元化局面。《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确电网企业要与非电网投资主体投资建设的抽水蓄能电站签订规范的中长期购售电合同，坚持公平公正公开原则对抽水蓄能电站实施调度，严格执行我委核定的容量电价和根据本意见形成的电量电价，按月及时结算电费。这有效保障了非电网投资主体利益，将进一步调动社会资本参与抽水蓄能电站建设运营的积极性。
三、关于强化规划引领、加快抽水蓄能电站建设
目前，国家能源局正组织编制新一轮抽水蓄能中长期规划。先由各省级能源主管部门组织提出本省新一轮抽水蓄能中长期规划需求，国家能源局在汇总各省规划需求的基础上，编制形成全国新一轮抽水蓄能中长期规划。各省级能源主管部门按照规划核准抽水蓄能项目。
对十三届全国人大四次会议第8190号建议的答复
您提出的关于疏导抽水蓄能电站容量电费的建议收悉。经商国家能源局，现答复如下。
抽水蓄能电站具有调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能，是电力系统最主要的调节电源，在保障电力安全、促进清洁能源消纳、提升电力系统性能等方面发挥着“稳定器”“调节器”作用。2004年以来，我委逐步建立健全抽水蓄能价格机制，2014年出台《关于完善抽水蓄能价格形成机制有关问题的通知》(发改价格﹝2014﹞1763号)，进一步完善价格形成机制，有效调动了各方面积极性，对促进抽水蓄能健康发展发挥了重要作用。但随着电力市场化改革的不断深化、新能源占比的不断提高，原有价格机制运行中出现一些新情况、新问题，需要进一步完善。
2021年4月30日，我委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号，以下简称《意见》)，明确了抽水蓄能电站容量电费的分摊方式。
一是完善容量电费在多个省级电网的分摊方式。明确根据功能和服务情况，抽水蓄能电站容量电费需要在多个省级电网分摊的，由我委组织相关省区协商确定分摊比例，或参照《区域电网输电价格定价办法》(发改价格〔2020〕100号)明确的区域电网容量电费分摊比例合理确定。已经明确容量电费分摊比例的在运电站继续按现行分摊比例执行，并根据情况适时调整。
二是完善容量电费在特定电源和电力系统间的分摊方式。根据项目核准文件，抽水蓄能电站明确同时服务于特定电源和电力系统的，应明确机组容量分摊比例，容量电费按容量分摊比例在特定电源和电力系统之间进行分摊。特定电源应分摊的容量电费由相关受益主体承担，并在核定抽水蓄能电站容量电价时相应扣减。
下一步，对安徽省内建设的抽水蓄能电站，如果服务多个省级电网且尚未明确容量电费分摊比例，我们将根据《意见》规定，组织相关省份协商确定分摊比例，以更好满足相关省份实际需求，最大程度发挥抽水蓄能电站综合效益。
对十三届全国人大四次会议第10088号建议的答复
你们提出的关于开放抽蓄投资完善抽蓄电价机制促进抽水蓄能电站可持续发展的建议收悉。经商国家能源局，现答复如下。
抽水蓄能电站是电力系统最主要的调节电源，在保障电力安全、促进清洁能源消纳、提升电力系统性能等方面发挥着重要作用。我们赞同您提出的关于完善抽水蓄能电价形成机制、支持抽水蓄能可持续发展的建议。
一、关于完善抽水蓄能价格形成机制
2021年4月30日，我委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号)，为抽水蓄能加快发展注入強劲动力。强化与电力市场建设发展的衔接，着力提升抽水蓄能电价形成机制的科学性、操作性和有效性。
一是适应电力市场建设发展优化了电量电价机制。在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。在电力现货市场尚未运行的地方，抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行。
二是完善容量电价核定和容量电费回收机制。在成本调查基础上，统一核定抽水蓄能容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收，保障了容量电费的足额回收。
二、关于吸引社会资本投资建设运营抽水蓄能电站
近年来，除国家电网公司和南方电网公司外，三峡集团、华电集团、中核集团、福建投资集团、华源电力等一批企业纷纷进入抽水蓄能领域进行投资建设，逐步形成投资主体多元化局面。《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》明确电网企业要与非电网投资主体投资建设的抽水蓄能电站签订规范的中长期购售电合同，坚持公平公正公开原则对抽水蓄能电站实施调度，严格执行我委核定的容量电价和根据本意见形成的电量电价，按月及时结算电费。这有效保障了非电网投资主体利益，将进一步调动社会资本参与抽水蓄能电站建设运营的积极性。
三、关于强化规划引领、加快黑龙江等地区抽水蓄能电站建设
目前，国家能源局正组织编制新一轮抽水蓄能中长期规划。先由各省级能源主管部门组织提出本省新一轮抽水蓄能中长期规划需求，国家能源局在汇总各省规划需求的基础上，编制形成全国新一轮抽水蓄能中长期规划。各省级能源主管部门按照规划核准抽水蓄能项目。
国家能源局将认真研究代表建议，督促黑龙江省能源主管部门做好抽水蓄能站点资源普查，坚持生态优先，推荐站点应具有环境可行性，在此基础上提出发展思路、主要任务、重大布局等，然后统筹纳入全国新一轮抽水蓄能中长期规划，积极支持黑龙江省抽水蓄能电站建设。
对十三届全国人大四次会议第8671号建议的答复
您提出的关于完善抽水蓄能电价机制、促进抽水蓄能可持续发展的建议收悉。经商国家能源局，现答复如下。
抽水蓄能电站是电力系统最主要的调节电源，在保障电力安全、促进清洁能源消纳、提升电力系统性能等方面发挥着重要作用。我们赞同您提出的关于完善抽水蓄能电价形成机制、支持抽水蓄能可持续发展的建议。
一、关于完善抽水蓄能价格形成机制
2021年4月30日，我委印发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》(发改价格〔2021〕633号，以下简称633号文)，为抽水蓄能加快发展注入强劲动力。强化与电力市场建设发展的衔接，着力提升抽水蓄能电价形成机制的科学性、操作性和有效性。
一是适应电力市场建设发展优化了电量电价机制。在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。在电力现货市场尚未运行的地方，抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行，鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行。
二是完善容量电价核定和容量电费回收机制。在成本调查基础上，统一核定抽水蓄能容量电价，并随省级电网输配电价监管周期同步调整。政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收，保障了容量电费的足额回收。
二、关于吸引社会资本投资建设运营抽水蓄能电站
近年来，除国家电网公司和南方电网公司外，三峡集团、华电集团、中核集团、福建投资集团、华源电力等一批企业纷纷进入抽水蓄能领域进行投资建设，逐步形成投资主体多元化局面。633号文明确电网企业要与非电网投资主体投资建设的抽水蓄能电站签订规范的中长期购售电合同，坚持公平公正公开原则对抽水蓄能电站实施调度，严格执行我委核定的容量电价和根据本意见形成的电量电价，按月及时结算电费。这有效保障了非电网投资主体利益，将进一步调动社会资本参与抽水蓄能电站建设运营的积极性。
三、关于强化规划引领、加快抽水蓄能电站建设
目前，国家能源局正组织编制新一轮抽水蓄能中长期规划。先由各省级能源主管部门组织提出本省新一轮抽水蓄能中长期规划需求，国家能源局在汇总各省规划需求的基础上，编制形成全国新一轮抽水蓄能中长期规划。
对十三届全国人大四次会议第7410号建议的答复
你们提出的关于持续推进降低一般工商业用电成本、有力支撑巩固经济恢复性增长基础的建议收悉。经商财政部，现答复如下。
一、关于加大财税支持力度，免征或减征政府性基金及附加
近年来，按照党中央、国务院决策部署，财政部会同相关部门出台了一系列清理电力基金及附加的措施，包括取消城市公用事业附加、工业企业结构调整专项资金;2017、2018年将国家重大水利工程建设基金征收标准连续两年下调25%，2019年再次下调50%;将大中型水库移民后期扶持基金征收标准下调25%等。随电价征收的政府性基金及附加水平呈持续下降趋势。
目前，电价政府性基金及附加包括国家重大水利工程建设基金、水库移民扶持基金、可再生能源电价附加基金、农网还贷资金等四项。其中，国家重大水利工程建设基金主要用于解决南水北调工程建设、三峡工程后续工作，以及中西部地区重大水利工程建设问题;水库移民扶持基金主要用于为2500万大中型水库农民移民提供每人每年600元生活补助和扶持小型水库农村移民生产生活，对于支持乡村振兴发挥着重要作用。可再生能源电价附加是根据《可再生能源法》征收，主要用于补贴可再生能源项目上网电价与常规能源上网电价差额。农网还贷资金主要涉及农村尤其是中西部贫困地区农村电网改造还本付息。上述政府性基金及附加对解决我国重大民生问题、支持公共事业发展具有重大的积极意义。你们提出的建议对我们的工作具有参考价值，我们将在今后的工作中认真予以研究。
二、关于给予一般工商业企业电价优惠
近年来，按照党中央、国务院决策部署和《政府工作报告》要求，我委会同相关部门持续推进降电价工作落实，特别是2018、2019年一般工商业平均电价连续降低10%，2020年非高耗能行业电价阶段性降低5%，有效降低了企业用电成本。与2014年相比，当前大工业、一般工商业电价每千瓦时降幅超过10%、30%，每年降低企业用电成本超过6000亿元，市场主体实实在在地享受到了降电价政策红利。
今年《政府工作报告》提出，允许所有制造业企业参与电力市场化交易，进一步清理用电不合理加价，继续推动降低一般工商业电价。下一步，我们将认真贯彻落实《政府工作报告》部署要求，加大清理规范供电不合理加价工作力度，积极配合市场监管总局开展非电网供电环节价格行为监督检查，确保国家电价政策红利足额传导至终端用户。同时，持续深化电价市场化改革，有序放开尚未由市场形成价格的竞争性领域上网电价和销售电价，加快推进电力市场建设，完善市场交易规则，不断扩大电力市场化交易规模，充分发挥市场机制作用，促进企业用电成本进一步下降。
2019年以来，我委、国家能源局先后出台《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》(发改能源〔2019〕807号)等一系列文件，进一步建立健全可再生能源电力消纳保障机制，探索通过市场化方式促进可再生能源消纳，实现可再生能源跨省跨区大范围优化配置。2020年，修订发布《电力中长期交易基本规则》(发改能源规〔2020〕889号)，将可再生能源纳入电力中长期交易范围，提出采用“保量保价”和“保量竞价”相结合的方式，推动包括风电、光伏发电在内的优先发电参与市场交易。近期，我委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》(发改价格〔2021〕833号)，明确新建项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，以更好体现光伏发电、风电的绿色电价价值。下一步，我们将持续推动风电、光伏发电参与电力市场交易，充分发挥市场机制作用，促进新能源产业持续高质量发展。
对十三届全国人大四次会议第1026号建议的答复
您提出的关于电价进一步透明的建议收悉。经商财政部、水利部、国家电网有限公司，现答复如下。
一、关于将附属电价明细进一步公开透明
近年来，按照国务院决策部署，财政部会同相关部门出台了一系列清理电力基金及附加的措施，包括取消城市公用事业附加、工业企业结构调整专项资金;2017、2018年将国家重大水利工程建设基金征收标准连续两年下调25%，2019年再次下调50%;将大中型水库移民后期扶持基金征收标准下调25%等。目前，电价政府性基金及附加包括国家重大水利工程建设基金、水库移民扶持基金、可再生能源电价附加基金和农网还贷资金。上述4项政府性基金及附加都已向社会公开了相应的征收管理办法，明确规定了基金征收主体、征收对象、征收标准、资金使用、监督管理等事项。
二、关于逐步下调国家中大型水库移民后期扶持资金
国家大中型水库移民后期扶持基金主要用于向大中型水库农村移民提供每人每年600元生活补助、对库区和移民安置区予以项目扶持等。2017年，财政部印发《关于降低国家重大水利工程建设基金和大中型水库移民后期扶持基金征收标准的通知》(财税〔2017〕51号)，将全国大中型水库移民后期扶持基金征收标准统一降低25%。国家中大型水库移民后期扶持资金对于解决我国重大民生问题、实施乡村振兴战略发挥着重要作用。下一步，我们将配合财政部、水利部适时对大中型水库移民后期扶持政策实施情况进行评估，在此基础上提出完善相关政策的意见建议。
三、关于调整符合所属省份工业发展需要的电网销售电价，最大程度减轻企业经营负担
近年来，按照党中央、国务院决策部署和《政府工作报告》要求，我委会同相关部门持续推进降电价工作落实，特别是2018、2019年一般工商业平均电价连续降低10%，2020年非高耗能行业电价阶段性降低5%，有效降低了企业用电成本。与2014年相比，当前大工业、一般工商业电价每千瓦时降幅超过10%、30%，每年降低企业用电成本超过6000亿元，市场主体实实在在地享受到了降电价政策红利。
今年《政府工作报告》提出，允许所有制造业企业参与电力市场化交易，进一步清理用电不合理加价，继续推动降低一般工商业电价。下一步，我们将认真贯彻落实《政府工作报告》部署要求，加大清理规范供电不合理加价工作力度，积极配合市场监管总局开展非电网供电环节价格行为监督检查，确保国家电价政策红利足额传导至终端用户。同时，持续深化电价市场化改革，有序放开尚未由市场形成价格的竞争性领域上网电价和销售电价，加快推进电力市场建设，完善市场交易规则，不断扩大电力市场化交易规模，充分发挥市场机制作用，促进企业用电成本进一步下降。
对十三届全国人大四次会议第9561号建议的答复
您提出的关于降低企业用电成本提高我国制造业国际竞争力的建议收悉，现答复如下。
近年来，按照党中央、国务院决策部署和《政府工作报告》要求，我委会同相关部门持续推进降电价工作落实，特别是2018、2019年一般工商业平均电价连续降低10%，2020年非高耗能行业电价阶段性降低5%，有效降低了企业用电成本。与2014年相比，当前大工业、一般工商业电价每千瓦时降幅超过10%、30%，每年降低企业用电成本超过6000亿元，市场主体实实在在地享受到了降电价政策红利。
今年《政府工作报告》提出，用改革办法推动降低企业生产经营成本，允许所有制造业企业参与电力市场化交易，进一步清理用电不合理加价，继续推动降低一般工商业电价。下一步，我们将认真贯彻落实《政府工作报告》部署要求，加大清理规范供电不合理加价工作力度，积极配合市场监管总局开展非电网供电环节价格行为监督检查，确保国家电价政策红利足额传导至终端用户。同时，持续深化电价市场化改革，有序放开尚未由市场形成价格的上网电价和销售电价，加快推进电力现货市场建设试点，完善相关政策和市场交易规则，不断扩大电力市场化交易规模，充分发挥市场机制作用，促进企业用电成本进一步下降。
对十三届全国人大四次会议第9111号建议的答复
你们提出的关于对汉中市等重要水源涵养地实行优惠能源价格鼓励绿色发展的建议，全国人大交由财政部、国家能源局和我委分别办理，现就涉及我委职能的事项答复如下。
一、关于国家出台相应政策，电价优惠幅度达到10%
近年来，按照党中央、国务院决策部署和《政府工作报告》要求，我委会同相关部门持续推进降电价工作落实，特别是2018年和2019年一般工商业平均电价连续降低10%，2020年非高耗能行业电价阶段性降低5%，有效降低了企业用电成本。与2014年相比，当前大工业、一般工商业电价每千瓦时降幅超过10%、30%，每年降低企业用电成本超过6000亿元，市场主体实实在在地享受到了降电价政策红利。
今年《政府工作报告》提出，允许所有制造业企业参与电力市场化交易，进一步清理用电不合理加价，继续推动降低一般工商业电价。下一步，我们将认真贯彻落实《政府工作报告》部署要求，加大清理规范供电不合理加价工作力度，积极配合市场监管总局开展非电网供电环节价格行为监督检查，确保国家电价政策红利足额传导至终端用户。同时，持续深化电价市场化改革，有序放开尚未由市场形成价格的上网电价和销售电价，加快推进电力市场建设，完善市场交易规则，不断扩大电力市场化交易规模，充分发挥市场机制作用，促进企业用电成本进一步下降。你们提出的建议对我们工作具有参考价值，我们将在今后工作中研究参考。
二、关于将汉中南部区划常规天然气、页岩气资源勘探开发项目列入国家“十四五”发展规划
目前，国家“十四五”规划《纲要》已发布，在“专栏20 经济安全保障工程”中提出“加强四川、鄂尔多斯、塔里木、准噶尔等重点盆地油气勘探开发，稳定渤海湾、松辽盆地老油区产量，建设川渝天然气生产基地。推进山西沁水盆地、鄂尔多斯东缘煤层气和川南、鄂西、云贵地区页岩气勘探开发，推进页岩油勘探开发”。你们提出的建议对我们的工作具有参考价值，我们将在今后工作中研究。
对十三届全国人大四次会议第1395号建议的答复
您提出的关于落实水电开发利益共享机制的建议收悉。经商水利部、能源局，现答复如下。
水电是可再生的绿色能源。为合理反映水电市场价值，更好发挥市场在资源配置中的决定性作用，2014年我委出台《关于完善水电上网电价形成机制的通知》(发改价格〔2014〕61号，以下简称《通知》)，对促进水电产业健康发展发挥了积极作用。同时，我委高度重视水电开发利益共享工作，2019年3月会同国家能源局等6部委联合印发《关于做好水电开发利益共享工作的指导意见》(发改能源规〔2019〕439号，以下简称《意见》)，进一步将水电开发利益共享工作引向深入。雅安是四川省重要的清洁能源基地，目前雅安地区水电站所发电量主要在省内消纳，为全省清洁能源供应保障提供了坚强支撑。我们赞同您提出的关于落实水电开发利益共享机制、推动水电开发更好促进地方经济社会发展的建议。
一、关于降低水电开发地区生产生活用电电价水平
《通知》明确省内水电上网电价实行标杆电价制度。各省(区、市)水电标杆上网电价以本省省级电网企业平均购电价格为基础，统筹考虑电力市场供求变化趋势和水电开发成本制定。具体由省级价格主管部门提出方案，报我委核准。鼓励通过竞争方式确定水电价格，逐步实行由市场竞争形成电价的机制，具备条件的地区，可探索通过招标等竞争方式确定水电项目业主和上网电价。《意见》也提出，鼓励通过市场化方式适当降低库区生产生活用电电价水平。我们支持水电企业与当地电力用户签订长期合作协议，协商确定水电价格。
二、关于优先保障水电开发地区用电需求
《意见》明确水电消纳要统筹好当地与外送两个市场，优先保障当地用电需求。水电站留存、外送电量涉及水电站功能定位、丰枯期发电能力、当地电力供需形势、电网条件等多种因素，需要做好多方面的统筹衔接，既要保障当地用电需求，也要避免发生弃水问题。雅安地区水电站均属四川省内自用电源，实际运行消纳方式由四川省能源主管部门会同省电网公司结合四川整体电力供需形势、电网条件确定。
三、关于给予水电开发地区特殊输配电价政策
2020年，我委出台《省级电网输配电价定价办法》，明确依据不同电压等级和用户的用电特性和成本结构，分别制定分电压等级、分用户类别的输配电价。在现行的价格机制中，省级电网输配电价的类别只有分电压等级和分用户类别的输配电价，未包含分不同地区的输配电价。在省级电网内对特定地区出台优惠输配电价，其他地区输配电价就要上涨，形成地区间的电价交叉补贴，不符合电价改革方向，客观上也难以操作。
对十三届全国人大四次会议第8485号建议的答复
您提出的关于避免“以工补农”有效降低工业电价促进地方经济高质量发展的建议收悉。现答复如下。
多年来，为保障民生、扶持农业发展，我国对农业用电实行低电价政策，农业生产用户在一定程度上享受了政策性交叉补贴。妥善处理电价政策性交叉补贴，对于促进公平负担、引导电力消费、构建科学合理的电价体系等有重要意义。近年来，我委通过深化输配电价改革，积极降低工商业电价，有效缓解了电价政策性交叉补贴矛盾，但受多方面因素制约，短期内电价政策性交叉补贴问题难以有效解决。2020年，我委根据《省级电网输配电价定价办法》规定，在严格成本监审的基础上，核定了第二监管周期省级电网输配电价，并指导地方制定出台了相应的销售电价。多数省份工业电价比第一监管周期有所下降，进一步减少了电价政策性交叉补贴。
下一步，我们将持续深化电价改革，进一步加强对电价政策性交叉补贴问题的研究，推动逐步解决政策性交叉补贴问题。
对十三届全国人大四次会议第7604号建议的答复
您提出的关于支持马边打造四川省重要磷化工联盟生产基地的建议，全国人大交由财政部、自然资源部和我委分别办理，现就涉及我委职能的事项答复如下。
近年来，按照党中央、国务院决策部署，我委会同相关部门持续推进降电价工作落实，特别是2018、2019年一般工商业平均电价连续降低10%，2020年非高耗能行业电价阶段性降低5%，有效降低了企业用电成本。与2014年相比，当前大工业、一般工商业电价每千瓦时降幅超过10%、30%，每年降低企业用电成本超过6000亿元，市场主体实实在在地享受到了降电价政策红利。
您在建议中提出给予稳定优惠电价支持政策，保障马边县磷化工生产园区企业生产稳定，对此我们非常理解。今年《政府工作报告》对推动降低企业用电成本工作了具体部署，要求允许所有制造业企业参与电力市场化交易，进一步清理用电不合理加价，继续推动降低一般工商业电价。下一步，我们将认真贯彻落实《政府工作报告》部署要求，加大清理规范供电不合理加价工作力度，积极配合市场监管总局开展非电网供电环节价格行为监督检查，确保国家电价政策红利足额传导至终端用户。同时，持续深化电价市场化改革，有序放开尚未由市场形成价格的竞争性领域上网电价和销售电价，加快推进电力市场建设，完善市场交易规则，不断扩大电力市场化交易规模，充分发挥市场机制作用，促进企业用电成本进一步下降。建议马边县磷化工生产园区企业积极参与电力市场交易，通过市场机制进一步降低企业用电成本。
对十三届全国人大四次会议第4227号建议的答复
您提出的关于继续支持马边享受精准扶持电价政策的建议收悉。经认真研究，现答复如下。
近年来，按照党中央、国务院决策部署和《政府工作报告》要求，我委积极会同相关部门持续抓好降电价工作落实，特别是2018、2019年连续降低一般工商业平均电价10%，2020年阶段性降低除高耗能行业外工商业电价5%，有效降低了企业用电成本。与2014年相比，当前大工业、一般工商业电价每千瓦时降幅分别超过10%和30%，年降低企业用电成本超过6000亿元，广大市场主体实实在在享受到了降电价政策红利。
下一步，我们将持续深化电力改革。尽快推进电力市场建设发展，通过市场化方式充分发挥市场在电价形成中的决定性作用，促进降低工商业用电成本。
马边县政府利用当地资源优势，通过推动水电企业与磷化工企业协商签订协议的方式引导电力资源优化配置、降低实体经济用能成本的政策符合电价市场化改革的方向，我们对此表示支持。我们赞成您提出的建议，将继续加大工作力度，指导各地推进电力市场化改革。
对十三届全国人大四次会议第4583号建议的答复
您提出的关于巩固拓展脱贫攻坚电气化成果助力乡村振兴战略的建议，全国人大交由国家乡村振兴局、国家能源局和我委分别办理，现就涉及我委职能的事项答复如下。
我委积极推进农村电网改造工作，目前已实现所有省级电网城乡用电同价，并对农业生产用电实行较低价格。同时，深化输配电价改革，在两个监管周期的核价中，按照“准许成本加合理收益”的原则，根据输配电定价办法和成本监审办法的有关规定，加强成本监审，确认准许成本，并将包括农网改造在内的电网全部投资计入有效资产，纳入输配电价。
“十四五”时期是巩固拓展脱贫攻坚成果的关键期，也是贯彻落实乡村振兴战略、推动乡村电气化水平提升的发力期，我委将安排中央预算内投资，积极支持农村电网巩固提升工程建设;持续深化电价改革，结合第三周期输配电价改革，进一步理顺电价结构，完善电力价格体系，为农村经济社会发展和乡村振兴战略实施提供坚实保障。
责任编辑：周末
