代表：
您好，感谢您对全市工业经济发展的关心和支持。您提出的《关于解决企业用电难、用电贵的建议》（第96号建议）收悉。现将办理情况答复如下：
一、关于企业用电难问题办理情况
（一）我市电网建设情况
目前，全市共有500千伏变电站1座，变电容量150万千伏安；500千伏输电线路2条，总长度127.38公里；220千伏变电站7座，变电容量213万千伏安；220千伏输电线路31条，总长度1192.87公里；110千伏变电站27座，变电容量204.45万千伏安；110千伏输电线路81条，总长度1503.56公里；35千伏变电站52座，变电容量49.95万千伏安；35千伏输电线路78条，总长度1176.97公里。全市电网基本形成了以500千伏为电源支撑，220千伏环网为骨干网架，110千伏及以下电网分层分区供电格局，能满足本地经济发展需要。目前，我市正加快中国西部（广元）绿色家居产业城、林丰铝电、中孚铝材、广平高速、动车运用所等重点园区、重大工程电力建设迁改工作。
（二）解决企业用电难的主要做法
1.简化办电流程。通过优化营商环境，高、低压业务实现办理现场勘查与供电方案答复、外部工程施工与竣工检验、供电合同签订与装表接电环节合并。低压业务办理仅保留“申请受理、配套工程施工、装表接电”3个环节，高压普通客户业务办理进一步取消了原有设计审查和中间检查，仅保留“申请受理、供电方案答复、外部工程实施、装表接电”4个环节，流程压减率达50%。
2.精简办电资料。全面推行“一证受理”，低压办电资料由4种精简至3种（登记表、身份证明、物业权属证明）；高压办电资料由5种精简至4种（登记表、身份证明、物业权属证明、政府部门立项批复文件）。
3.压缩接电时间。提前收集客户用电信息，预先安排配套电网工程建设，积极推行带电作业搭火，高、低压业务接电时间分别压减44.7%、82.53%。
4.延长出资界面。对10千伏非专线架空线路高压客户，将公司电网延伸到客户红线外第一支持物，第一支持物由公司负责出资建设；将城市地区低压项目接入容量从100千瓦提高到160千瓦，农村场镇低压项目接入容量从50千瓦提高到100千瓦。
5.多元化申请业务。全面推行“互联网+”营销服务，提供“掌上电力”手机APP、微信等线上办电渠道，客户可线上自助提交申请资料、查询业务进程和评价服务质量，供电服务窗口进一步前移，全面实现网上办电。
6.优化业务服务。对大中型客户推行“1+1”双经理（客户经理+项目经理）办电模式，实现高压客户办电“最多跑一次”；低压客户推行网格化经理服务，客户线上提交用电申请资料后,客户经理现场收集客户需求、办电资料，并开展现场查勘、配套工程实施、装表接电等“一岗式”服务，实现低压客户办电“一次都不跑”。
二、关于用电贵问题办理情况
（一）企业电费偏高的主要原因。前期，我局对电费较高工业企业进行了专题调研，经分析，目前导致企业电费偏高的主要原因是，部分企业业主认为变压器、供电线路越大越好，越大越保险，造成“大马拉小车”现象，导致企业基本电费偏高，增加企业用电成本。
（二）企业降低电费的主要路径选择。目前，四川地区目录电价按电压等级划分，政府性基金及附加按规定收取，大工业用户实行两部制电价，由电度电价和基本电价组成。目录电价和政府性基金及附加用电客户不能自行选择，但用电客户可根据企业生产经营状况，通过调整生产时段、基本电费计收方式、市场化交易品种选择等途径，减少电费成本。
1.合理利用丰枯、峰谷浮动电价政策。凡按规定应执行丰枯、峰谷浮动的电力客户均可优化生产计划，合理安排生产班次，做到避峰生产，充分利用低谷时段电价，以减少电费成本支出。
2.大工业客户合理选择基本电费计收方式。两部制用电客户可根根据企业情况，合理选择基本电费计收方式。其中：月度最大负荷率大于67%，可选择按容量计收基本电费；月度最大负荷率小于67%，且能准确预测负荷率，并能保证实际值大于预测值、但不超过预测值的105%，可选择按合同最大需量值计收基本电费；月度最大负荷率小于67%，但无法预测准确负荷率时，可选择按实际最大需量计收基本电费。
3.一般工商业客户合理选择两部制或单一制电价。变压器容量在315千伏安及以上的一般工商业客户，月用电稳定、无负荷陡增情况，则可选择两部制电价，并选择合理的基本电费计收方式；若月度用电不均衡，可能存在一月中仅几天生产、经营，且生产、经营期间负荷较大，但月用电量较小，则建议选择单一制电价，并合理调整生产时段。
4.实行两部制客户合理利用变压器暂停、减容政策。对选择基本电费按照容量计收的客户，在生产淡季时可提前5个工作日按规定办理变压器暂停或减容手续。
5.充分参与市场化交易并选择最适宜的交易品种。按照《四川省经济和信息化厅等4部门关于印发<四川省2019年省内电力市场化交易实施方案>的通知》（川经信电力〔2019〕25号）规定，工业专变客户可直接在四川电力交易中心注册即可进入市场。2019年市场交易品种共8类。其中，铝电合作交易只适用于2018年已参加铝电长期战略合作的省内电解铝企业，跨省联动交易和战略长协交易仅限定于省经济和信息化厅、省发展改革委确定的重点优势企业，留存电量交易为三州（阿坝、凉山、甘孜）特殊政策，关停补偿交易适用于电厂。广元一般工业客户主要适宜常规直购交易、富余电量交易和低谷弃水电量交易。其中：
（1）常规直购交易。到户电价为：交易电价+输配电价+政府性基金及附加+基本电价。其中，交易电价由企业和电厂磋商，2019年平均交易电价约为0.308元/千瓦时；输配电价、政府性基金及附加、基本电价按规定收取。大工业客户10千伏参考到户均价（不含基本电费）约为0.55396元/千瓦时。
（2）富余电量交易。到户电价为：交易电价+输配电价+政府性基金及附加+基本电价。每年6至10月，相对上一年度的增量电量可参与富余电量交易，新投产企业每月20%的电量可直接参与交易。富余电量交易电价为0.075元—0.125元/千瓦时。输配电价、政府性基金及附加、基本电价按规定收取。大工业客户10千伏参考到户均价（不含基本电费）约为0.22616元/千瓦时—0.27616元/千瓦时。
（3）低谷弃水电量交易。到户电价为：交易电价+输配电价。此品种只限于6-10月低谷时段电量，且参与此品种后，不能参与其他任何交易品种。交易电价不高于0.075元/千瓦时。输配电价执行0.105元/千瓦时。参与低谷弃水电量交易的到户电价水平预计不超过0.18元/千瓦时，但其他时段电价均执行目录电价政策，全年到户电价需进一步统筹考虑。
所有参与市场化交易的客户应对企业用电情况进行准确测算，计划交易电量与实际用电量应在规定的偏差范围以内，否则在获得电价优惠的同时，也将面临偏差考核电费。若用电客户与售电公司签订了代理协议，市场化交易情况应以双方协议内容为准。
综上，为减少企业电费支出，电力客户在按需报装变压器容量、提高负荷率的同时，要合理安排生产班次，错峰生产，充分利用谷段低电价；要根据生产经营状况、月度最大负荷和用电量等情况，合理选择单一制电价或两部制电价，以及最优基本电费计收方式；要及时做好生产淡季的变压器暂停、减容业务变更；要结合近年用电电量增幅、峰谷电量占比等情况，做好月度用电预测，合理选择市场化交易品种。
三、下一步工作打算
下一步，我局将会同国网广元供电公司进一步深入调研全市重点工业企业用电保障、电价水平及供电服务等情况，加大电力优惠政策宣传力度，提高电力优惠政策企业知晓率，并指导企业科学合理选择交易品种，优化用电方案，降低基本电费，确保企业最大限度享受政策红利。同时,为避免电力用户报装变压器容量过大,造成社会资源浪费,指导电网企业与用户认真研究用电容量，并通过合同进行约定。
最后，再次感谢您对全市工业经济工作的关心与支持，真诚希望您多提宝贵意见和建议。