为了有效缓解实体经济企业困难、应对经济下行压力、增强经济可持续发展能力，日前，国务院出台《降低实体经济企业成本工作方案》（国发[2016]48号，以下简称工作方案），将降低能源成本作为降低实体经济企业成本六大途径之一，明确提出“企业用电、用气定价机制市场化程度明显提升，工商业用电和工业用气价格合理降低”的目标任务。这是基于我国实体经济用能量巨大，用能成本相对较高，不同能源行业市场化程度不同，不同能源品种价格下降空间不一而做出科学决策。
加快推进能源领域改革，放开竞争性环节价格。《工作方案》明确提出，2017年基本放开竞争性领域和环节价格管制，形成充分竞争的机制，使能源价格充分反映市场供求变化，提高价格灵活性，突出强调做好以下两个方面的工作。一是加快推进电力、石油、天然气等领域市场化改革。尽可能在上述各领域、各环节打破垄断，引入竞争机制。二是完善光伏、风电等新能源发电并网机制。在当前能源和电力需求增长趋缓的形势下，随着可再生能源开发利用规模不断扩大，部分地区也出现了较为严重的弃风弃光弃水等突出问题，必须加以妥善解决。
加快推进电力体制改革，合理降低企业用电成本。《工作方案》将降低企业用电成本作为降低企业用能成本的最有力、最直接、最有效的手段。明确要求以进一步深化电力体制改革作为推动电力价格下降。一是加快实施输配电价改革试点。2014年，先行在蒙西、深圳电网启动输配电价改革试点。2015年，将试点范围扩大到湖北、安徽、云南、贵州、宁夏等5省区。2016年，进一步扩大到北京、天津、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西等12个省级电网和华北区域电网，同时将开展电力体制综合改革的试点省份也要纳入到输配电价改革试点。目前，国家发展改革委正在统一组织对上述试点地区的电网公司交叉开展成本监审。二是积极开展电力直接交易，扩大市场化交易电量的比例。2016年3月，国家电网公司和南方电网公司分别挂牌成立北京电力交易中心和广州电力交易中心。国家电网公司经营范围内的山西、湖北和重庆很快成立电力交易机构；南方电网公司经营范围内的广东、广西、贵州和云南也相继成立股份制的电力交易中心。今年1至7月，全国签订的电力交易量超过7300亿千瓦时，全年有可能实现电力交易量1万亿千瓦时。三是继续实施好煤电价格联动机制。2015年，经过国务院批准，国家发展改革委对外公布了修订完善的煤电价格联动机制。主要内容归纳为“一个公开、四个明确、一个区间”。即电煤价格指数公开，明确依据、明确计算价格公式、明确周期、明确执行时间，电煤的波动区间30—150元。2016年1月份，通过实施煤电价格联动，燃煤机组上网电价、一般工商业电价平均降低每千瓦时3分钱。四是简化企业用户电力增容、减容、暂停、变更等办理手续，缩短办理时限。2016年6月30日，国家发展改革委下发了《关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》，主要思路是：第一，要放宽基本电费变更周期，按容量申请由一年一申请调整到一季一申请，按最大需量计费的，由按季申请调整到按月变更。取消对暂停用电次数的限制。第二，将一年内规定暂停两次修改为不做暂停次数限制。第三，暂不执行申请过减容或暂停用电的两年内不得再申请减容和暂停用电的规定，暂不执行新装、增容用户两年内不得申请减容和暂停用电的规定。
释放能源价格改革红利，有效减缓企业负担。随着《工作方案》逐步落实，企业用能成本将进一步下降。一是降低输配价格。初步核定蒙西、深圳和2015年试点的5省区在第一个监管周期输配电后形成的降价空间80亿元。可以预计，2017年，在全国范围内推行输配电价格改革带来的降价空间更大。二是降低交易成本。初步预计今年市场大用户直接交易电量可达到1万亿千瓦时，直接交易平均降低用户购电价格每千瓦时5.1分钱，可降低企业用电支出374亿元。今年市场交易电量占总消费量的比例尚不到20%，随着电力交易市场的不断扩大，企业用电支出将进一步减少。三是降低天然气价格。近两年，我国推行“净回值”法天然气价格机制改革，实现存量气与增量气价格并轨，调整了天然气门站价，非居民用气最高门站价格每千立方米降低700元，考虑到地方根据各自情况调整非居民用气销售价格的工作尚未完成，政策效果将进一步显现。
