国家深化燃煤发电上网电价形成机制改革 电价市场化改革迈出关键一步

为贯彻落实《中共中央 江南平台入口 关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）、《中共中央 江南平台入口 关于推进价格机制改革的若干意见》（中发〔2015〕28号）精神和中央经济工作会议部署，加快推进电力价格市场化改革，有序放开竞争性环节电力价格，提升电力市场化交易程度，经江南平台入口 同意，近日国家发展改革委印发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（以下简称《指导意见》），明确提出了深化燃煤发电上网电价形成机制改革的必要性、总体思路和基本原则、改革举措、配套改革、实施安排以及保障措施。

《指导意见》指出，近年来，随着电力市场化改革的不断深化，现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展，进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革已具备坚实基础和有利条件，应抓住机遇加快推进市场化改革。

《指导意见》明确，坚持市场化方向，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，进一步深化燃煤发电上网电价机制改革，加快构建能够有效反映电力供求变化、与市场化交易机制有机衔接的价格形成机制，为全面有序放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用奠定坚实基础。

《指导意见》确定了5项重点改革措施。一是将现行标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。二是现执行标杆上网电价的燃煤发电电量中，具备市场交易条件的，上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成；暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量，仍按基准价执行。三是燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行，确保价格水平稳定。四是已按市场化交易规则形成上网电价的燃煤发电电量，继续按现行市场化规则执行。五是燃煤发电上网电价形成机制改革后，现行煤电价格联动机制不再执行。

《指导意见》提出相应配套改革措施，健全销售电价形成机制，居民、农业用电继续执行现行目录电价并确保价格水平稳定，稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电等价格形成机制，相应明确环保电价政策，完善辅助服务电价形成机制。

《指导意见》要求，强化居民、农业等用电电量保障，规范政府不当干预行为，加强电力市场价格行为监管，建立电价监测和风险防范机制，加强政策解读引导，确保改革平稳实施。

《指导意见》自2020年1月1日起正式实施，要求各地结合实际情况制定细化实施方案，尚不具备条件的地方，可暂不浮动，按基准价执行。实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份，2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。

为保证政策制定的科学合理，国家发展改革委在制定政策过程中，充分听取了相关部门、地方政府、发电企业、电网企业、行业协会和专家的意见建议，汇集了各方智慧，凝聚了行业最大共识。《指导意见》的实施，有利于加快推动电力市场建设发展，形成能够有效反映电力供求变化、体现煤电功能作用的价格信号，将对协同推进电力体制改革，促进发电行业结构调整，优化电力资源配置，推动电力、煤炭上下游行业协调发展，保障能源安全发挥重要作用。