\r\n 国家发展改革委24日公布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，明确从2020年1月1日起，取消煤电价格联动机制，将现行燃煤发电标杆上网电价机制，改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。发改委相关负责人表示，这标志着我国电价市场化改革迈出关键一步。\r\n

\r\n 抓住时机深化燃煤发电上网电价形成机制改革\r\n

\r\n 目前，按照“管住中间、放开两头”总体思路，我国电价市场化改革正在稳步推进。燃煤发电是保障我国电力供应的主力电源，平稳有序放开燃煤发电上网电价，是电价市场化改革的重点任务，也是深化电力市场化改革的关键。\r\n

\r\n 2004年，我国确立了现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制，这一机制的建立和运行，对规范政府定价行为、促进发电侧价格体系合理形成、激励电力企业效率提升、推动煤电及上下游产业健康发展发挥了重要作用。\r\n

\r\n 但是，随着电力体制改革的不断推进，现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制不适应形势发展变化的矛盾越来越突出，难以继续形成有效的价格信号，迫切需要坚持问题导向，加快推进市场化改革。\r\n

\r\n 值得注意的是，目前我国输配电价改革已实现全覆盖，“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立；经营性发用电计划已经全面放开，市场化交易条件加快健全。\r\n

\r\n 电力市场化交易规模不断扩大。2018年，全国市场化交易电量约2.17万亿千瓦时，比2017年增长30.7%。电力现货市场开始建立。发电企业、售电公司、电力用户等主体的市场意识加快形成，各类主体参与市场交易的意愿不断增强。\r\n

\r\n 同时，当前电力供需总体相对宽松，燃煤机组发电利用小时数连年低于设计利用水平，市场化交易电价明显低于燃煤发电标杆上网电价，市场化改革后燃煤发电上网电价不具备上涨的基础。\r\n

\r\n “这为进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革奠定了坚实基础，提供了有利条件，应抓住机遇加快推进市场化改革。”发改委相关负责人表示。\r\n

\r\n 促进电力资源进一步优化配置降低企业用电成本\r\n

\r\n 《指导意见》明确，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%；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。\r\n

\r\n 同时，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；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；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。\r\n

\r\n 发改委负责人表示，此次改革，将对电力体制改革、电力市场发展、行业上下游发展和降低用户用电成本等多个领域产生广泛和积极的影响，可概括为“四个有利于”：有利于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；有利于促进电力市场加快发展；有利于煤电及上下游行业平稳健康发展；有利于促进降低企业用电成本。\r\n

\r\n 不会增加居民和农业用电负担环保电价政策不变\r\n

\r\n 发改委有关负责人说，改革后各类用户用电成本将呈现“三不变，一降低”。\r\n

\r\n 一是居民、农业用户电价水平不变，由电网企业保障供应，销售电价继续执行各地目录电价，确保价格水平稳定，不会增加居民、农业用电负担。\r\n

\r\n 二是已参与电力市场化交易的用户电价水平不变，继续按现行市场规则形成价格；\r\n

\r\n 三是不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电价水平不变，可继续执行各地目录电价。\r\n

\r\n 四是采用“基准价+上下浮动”方式参与市场的用户电价水平有所降低。改革为现未参与市场交易的电力用户增加了一种选择，且明确2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。\r\n

\r\n 发改委负责人表示，改革后现行环保电价政策维持不变。执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的燃煤发电电量，原标杆上网电价包含的脱硫、脱硝、除尘电价。由电网企业保障供应的电量，在执行基准价的基础上，继续执行现行超低排放电价政策。燃煤发电上网电价完全放开由市场形成的，上网电价中包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。\r\n

\r\n 同时，改革明确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，原先参考燃煤发电上网标杆电价的，改为参考基准价。\r\n

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