一、改革必要性

2004年以來，燃煤發(fā)電標桿上網電價及煤電價格聯(lián)動機制逐步建立，并成為上網側電價形成的重要基準，對規(guī)范政府定價行為、促進不同類型上網電價合理形成、優(yōu)化電力行業(yè)投資、引導電力企業(yè)效率改善、推動電力上下游產業(yè)健康發(fā)展發(fā)揮了重要作用。近年來，隨著電力市場化改革的不斷深化，競爭性環(huán)節(jié)電力價格加快放開，現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網電價機制已難以適應形勢發(fā)展，突出表現(xiàn)為不能有效反映電力市場供求變化、電力企業(yè)成本變化，不利于電力上下游產業(yè)協(xié)調可持續(xù)發(fā)展，不利于市場在電力資源配置中發(fā)揮決定性作用。

黨中央、國務院關于電力體制改革和價格機制改革的相關文件明確提出，要堅持“管住中間、放開兩頭”，有序放開輸配以外的競爭性環(huán)節(jié)電力價格;2018年中央經濟工作會議也明確要求提升電力市場化交易程度。當前，輸配電價改革已經實現(xiàn)全覆蓋，“準許成本+合理收益”的定價機制基本建立;各地電力市場化交易規(guī)模不斷擴大，約50%的燃煤發(fā)電上網電量電價已通過市場交易形成，現(xiàn)貨市場已開始建立;全國電力供需相對寬松、燃煤機組發(fā)電利用小時數(shù)低于正常水平，進一步深化燃煤發(fā)電上網電價形成機制改革已具備堅實基礎和有利條件，應抓住機遇加快推進競爭性環(huán)節(jié)電力價格市場化改革。

二、總體思路和基本原則

(一)總體思路。堅持市場化方向，按照“管住中間、放開兩頭”的體制架構，進一步深化燃煤發(fā)電上網電價機制改革，加快構建能夠有效反映電力供求變化、與市場化交易機制有機銜接的價格形成機制，為全面有序放開競爭性環(huán)節(jié)電力價格、加快確立市場在電力資源配置中的決定性作用和更好發(fā)揮政府作用奠定堅實基礎。

(二)基本原則。

堅持整體設計，分步推進。按照市場化改革要求，既要強化頂層設計，凡是能放給市場的堅決放給市場，政府不進行不當干預;又要分步實施，有序擴大價格形成機制彈性，防止價格大幅波動，逐步實現(xiàn)全面放開燃煤發(fā)電上網電價，確保改革平穩(wěn)推進。

堅持統(tǒng)籌謀劃，有效銜接。充分考慮不同類型、不同環(huán)節(jié)電價之間的關系，統(tǒng)籌謀劃好核電、水電、燃氣發(fā)電、新能源上網電價形成機制，以及不同類型用戶銷售電價形成機制，確保深化燃煤發(fā)電上網電價機制改革措施有效銜接。

堅持協(xié)同推進，保障供應。充分認識改革的復雜性，廣泛聽取意見建議，強化配套保障措施，確保改革有序開展。加快推進電力市場建設，協(xié)同深化電量、電價市場化改革，確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，保障電力供應。

堅持強化監(jiān)管，規(guī)范有序。按照放管并重的要求，加強電力價格行為監(jiān)管，建立價格異常波動調控機制，健全市場規(guī)范、交易原則、電力調度、資金結算、風險防范、信息披露等制度，確保燃煤發(fā)電上網電價合理形成。

三、改革舉措

(一)為穩(wěn)步實現(xiàn)全面放開燃煤發(fā)電上網電價目標，將現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制?；鶞蕛r按當?shù)噩F(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。對電力交易中心依照電力體制改革方案開展的現(xiàn)貨交易，可不受此限制。國家發(fā)展改革委根據(jù)市場發(fā)展適時對基準價和浮動幅度范圍進行調整。

(二)現(xiàn)執(zhí)行標桿上網電價的燃煤發(fā)電電量，具備市場交易條件的，具體上網電價由發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等市場主體通過場外雙邊協(xié)商或場內集中競價(含掛牌交易)等市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成，并以年度合同等中長期合同為主確定;暫不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業(yè)用戶用電對應的電量，仍按基準價執(zhí)行。

(三)燃煤發(fā)電電量中居民、農業(yè)用戶用電對應的電量仍按基準價執(zhí)行。

(四)燃煤發(fā)電電量中已按市場化交易規(guī)則形成上網電價的，繼續(xù)按現(xiàn)行市場化規(guī)則執(zhí)行。

(五)燃煤發(fā)電上網電價形成機制改革后，現(xiàn)行煤電價格聯(lián)動機制不再執(zhí)行。

四、配套改革

(一)健全銷售電價形成機制。通過市場化方式形成上網電價的工商業(yè)用戶用電價格，包括市場化方式形成上網電價、輸配電價(含交叉補貼和線損，下同)、政府性基金，不再執(zhí)行目錄電價。由電網企業(yè)保障供應的用戶用電價格，繼續(xù)執(zhí)行各地目錄電價。其中，居民、農業(yè)用電繼續(xù)執(zhí)行現(xiàn)行目錄電價，確保價格水平穩(wěn)定。

(二)穩(wěn)定可再生能源發(fā)電價補機制和核電、燃氣發(fā)電、跨省跨區(qū)送電價格形成機制。納入國家補貼范圍的可再生能源發(fā)電項目上網電價在當?shù)鼗鶞蕛r(含脫硫、脫硝、除塵電價)以內的部分，由當?shù)厥〖夒娋W結算，高出部分按程序申請國家可再生能源發(fā)展基金補貼。核電、燃氣發(fā)電、跨省跨區(qū)送電價格形成機制等，參考燃煤發(fā)電標桿上網電價的，改為參考基準價。

(三)相應明確環(huán)保電價政策。執(zhí)行“基準價+上下浮動”價格機制的燃煤發(fā)電電量，基準價中包含脫硫、脫硝、除塵電價。仍由電網企業(yè)保障供應的電量，在執(zhí)行基準價的基礎上，繼續(xù)執(zhí)行現(xiàn)行超低排放電價政策。燃煤發(fā)電上網電價完全放開由市場形成的，上網電價中包含脫硫、脫硝、除塵電價和超低排放電價。

(四)規(guī)范交叉補貼調整機制。以2018年為基數(shù)，綜合考慮電量增長等因素，在核定電網輸配電價時統(tǒng)籌確定交叉補貼金額，以平衡電網企業(yè)保障居民、農業(yè)用電產生的新增損益。

(五)完善輔助服務電價形成機制。通過市場機制形成燃煤機組參與調峰、調頻、備用、黑啟動等輔助服務的價格，以補償燃煤發(fā)電合理成本，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。對于燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份，可建立容量補償機制，容量電價和電量電價通過市場化方式形成。

五、實施安排

(一)各地要結合當?shù)厍闆r組織開展燃煤發(fā)電上網電價機制改革，制定細化實施方案，經省級人民政府批準后，于2019年11月15日前報國家發(fā)展改革委備案。尚不具備條件的地方，可暫不浮動，按基準價(即現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網電價)執(zhí)行?，F(xiàn)貨市場實際運行的地方，可按現(xiàn)貨市場規(guī)則執(zhí)行。

(二)實施“基準價+上下浮動”價格機制的省份，2020年暫不上浮，確保工商業(yè)平均電價只降不升。國家發(fā)展改革委可根據(jù)情況對2020年后的浮動方式進行調控。

(三)國家發(fā)展改革委動態(tài)跟蹤實施情況，結合電力體制改革總體進展，適時開展評估調整。

六、保障措施

(一)強化居民、農業(yè)等電力保障。居民、農業(yè)用電電量以及不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業(yè)用戶電量，由電網企業(yè)保障供應，主要通過優(yōu)先發(fā)電計劃保障，不足部分由所有參與電力市場的發(fā)電企業(yè)機組等比例保障。

(二)規(guī)范政府行為。各地要堅持市場化方向，按照國家制定的市場規(guī)則和運營規(guī)則來開展市場建設和電力交易，對用戶和發(fā)電企業(yè)準入不得設置不合理門檻，在交易組織、價格形成等過程中，不得進行不當干預。

(三)加強電力市場價格行為監(jiān)管。充分依托各地現(xiàn)有電力交易市場，積極發(fā)揮市場管理委員會作用，完善市場交易、運行等規(guī)則，規(guī)范市場主體交易行為，保障市場交易公平、公正、公開。積極配合市場監(jiān)管部門及時查處電力市場中市場主體價格串通、實施壟斷協(xié)議、濫用市場支配地位等違法違規(guī)價格行為，以及地方政府濫用行政權力排除、限制競爭的行為。鼓勵市場主體參與價格監(jiān)督。依托市場信用體系，構建市場主體價格信用檔案，對價格違法行為予以聯(lián)合懲戒。

(四)建立電價監(jiān)測和風險防范機制。價格主管部門定期監(jiān)測燃煤發(fā)電交易價格波動情況，評估價格波動的合理性。當交易價格出現(xiàn)異常波動時，依法及時采取干預措施，確保燃煤發(fā)電價格形成機制改革平穩(wěn)有序推進。

(五)加強政策解讀引導。采取多種方式全面、準確解讀深化燃煤發(fā)電上網電價形成機制改革政策，加強輿情監(jiān)測預警，積極回應社會關切，做好應急預案，為改革營造良好輿論環(huán)境。

本指導意見自2020年1月1日起實施。各地價格主管部門、電網企業(yè)、發(fā)電企業(yè)要充分認識深化燃煤發(fā)電上網電價形成機制改革的重要性、緊迫性和復雜性、艱巨性，切實擔當起主體責任，精心細化改革實施方案，認真抓好落實，確保改革平穩(wěn)實施。

國家發(fā)展改革委

2019年10月21日