發改委：現有電價不變，繼續執行現行超低排放電價政策

（三）燃煤發電電量中居民、農業用戶用電對應的電量仍按基準價執行。

（四）燃煤發電電量中已按市場化交易規則形成上網電價的，繼續按現行市場化規則執行。

（五）燃煤發電上網電價形成機制改革后，現行煤電價格聯動機制不再執行。

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，不再執行目錄電價。由電網企業保障供應的用戶用電價格，繼續執行各地目錄電價。其中，居民、農業用電繼續執行現行目錄電價，確保價格水平穩定。

（二）穩定可再生能源發電價補機制和核電、燃氣發電、跨省跨區送電價格形成機制。納入國家補貼范圍的可再生能源發電項目上網電價在當地基準價（含脫硫、脫硝、除塵電價）以內的部分，由當地省級電網結算，高出部分按程序申請國家可再生能源發展基金補貼。核電、燃氣發電、跨省跨區送電價格形成機制等，參考燃煤發電標桿上網電價的，改為參考基準價。

（三）相應明確環保電價政策。執行“基準價+上下浮動”價格機制的燃煤發電電量，基準價中包含脫硫、脫硝、除塵電價。仍由電網企業保障供應的電量，在執行基準價的基礎上，繼續執行現行超低排放電價政策。燃煤發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）規范交叉補貼調整機制。以2018年為基數，綜合考慮電量增長等因素，在核定電網輸配電價時統籌確定交叉補貼金額，以平衡電網企業保障居民、農業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，以補償燃煤發電合理成本，保障電力系統安全穩定運行。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）各地要結合當地情況組織開展燃煤發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（即現行燃煤發電標桿上網電價）執行。現貨市場實際運行的地方，可按現貨市場規則執行。

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

（三）國家發展改革委動態跟蹤實施情況，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、農業等電力保障。居民、農業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用戶電量，由電網企業保障供應，主要通過優先發電計劃保障，不足部分由所有參與電力市場的發電企業機組等比例保障。

（二）規范政府行為。各地要堅持市場化方向，按照國家制定的市場規則和運營規則來開展市場建設和電力交易，對用戶和發電企業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管。充分依托各地現有電力交易市場，積極發揮市場管理委員會作用，完善市場交易、運行等規則，規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、實施壟斷協議、濫用市場支配地位等違法違規價格行為，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合懲戒。

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

（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電上網電價形成機制改革政策，加強輿情監測預警，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、發電企業要充分認識深化燃煤發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，確保改革平穩實施。

深化燃煤發電上網電價形成機制改革答記者問

為堅持市場化方向，進一步深化燃煤發電上網電價形成機制改革，平穩有序放開競爭性環節電力價格，經國務院同意，日前國家發展改革委出臺《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》。國家發展改革委有關負責人就相關情況回答了記者提問。

問：為什么要深化燃煤發電上網電價形成機制改革？

答：中共中央、國務院《關于推進價格機制改革的若干意見》和《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》明確提出，要按照“管住中間，放開兩頭”的體制架構，推進電價市場化改革，有序放開競爭環節電價，建立主要由市場決定價格的機制，這為深化電價市場化改革指明了方向。燃煤發電是保障我國電力供應的主力電源，平穩有序放開燃煤發電上網電價，是電價市場化改革的重點任務，也是深化電力市場化改革的關鍵。為深入貫徹落實黨中央、國務院決策部署，迫切需要抓住時機，進一步深化燃煤發電上網電價形成機制改革。

深化燃煤發電上網電價形成機制改革是推進電價市場化改革的必然要求。2004年，經國務院批準，我委建立了現行燃煤發電標桿上網電價和煤電聯動機制，這一機制的建立和運行，對規范政府定價行為、促進發電側價格體系合理形成、激勵電力企業效率提升、推動煤電及上下游產業健康發展發揮了重要作用。當前，隨著電力體制改革的不斷推進，現行燃煤發電標桿上網電價和煤電聯動機制不適應形勢發展變化的矛盾越來越突出。首先，難以反映電力市場供求變化。燃煤發電標桿上網電價基于成本因素確定，難以及時、準確地反映電力供求關系變化，特別是難以適應近年來電力供求相對寬松的形勢。其次，難以反映燃煤發電成本變化。近幾年，電煤價格高位運行，燃煤發電成本上升，但在電力供求相對寬松的背景下，燃煤發電標桿上網電價難以聯動上調。第三，難以繼續發揮“定價之錨”作用。燃煤發電上網電價是不同電源、環節電力定價的“錨”，因價格缺乏彈性且自身形成機制不完善，導致其“定價之錨”作用明顯減弱，客觀上不利于水電、核電、燃氣發電等上網電價以及跨省跨區送電價格的合理形成。總的看，現行價格機制已難以繼續形成有效的價格信號，迫切需要堅持問題導向，加快推進市場化改革。

編輯：程彩云