（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，現行煤電價格聯動機制不再執(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(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，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）各地要結合當地情況組織開展燃煤發(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（即現行燃煤發(fā)電標桿上網電價）執(zhí)行。現貨市場實際運行的地方，可按現貨市場規(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。

深化燃煤發(fā)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(fā)電上網電價形成機制改革，平穩(wěn)有序放開競爭性環(huán)節(jié)電力價格，經國務院同意，日前國家發(fā)展改革委出臺《關于深化燃煤發(fā)電上網電價形成機制改革的指導意見》。國家發(fā)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(fā)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(huán)節(jié)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(fā)電是保障我國電力供應的主力電源，平穩(wěn)有序放開燃煤發(fā)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(fā)電上網電價形成機制改革。

深化燃煤發(fā)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(fā)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(guī)范政府定價行為、促進發(fā)電側價格體系合理形成、激勵電力企業(yè)效率提升、推動煤電及上下游產業(yè)健康發(fā)展發(fā)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(fā)電標桿上網電價和煤電聯動機制不適應形勢發(fā)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(fā)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(fā)電成本變化。近幾年，電煤價格高位運行，燃煤發(fā)電成本上升，但在電力供求相對寬松的背景下，燃煤發(fā)電標桿上網電價難以聯動上調。第三，難以繼續(xù)發(fā)揮“定價之錨”作用。燃煤發(fā)電上網電價是不同電源、環(huán)節(jié)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(fā)電等上網電價以及跨省跨區(qū)送電價格的合理形成。總的看，現行價格機制已難以繼續(xù)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