發展改革委就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《關於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：為什麼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《關於推進價格機制改革的若干意見》和《關於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，經國務院批准，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，對規範政府定價行為、促進發電側價格體系合理形成、激勵電力企業效率提升、推動煤電及上下游産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於成本因素確定，難以及時、準確地反映電力供求關係變化，特別是難以適應近年來電力供求相對寬鬆的形勢。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鬆的背景下，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，客觀上不利於水電、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。

深化燃煤發電價格形成機制改革有利於促進電力體制改革、優化電力資源配置。近年來，我國電力體制改革不斷深化。電價改革是電力體制改革的核心之一，與電力市場建設、售電側改革、放開發用電計劃等其他專項改革相互交融、互為支撐。深化燃煤發電上網電價改革，構建市場化的價格形成機制，平穩有序放開燃煤發電上網電價，將有力推動電力交易市場建設發展，加快形成能夠有效反映電力供求變化、體現煤電功能作用的價格信號。這將對協同推進電力體制改革，促進發電行業結構調整，優化電力資源配置，推動電力、煤炭上下游行業協調發展，保障能源供應安全發揮重要作用。

深化燃煤發電上網電價形成機制改革具備堅實基礎。當前是深化市場化改革的難得時機，具備諸多有利條件。首先，輸配電價改革已實現全覆蓋，“准許成本+合理收益”的定價機制基本建立；經營性發用電計劃已經全面放開，市場化交易條件加快健全。其次，電力市場化交易規模不斷擴大。2018年，全國市場化交易電量約2.17萬億千瓦時，比2017年增長30.7%。電力現貨市場開始建立。發電企業、售電公司、電力用戶等主體的市場意識加快形成，各類主體參與市場交易的意願不斷增強。第三，當前電力供需總體相對寬鬆，燃煤機組發電利用小時數連年低於設計利用水平，市場化交易電價明顯低於燃煤發電標桿上網電價，市場化改革後燃煤發電上網電價不具備上漲的基礎。

問：此次改革的總體思路和核心內容是什麼？

答：此次改革，總體思路是貫徹落實黨中央、國務院決策部署，按照“放開兩頭”的要求，堅持市場化方向，構建“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，平穩有序地放開燃煤發電上網電價。在方向上，強調凡是能放給市場的堅決放給市場，政府不進行不當干預，最大程度放開燃煤發電上網電價，為全面放開競爭性環節電力價格、加快確立市場在電力資源配置中的決定性作用奠定堅實基礎。在方法上，強調平穩有序、分步實施，逐步擴大價格形成機制彈性，防範簡單放開引發價格大幅波動，穩步實現全面放開燃煤發電上網電價目標，確保改革平穩推進。

核心改革內容包括五個方面：一是將現行燃煤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，基準價按各地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動幅度範圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。國家發展改革委適時對基準價和浮動範圍進行調整。二是現執行標桿上網電價的燃煤發電電量中，具備市場交易條件的，上網電價由市場化方式在“基準價+上下浮動”範圍內形成，並以年度合同為主確定；現貨市場實際運行的地方，可按現貨市場規則執行；暫不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業用戶用電對應的電量，仍按基準價執行。三是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。四是已按市場化交易規則形成上網電價的燃煤發電電量，繼續按現行市場化規則執行。五是改革後，現行煤電價格聯動機制不再執行。

問：此次改革會對電力市場發展、煤電行業發展、電力用戶等帶來哪些影響？

答：此次改革，將對電力體制改革、電力市場發展、行業上下游發展和降低用戶用電成本等多個領域産生廣泛和積極的影響，可概括為“四個有利於”。

一是有利於加快確立市場在電力資源配置中的決定性作用、更好發揮政府作用。當前，我國燃煤發電量約佔全部發電量的65%。此次改革將燃煤發電標桿上網電價和煤電價格聯動機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，可以有效反映電力供求變化，促進電力資源進一步優化配置。

二是有利於促進電力市場加快發展。此次改革明確執行“基準價+上下浮動”市場化價格機制的上網電量，具體價格由交易雙方通過市場化方式形成，這將顯著增大市場交易主體數量、拓展市場交易規模，為電力交易市場規範發展、售電公司加快發展創造巨大空間。

三是有利於煤電及上下游行業平穩健康發展。此次改革更加注重著眼中長期加快健全市場化價格形成機制，通過促進電力市場發展、輔助服務市場培育，推動煤電行業結構調整，實現高質量發展。同時，考慮到各地情況差異較大，明確短期內暫不具備市場交易條件的電量仍可按基準價執行，有利於保障行業上下游平穩運行。

四是有利於促進降低企業用電成本。當前，全國電力供需相對寬鬆。抓住時機深化改革，將燃煤發電標桿上網電價和煤電價格聯動機制改為“基準價＋上下浮動”的市場化機制，且明確2020年電價暫不上浮，有利於充分發揮市場機製作用，更好發揮政府調控作用，進一步降低企業用電成本。

問：改革實施後，各類用戶用電成本會有什麼變化？

答：簡單講，改革後各類用戶的用電成本將呈現“三不變，一降低”。

一是居民、農業用戶電價水平不變，由電網企業保障供應，銷售電價繼續執行各地目錄電價，確保價格水平穩定，不會增加居民、農業用電負擔。

二是已參與電力市場化交易的用戶電價水平不變，繼續按現行市場規則形成價格。

三是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價水平不變，可繼續執行各地目錄電價。

四是採用“基準價+上下浮動”方式參與市場的用戶電價水平有所降低。改革為現未參與市場交易的電力用戶增加了一種選擇，且明確2020年暫不上浮，確保工商業平均電價只降不升。

問：現行燃煤發電的環保電價政策會有什麼變化？

答：改革明確現行環保電價政策維持不變。執行“基準價+上下浮動”市場化價格機制的燃煤發電電量，原標桿上網電價包含的脫硫、脫硝、除塵電價，基準價仍然包含。由電網企業保障供應的電量，在執行基準價的同時，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，保持現行規則不變。

問：改革後，原來與燃煤發電標桿上網電價相關聯的其他電源電價政策如何銜接？

答：改革明確穩定可再生能源發電價補機制和核電、燃氣發電、跨省跨區送電等價格形成機制，原先參考燃煤發電上網標桿電價的，改為參考基準價。

納入國家補貼範圍的可再生能源發電項目上網電價在當地燃煤發電基準價以內的部分，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。

新投産核電機組所在地燃煤發電基準價高於全國核電標桿上網電價（0.43元/千瓦時）的，新投産核電機組上網電價執行全國核電標桿上網電價；所在地燃煤發電基準價低於0.43元/千瓦時的，新投産核電機組上網電價執行所在地燃煤發電基準價。

各地在核定燃氣發電上網電價時，最高電價不得超過當地燃煤發電基準價0.35元/千瓦時。

送、受電省份在協商跨省跨區送電價格時，原參考受電省份燃煤發電標桿上網電價的，改為參考受電省份燃煤發電基準價。