●基準價按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%
●此次改革為尚未進入市場的50%的燃煤發電上網電量進入市場創造了條件，將大幅提升電力市場化交易程度
●今年上半年，電力直接交易電量平均降價幅度3.4分/千瓦時，減輕企業用電負擔約300億元
煤電上網電價迎來新變化。國家發展改革委近日印發《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》（以下簡稱《指導意見》），確定明年1月1日起，將現行燃煤發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。基準價按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。
“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，是深化電力市場化改革的關鍵。”國家發展改革委有關負責人介紹。
現行機制難以反映市場供求變化
2004年以來，燃煤發電標桿上網電價及煤電價格聯動機制建立，對規范政府定價行為、促進發電側價格體系合理形成曾發揮重要作用。
15年過去，為何再次提出改革？“‘標桿價’畢竟是一種固定價格制度。”中國宏觀經濟研究院副研究員楊娟介紹，近幾年電煤價格高位運行、但電力供求相對寬松，二者走勢背離等導致的電價影響因素趨于復雜，缺乏彈性執行機制的“標桿價”很難適時適度地做出反應，煤電價格形成機制改革勢在必行。
此外，因價格缺乏彈性且形成機制不完善，煤電上網電價“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。
深化燃煤發電上網電價形成機制改革的有利條件也在不斷積累。近年來，輸配電價改革實現全覆蓋，經營性發用電計劃全面放開，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%。各類主體參與市場交易的意愿不斷增強。
據了解，當前約50%的燃煤發電上網電量電價已通過市場交易形成。中國電力企業聯合會的數據顯示，2018年度全國煤電參與市場化交易部分電量的電價，較燃煤標桿電價的平均下浮率為11.24%。
“此次改革所涉及的即為尚未進入市場的這部分燃煤發電電量。”電力規劃設計總院副院長呂世森介紹，初步估算，除由電網企業保障供應的居民、農業用戶電量外，此次改革為剩下50%的燃煤發電上網電量進入市場創造了條件。
改革后，市場化交易具體如何進行？根據《指導意見》，現執行標桿上網電價的燃煤發電電量，具備市場交易條件的，具體上網電價由發電企業、售電公司、電力用戶等市場主體通過場外雙邊協商或場內集中競價（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用戶用電對應的電量，仍按基準價執行。
資源優化配置，居民、農業用戶電價水平不變
不少人關心，此次改革對于煤電市場各主體將會有什么影響。
“新機制進一步兼顧上下游波動，結合了煤炭價格和電力市場狀況，下游的需求也可以影響電價。”中國電力企業聯合會行業發展部副主任葉春告訴記者，長期來看，煤電價格放開最終將真實反映市場需求和發電成本，理順上下游產業鏈。
中國人民大學教授鄭新業認為，改革后，技術進步帶來的效率提升將會反映在電價中，低效率機組逐漸退出市場，從而實現資源的優化配置和發電效率的整體提升。
發改委有關負責人介紹，用戶用電成本將呈現“三不變，一降低”：
——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，保持價格水平穩定，不會增加居民、農業用電負擔。
——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。
——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，繼續執行各地目錄電價。
——按照“基準價+上下浮動”方式參與市場交易的用戶電價水平有所降低。“改革明確2020年暫不上浮，確保工商業平均電價只降不升。在電力供求相對寬松的情況下，多數地方用戶電價將穩中有降。”該負責人分析說。
據悉，今年上半年，全國完成電力市場化交易電量達1.1萬億千瓦時，同比增長29.3%。電力直接交易電量平均降價幅度3.4分/千瓦時，減輕企業用電負擔約300億元。
及時查處違法違規價格行為
改革后，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要怎么銜接？根據《指導意見》，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。
改革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。如何保障改革的平穩順利進行？
“此次改革強調平穩有序、分步實施，逐步擴大價格形成機制彈性，防范簡單放開引發價格大幅波動，確保改革平穩推進。”國家發改委有關負責人介紹，考慮到各地煤電發展情況差異較大，為體現合理性及公平性，《指導意見》提出，通過市場機制形成燃煤機組參與調峰、調頻、備用等輔助服務的價格，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。
另一方面，《指導意見》要求，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。要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。
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