煤电上网电价迎来新变化。国家发展改革委近日印发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（以下简称《指导意见》），确定明年1月1日起，将现行燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。

　　“燃煤发电是保障我国电力供应的主力电源，平稳有序放开燃煤发电上网电价，是深化电力市场化改革的关键。”国家发展改革委有关负责人介绍。

　　现行机制难以反映市场供求变化

　　2004年以来，燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制建立，对规范政府定价行为、促进发电侧价格体系合理形成曾发挥重要作用。

　　15年过去，为何再次提出改革？“‘标杆价’毕竟是一种固定价格制度。”中国宏观经济研究院副研究员杨娟介绍，近几年电煤价格高位运行、但电力供求相对宽松，二者走势背离等导致的电价影响因素趋于复杂，缺乏弹性执行机制的“标杆价”很难适时适度地做出反应，煤电价格形成机制改革势在必行。

　　此外，因价格缺乏弹性且形成机制不完善，煤电上网电价“定价之锚”作用明显减弱，客观上不利于水电、核电、燃气发电等上网电价以及跨省跨区送电价格的合理形成。

　　深化燃煤发电上网电价形成机制改革的有利条件也在不断积累。近年来，输配电价改革实现全覆盖，经营性发用电计划全面放开，电力市场化交易规模不断扩大。2018年，全国市场化交易电量约2.17万亿千瓦时，比2017年增长30.7%。各类主体参与市场交易的意愿不断增强。

　　据了解，当前约50%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成。中国电力企业联合会的数据显示，2018年度全国煤电参与市场化交易部分电量的电价，较燃煤标杆电价的平均下浮率为11.24%。

　　“此次改革所涉及的即为尚未进入市场的这部分燃煤发电电量。”电力规划设计总院副院长吕世森介绍，初步估算，除由电网企业保障供应的居民、农业用户电量外，此次改革为剩下50%的燃煤发电上网电量进入市场创造了条件。

　　改革后，市场化交易具体如何进行？根据《指导意见》，现执行标杆上网电价的燃煤发电电量，具备市场交易条件的，具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过场外双边协商或场内集中竞价（含挂牌交易）等市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成，并以年度合同等中长期合同为主确定；暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电对应的电量，仍按基准价执行。

　　资源优化配置，居民、农业用户电价水平不变

　　不少人关心，此次改革对于煤电市场各主体将会有什么影响。

　　“新机制进一步兼顾上下游波动，结合了煤炭价格和电力市场状况，下游的需求也可以影响电价。”中国电力企业联合会行业发展部副主任叶春告诉记者，长期来看，煤电价格放开最终将真实反映市场需求和发电成本，理顺上下游产业链。

　　中国人民大学教授郑新业认为，改革后，技术进步带来的效率提升将会反映在电价中，低效率机组逐渐退出市场，从而实现资源的优化配置和发电效率的整体提升。

　　发改委有关负责人介绍，用户用电成本将呈现“三不变，一降低”：

　　——居民、农业用户电价水平不变，由电网企业保障供应，销售电价继续执行各地目录电价，保持价格水平稳定，不会增加居民、农业用电负担。

　　——已参与电力市场化交易的用户电价水平不变，继续按现行市场规则形成价格。

　　——不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电价水平不变，继续执行各地目录电价。

　　——按照“基准价+上下浮动”方式参与市场交易的用户电价水平有所降低。“改革明确2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。在电力供求相对宽松的情况下，多数地方用户电价将稳中有降。”该负责人分析说。

　　据悉，今年上半年，全国完成电力市场化交易电量达1.1万亿千瓦时，同比增长29.3%。电力直接交易电量平均降价幅度3.4分/千瓦时，减轻企业用电负担约300亿元。

　　及时查处违法违规价格行为

　　改革后，原来与燃煤发电标杆上网电价相关联的其他电源电价政策要怎么衔接？根据《指导意见》，纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算，高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等，参考燃煤发电标杆上网电价的，改为参考基准价。

　　改革强调凡是能放给市场的坚决放给市场，政府不进行不当干预，最大程度放开燃煤发电上网电价。如何保障改革的平稳顺利进行？

　　“此次改革强调平稳有序、分步实施，逐步扩大价格形成机制弹性，防范简单放开引发价格大幅波动，确保改革平稳推进。”国家发改委有关负责人介绍，考虑到各地煤电发展情况差异较大，为体现合理性及公平性，《指导意见》提出，通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用等辅助服务的价格，以补偿燃煤发电合理成本，保障电力系统安全稳定运行。对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。

　　另一方面，《指导意见》要求，各地要坚持市场化方向，按照国家制定的市场规则和运营规则开展市场建设和电力交易，对用户和发电企业准入不得设置不合理门槛，在交易组织、价格形成等过程中，不得进行不当干预。要及时查处电力市场中市场主体价格串通、实施垄断协议、滥用市场支配地位等违法违规价格行为，以及地方政府滥用行政权力排除、限制竞争的行为。