确保工商业平均电价只降不升（政策解读）

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●基准价格根据当地现行燃煤发电上网基准价格确定，原则上上浮幅度不超过10%，下浮幅度不超过15%

●本次改革为尚未进入市场的50%的燃煤发电上网电量进入市场创造了条件，这将大大提高电力市场交易的程度

●今年上半年，直接电力交易平均降价3.4美分/千瓦时，企业用电负担减轻约300亿元

煤电联网价格迎来新变化。国家发展改革委近日发布了《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》)，决定从明年1月1日起，将现行燃煤发电上网电价基准机制转变为“基准价格+波动”的市场化价格机制。基准价格根据当地现行燃煤发电上网基准价格确定，原则上上浮幅度不超过10%，下浮幅度不超过15%。

“燃煤发电是保证中国电力供应的主要能源。顺利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。”国家发展和改革委员会有关负责人介绍说。

目前的机制难以反映市场供求的变化

自2004年以来，燃煤发电基准上网电价与煤电价格联动机制的建立，对规范政府定价行为、促进发电侧价格体系的合理形成发挥了重要作用。

15年后，为什么又提出改革？"基准价格毕竟是一个固定的价格体系."中国宏观经济研究院副研究员杨娟表示，近年来，煤炭价格一直处于高位运行，但电力供需相对宽松，导致电价影响因素复杂。缺乏灵活实施机制的“基准价格”难以得到及时、适当的回应，煤炭价格形成机制改革势在必行。

此外，由于缺乏价格弹性和形成机制不完善，燃煤发电上网电价的“定价锚”作用明显减弱，客观上不利于水电、核电、燃气发电上网电价和跨省跨地区输电价格的合理形成。

深化燃煤发电上网电价形成机制改革的有利条件也在积累。近年来，输配电价格改革全面铺开，发电和用电业务计划全面放开，电力市场化交易规模不断扩大。2018年，全国市场化用电量约为2.17万亿千瓦时，比2017年增长30.7%。各种主体参与市场交易的意愿不断增强。

据了解，燃煤发电约50%的上网电价是通过市场交易形成的。根据中国电力企业联合会的数据，2018年全国燃煤电力市场交易中部分电力平均价格比燃煤电力基准价格低11.24%。

“这项改革涉及到尚未进入市场的燃煤发电部分。”电力规划设计研究院副院长吕世森表示，据估计，除了电网企业保障居民和农业用户的供电外，改革为燃煤发电剩余的50%的上网电量进入市场创造了条件。

改革后，如何进行市场化交易？根据《指导意见》，如果上网电价基准的燃煤发电容量具备市场交易条件，具体上网电价将由发电企业、售电公司、电力用户等市场主体通过非现场双边谈判或现场集中竞价(包括挂牌交易)在“基准电价+波动”范围内形成。主要由年度合同等中长期合同决定；不具备市场交易条件或不参与市场交易的工商用户的用电量仍按基准价格执行。

资源得到优化配置，居民和农业用户的电价水平保持不变

许多人担心这项改革会对煤炭和电力市场的所有主体产生什么影响。

“新机制进一步考虑了上游和下游的波动，将煤炭价格和电力市场条件结合起来，下游需求也会影响电价。”中国电力企业联合会工业发展司副司长叶纯对记者表示，从长远来看，煤电价格的放开将真正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野认为，改革后，技术进步带来的效率提高将会在电价中得到体现，低效机组将逐步退出市场，从而实现资源的优化配置和发电效率的全面提高。

国家发改委相关负责人表示，用户电费将“三不变一降”:

――居民和农业用户电价水平保持不变，电网企业保证供电。销售电价将继续执行各地电价目录，保持价格水平稳定，不会增加居民和农业的用电负担。

-参与电力市场交易的用户的电价水平保持不变，价格继续按照现行市场规则形成。

——不具备市场交易条件或不参与市场交易的工商用户电价水平保持不变，各地目录电价继续执行。

-以“基准价+波动”方式参与市场交易的用户电价水平下降。“改革明确表示，2020年不会浮动，并确保工商业平均电价只会下降而不会上升。在电力供需相对宽松的情况下，大多数地方用户的电价将稳定下来并下降。”负责人分析了。

据悉，今年上半年，全国电力市场化交易量达到1.1万亿千瓦时，同比增长29.3%。直接电力交易的平均降价幅度为3.4美分/千瓦时，为企业减轻了约300亿元的用电负担。

及时查处价格违法行为

改革后，与燃煤发电上网基准价格相关的其他电价政策应如何衔接？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中，在当地基准价格(包括脱硫、脱硝、除尘价格)以内的部分，由当地省级电网解决，较高部分由国家可再生能源发展基金按程序补贴。核电、燃气发电和跨省跨地区输电的价格形成机制，参照燃煤发电上网基准价格，变更为基准价格。

改革强调，凡是能给市场的，都要坚决给市场，政府不应不当干预，最大限度地放开燃煤发电上网电价。如何保证改革的顺利进行？

“这一改革强调平稳、有序、分步实施，逐步扩大价格形成机制的灵活性，防止单纯自由化造成的价格大幅度波动，确保改革顺利进行。”国家发展和改革委员会有关负责人表示，考虑到各地发展燃煤发电的巨大差异，为体现合理性和公平性，《指导意见》提出，通过市场机制形成燃煤机组调峰、调频、备用等辅助服务价格，补偿燃煤发电的合理成本，确保电力系统安全稳定运行。对于燃煤机组利用小时数严重偏低的省份，可以建立容量补偿机制，通过市场化形成容量价格和电价。

另一方面，《指导意见》要求各地坚持市场化方向，按照国家制定的市场规则和运行规则进行市场建设和电力交易，对用户和发电企业设定不合理的准入门槛，避免对交易组织和价格形成过程的不当干预。要及时查处市场主体价格串通、垄断协议、滥用市场支配地位、地方政府滥用行政权力排斥和限制竞争等违法违规价格行为。

人民日报(2019年10月29日02版)