重庆：煤电上网电价将通过市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成

北极星售电网获悉，重庆市发改委近日发布关于公开征求《重庆市深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案（征求意见稿）》意见的公告，《方案》指出：

上网电价形成机制。根据我市燃煤发电电量参与市场交易不同情形，明确对应燃煤发电上网电量的价格形成机制。此次燃煤发电上网电价机制改革后，现行煤电价格联动机制不再执行。

1.已参与市场化交易的，对应的燃煤发电电量继续按照我市现行市场化交易规则形成价格。

2. 现执行标杆上网电价的燃煤发电电量，2020年起具备市场交易条件的，执行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，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。

现执行燃煤发电标杆上网电价的，基准价为0.3964元/千瓦时；未执行燃煤发电标杆上网电价且参与市场化交易的，以现行上网电价为基准价。浮动幅度范围均为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。我市电力现货市场建立运行或者燃煤发电上网电价完全放开由市场形成后，此部分燃煤发电电量上网电价按照我市电力市场化交易规则形成。

3.居民、农业用户及不具备市场交易条件的工商业及其他类别用户用电，对应的燃煤发电电量上网电价按基准价执行。未执行燃煤发电标杆上网电价未且参与市场化交易的电量继续执行现行上网电价。

详情如下：

关于公开征求《重庆市深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案（征求意见稿）》意见的公告

根据国家发展改革委《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）有关要求，市发展改革委牵头起草了《重庆市深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案（征求意见稿）》。为进一步修改完善实施方案，现公开征求意见和建议，希望广大企业、市民和相关单位积极建言献策，并于2019年11月24日前，通过以下方式提出意见建议：

（一）电子邮件方式请发送至：cqwjjsjc@sina.com

（二）信函方式请寄至：重庆市渝北区洪湖西路16号重庆市发展改革委资源环境价格处（401121）

感谢对我们工作的大力支持！

附件：重庆市深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案（征求意见稿）

重庆市发展和改革委员会

2019年11月15日

重庆市深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案（征求意见稿）

为贯彻落实党中央、国务院关于深化电力体制改革和价格机制改革决策部署，加快推进我市电力价格市场化改革，有序放开竞争性环节电力价格，提升电力市场化交易程度，按照国家发展改革委《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规[2019]1658号）要求，结合我市实际，提出以下实施方案。

一、总体要求

（一）总体思路。坚持市场化方向，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，细化改革实施方案、落实改革配套措施，确保深化燃煤发电上网电价机制改革在我市落实到位，加快构建能够有效反映电力供求变化、与市场化交易机制有机衔接的价格形成机制，为全面有序放开我市竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用奠定坚实基础。

（二）基本原则。

1、市场导向，分步推进。加快推进电力价格市场化改革，凡是能放给市场的坚决放给市场，政府不进行不当干预；结合我市实际情况，合理区分存量与增量，有序扩大价格形成机制弹性，防止价格大幅波动，逐步实现全面放开燃煤发电上网电价，确保改革平稳推进。

2、有效衔接，配套落实。做好燃气发电、新能源发电上网电价与燃煤发电上网电价形成机制改革的有效衔接，健全销售电价形成机制。加强电力价格行为监管，建立价格异常波动调控机制，健全市场规范、交易原则、电力调度、资金结算、风险防范、信息披露等制度，确保燃煤发电上网电价合理形成，改革措施全面落地。

3、协同推进，保障供应。广泛听取意见建议，强化部门工作协同，确保改革有序开展。加快推进电力市场建设，协同深化电量、电价市场化改革，确保电力系统安全稳定运行，保障电力供应。

二、改革措施

（一）上网电价形成机制。根据我市燃煤发电电量参与市场交易不同情形，明确对应燃煤发电上网电量的价格形成机制。此次燃煤发电上网电价机制改革后，现行煤电价格联动机制不再执行。

1.已参与市场化交易的，对应的燃煤发电电量继续按照我市现行市场化交易规则形成价格。

2. 现执行标杆上网电价的燃煤发电电量，2020年起具备市场交易条件的，执行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，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。

现执行燃煤发电标杆上网电价的，基准价为0.3964元/千瓦时；未执行燃煤发电标杆上网电价且参与市场化交易的，以现行上网电价为基准价。浮动幅度范围均为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。我市电力现货市场建立运行或者燃煤发电上网电价完全放开由市场形成后，此部分燃煤发电电量上网电价按照我市电力市场化交易规则形成。

3.居民、农业用户及不具备市场交易条件的工商业及其他类别用户用电，对应的燃煤发电电量上网电价按基准价执行。未执行燃煤发电标杆上网电价未且参与市场化交易的电量继续执行现行上网电价。

（二）环保电价政策。执行“基准价+上下浮动”价格机制的燃煤发电电量，基准价中包含脱硫、脱硝、除尘电价。由电网企业保障供应的居民用户、农业用户、不具备市场交易条件或者未参与市场交易的工商业及其他类别用户对应的燃煤发电电量，以及执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的燃煤发电电量，在执行基准价的基础上，继续执行现行超低排放电价政策。燃煤发电上网电价完全放开由市场形成的，上网电价中包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。

（三）销售价格机制。居民、农业用户及不具备市场交易条件的工商业及其他类别用户，销售价格继续执行目录电价，确保价格水平稳定。参与市场化交易的用户终端销售价格，包括市场化交易形成的上网电价、输配电价（含交叉补贴和线损，下同）、政府性基金，不执行目录销售电价。

（四）相关价格机制衔接。我市纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价，电网企业结算价格由按燃煤发电标杆上网电价结算改为按照基准价结算，高出基准价的部分继续按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。参考燃煤发电标杆上网电价的燃气发电上网电价改为参考基准价。

（五）政策实施安排。“基准价+上下浮动”的市场化价格机制自2020年1月1日起实施，2020年暂不上浮，以确保工商业平均电价只降不升。2020年后，根据国家发展改革委对浮动方式调控情况相应进行调整。

（六）配套改革措施。

1、进一步规范交叉补贴调整机制。综合考虑电量增长等因素，在测算电网输配电价时统筹考虑交叉补贴金额，以平衡电网企业保障居民、农业用电产生的新增损益。

2、建立完善辅助服务电价形成机制。在落实现行市场化辅助服务价格机制的基础上，根据燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务情况，动态完善辅助服务电价形成机制，以补偿燃煤发电合理成本，保障电力系统安全稳定运行。根据燃煤机组利用小时实际情况，逐步探索建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。

三、保障措施

（一）精心组织协同推进。市发展改革委牵头统筹协调，制定工作方案，明确工作任务、职责分工和进度安排，市经济信息委、市财政局、市生态环境局、市国资委、市市场监管局、市能源局协同配合推进落实，确保改革措施在我市平稳落地。

（二）强化居民、农业等电力保障。电网企业主要通过优先发电计划加强居民、农业用电电量以及不具备市场交易条件或者没有参与市场交易的用户电量的保障供应，不足部分由所有参与电力市场的发电企业机组等比例保障。

（三）加强市场价格行为监管。充分依托现有电力交易市场，积极发挥市场管理委员会作用，完善市场交易、运行等规则，规范市场主体交易行为，保障市场交易公平、公正、公开。市场监管部门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价格行为，以及滥用行政权力排除、限制竞争的行为。鼓励市场主体参与价格监督。依托市场信用体系，构建完善市场主体价格信用档案，对价格违法行为予以联合惩戒。

（四）建立电价监测和风险防范机制。定期监测燃煤发电交易价格波动情况，评估价格波动的合理性。当交易价格出现异常波动时，依法及时采取干预措施，确保燃煤发电价格形成机制改革平稳有序推进。

（五）做好政策解读引导。采取多种方式全面准确解读深化燃煤发电上网电价形成机制改革政策，加强舆情监测预警，积极回应社会关切，做好应急预案，为改革营造良好舆论环境。