江苏：燃煤标杆上网电价改为“基准价+上下浮动” 基准价为每千瓦时0.391元

北极行售电网获悉，近日江苏发改委发布《江苏省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》，称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。基准价按现行燃煤发电标杆上网电价0.391元/千瓦时确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，2020年不上浮。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易，可不受此限制。

文件原文如下：

省发展改革委关于印发《江苏省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》的通知

各设区市发展改革委，省电力公司，各有关发电企业：

经省政府同意，现将《江苏省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》印发你们，请遵照执行。

江苏省发展改革委

2019年12月25日

江苏省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案

燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制自2004年建立以来，对规范政府定价行为，促进电力行业发展发挥了重要作用。近年来，随着电力市场化改革的不断深化，现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展的需要，必须加快推进燃煤发电上网侧电力价格市场化改革。根据《国家发展和改革委员会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），结合我省燃煤发电实际情况，现就深化我省燃煤发电上网电价形成机制改革提出如下方案。

一、总体思路和基本原则

（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，进一步深化燃煤发电上网电价机制改革，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。

坚持统筹规划，稳步推进。按照市场化改革的总体要求，构建适应市场变化的上网电价形成机制，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。

坚持因地制宜，保障供应。充分认识改革的复杂性，既认真贯彻落实国家的改革部署，又充分考虑我省电力市场发展的实际情况，强化配套保障措施，确保改革有序开展，电力系统安全稳定运行，保障电力供应。

坚持科学监管，规范秩序。按照放管并重的要求，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。

二、主要举措

为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标，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。我省基准价按现行燃煤发电标杆上网电价0.391元/千瓦时确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，2020年不上浮。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易，可不受此限制。

（一）市场化交易电量上网电价中包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价，由发电企业或售电公司与电力用户通过签订中长期市场化交易合同的方式，在自主自愿、平等协商的基础上，执行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。2020年已按市场化交易规则形成上网电价的，继续按照现行市场化规则执行。

（二）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及其他由电网企业保障供应的电量，其对应电量仍按基准价执行，并继续由电网企业支付超低排放电价。

（三）燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。

（四）未进入市场交易的10万千瓦以下热电联产机组及自备电厂余电上网电价仍按现行规定执行。

（五）燃煤发电上网电价形成机制改革后，现行煤电价格联动机制不再执行。

三、配套改革

（一）健全销售电价形成机制。通过市场化方式形成上网电价的工商业用户用电价格，包括市场化方式形成上网电价、输配电价（含交叉补贴和线损，下同）、政府性基金，不再执行目录电价。由电网企业保障供应的用户用电价格，继续执行目录电价。其中，居民、农业用电继续执行现行目录电价，确保价格水平稳定。

（二）稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由省级电网结算，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。

（三）规范交叉补贴调整机制。以2018年为基数，综合考虑电量增长等因素，在核定电网输配电价时统筹确定交叉补贴金额，以平衡电网企业保障居民、农业用电产生的新增损益。

（四）完善辅助服务电价形成机制。通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务的价格，以补偿燃煤发电合理成本，保障电力系统安全稳定运行。

四、保障措施

（一）强化居民、农业等电力保障。居民、农业用电电量以及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量，由电网企业保障供应，主要通过优先发电计划保障，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。

（二）规范政府行为。要坚持市场化方向，按照国家和省制定的市场规则、运营规则来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。

（三）加强电力市场价格行为监管。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。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。鼓励市场主体参与价格监督。依托市场信用体系，构建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）加强政策解读引导。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。

本实施意见自2020年1月1日起执行。

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