四川：上网电价改为“基准价＋上下浮动”机制 基准价每千瓦时0.4012元

北极星售电网获悉，四川省发展和改革委员会印发《四川省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》的通知（川发改价格〔2020〕316号），其中指出：自2020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。基准价为0.4012元/千瓦时。浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。

建立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，以补偿燃煤机组合理成本。

研究建立容量补偿机制。根据发改价格规〔2019〕1658号文件精神，结合四川实际情况，按照“容量电价和电量电价通过市场化方式形成”的思路，研究提出建立我省燃煤机组容量补偿机制的意见。

积极研究建立我省燃煤发电电量参与跨省跨区交易的送电价格形成机制。

详情如下：

各市（州）发展改革委，国网四川省电力公司、省能源投资集团有限责任公司、省煤炭产业集团公司、四川电力交易中心，有关发电企业、市场主体、地方电网企业：

经省政府同意，并报国家发展改革委，现将《四川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。

四川省发展和改革委员会

2020年6月15日

四川省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案

为贯彻落实党中央、国务院有关电力体制改革和价格机制改革部署，有序放开竞争性环节电力价格，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，结合四川实际，制定以下实施方案。

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”原则，有序推进燃煤发电上网电价形成机制改革，助推电力价格市场化改革，提升电力市场化交易程度，为实现我省完全放开输配环节以外的竞争性环节电力价格奠定基础。

（二）基本原则

坚持积极稳妥，有序推进。坚持积极稳妥稳步推进的原则，发挥市场配置资源的决定性作用，凡是能放给市场的坚决放给市场，政府不进行不当干预；有序扩大价格形成机制弹性，逐步实现全面放开我省燃煤发电上网电价。

坚持统筹谋划，有效衔接。充分考虑我省不同类型、不同环节电价之间的关系，统筹谋划好新能源、燃气发电等上网电价形成机制，以及不同类型用户销售电价形成机制，确保深化燃煤发电上网电价机制改革措施与现行价格管理政策有效衔接。

坚持强化监管，规范有序。按照放管并重的要求，加强电力价格行为监管，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，确保我省燃煤发电上网电价合理形成。

二、改革措施

（一）改革燃煤发电上网电价形成机制。自2020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。基准价为0.4012元/千瓦时。浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升，2020年后的浮动方式按照国家发展改革委确定的执行。现货市场按照现货市场有关规则执行，不受此限制。如国家发展改革委根据市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整，我省作相应调整。改革后煤电价格联动机制不再执行。

（二）明确各类燃煤发电电量上网电价。

燃煤发电电量中按我省水火配比机制参与市场化的，仍按现行机制形成上网电价。

燃煤发电电量中未按我省水火配比机制参与市场化但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。

燃煤发电电量中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，以及居民、农业用户用电对应的电量，按基准价执行，其中未执行燃煤发电标杆上网电价的继续执行原上网电价。

（三）稳定可再生能源发电价补机制和燃气发电价格形成机制。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，由电网企业按照国家和我省电力市场化及电价形成机制改革有关规定标准结算安排，高出部分继续按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。可再生能源发电项目实现平价上网后，上网电价按国家有关政策执行。如燃气发电上网电价参考燃煤发电标杆上网电价的，改为参考基准价。

（四）相应明确环保电价政策。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。其中，仍由电网企业按现行方式收购（保障供应）的电量，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。

（五）其它配套改革措施。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。

建立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，以补偿燃煤机组合理成本。

研究建立容量补偿机制。根据发改价格规〔2019〕1658号文件精神，结合四川实际情况，按照“容量电价和电量电价通过市场化方式形成”的思路，研究提出建立我省燃煤机组容量补偿机制的意见。

积极研究建立我省燃煤发电电量参与跨省跨区交易的送电价格形成机制。

三、保障措施

（一）建立工作机制。由省发展改革委牵头会同经济和信息化厅、财政厅、生态环境厅、省国资委、省市场监管局、四川能源监管办、省能源局、国网四川公司、省水电集团、主要燃煤发电企业成立工作组，协调解决具体问题。各部门要加强沟通、形成合力，保障改革措施的稳步实施。

（二）强化电力保障。进一步优化电力调度和运行，重点做好电力供应和保障。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）加强电力市场价格行为监管。完善市场交易、运行等规则，规范市场主体交易行为。配合市场监管部门及时查处电力市场中市场主体相互串通，操纵市场价格，达成、实施垄断协议，滥用市场支配地位等违法违规行为。鼓励市场主体对电力市场化交易中不正当价格行为进行监督。依托市场信用体系，研究构建我省市场主体价格信用档案，对价格违法行为予以联合惩戒。

（四）加强电价监测和风险防范。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。

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