●基準價按當?shù)噩F(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%
●此次改革為尚未進入市場的50%的燃煤發(fā)電上網(wǎng)電量進入市場創(chuàng)造了條件，將大幅提升電力市場化交易程度
●今年上半年，電力直接交易電量平均降價幅度3.4分/千瓦時，減輕企業(yè)用電負擔約300億元
煤電上網(wǎng)電價迎來新變化。國家發(fā)展改革委近日印發(fā)《關于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》（以下簡稱《指導意見》），確定明年1月1日起，將現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。基準價按當?shù)噩F(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定，浮動范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。
“燃煤發(fā)電是保障我國電力供應的主力電源，平穩(wěn)有序放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價，是深化電力市場化改革的關鍵。”國家發(fā)展改革委有關負責人介紹。
現(xiàn)行機制難以反映市場供求變化
2004年以來，燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價及煤電價格聯(lián)動機制建立，對規(guī)范政府定價行為、促進發(fā)電側價格體系合理形成曾發(fā)揮重要作用。
15年過去，為何再次提出改革？“‘標桿價’畢竟是一種固定價格制度。”中國宏觀經(jīng)濟研究院副研究員楊娟介紹，近幾年電煤價格高位運行、但電力供求相對寬松，二者走勢背離等導致的電價影響因素趨于復雜，缺乏彈性執(zhí)行機制的“標桿價”很難適時適度地做出反應，煤電價格形成機制改革勢在必行。
此外，因價格缺乏彈性且形成機制不完善，煤電上網(wǎng)電價“定價之錨”作用明顯減弱，客觀上不利于水電、核電、燃氣發(fā)電等上網(wǎng)電價以及跨省跨區(qū)送電價格的合理形成。
深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的有利條件也在不斷積累。近年來，輸配電價改革實現(xiàn)全覆蓋，經(jīng)營性發(fā)用電計劃全面放開，電力市場化交易規(guī)模不斷擴大。2018年，全國市場化交易電量約2.17萬億千瓦時，比2017年增長30.7%。各類主體參與市場交易的意愿不斷增強。
據(jù)了解，當前約50%的燃煤發(fā)電上網(wǎng)電量電價已通過市場交易形成。中國電力企業(yè)聯(lián)合會的數(shù)據(jù)顯示，2018年度全國煤電參與市場化交易部分電量的電價，較燃煤標桿電價的平均下浮率為11.24%。
“此次改革所涉及的即為尚未進入市場的這部分燃煤發(fā)電電量。”電力規(guī)劃設計總院副院長呂世森介紹，初步估算，除由電網(wǎng)企業(yè)保障供應的居民、農業(yè)用戶電量外，此次改革為剩下50%的燃煤發(fā)電上網(wǎng)電量進入市場創(chuàng)造了條件。
改革后，市場化交易具體如何進行？根據(jù)《指導意見》，現(xiàn)執(zhí)行標桿上網(wǎng)電價的燃煤發(fā)電電量，具備市場交易條件的，具體上網(wǎng)電價由發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等市場主體通過場外雙邊協(xié)商或場內集中競價（含掛牌交易）等市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成，并以年度合同等中長期合同為主確定；暫不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業(yè)用戶用電對應的電量，仍按基準價執(zhí)行。
資源優(yōu)化配置，居民、農業(yè)用戶電價水平不變
不少人關心，此次改革對于煤電市場各主體將會有什么影響。
“新機制進一步兼顧上下游波動，結合了煤炭價格和電力市場狀況，下游的需求也可以影響電價。”中國電力企業(yè)聯(lián)合會行業(yè)發(fā)展部副主任葉春告訴記者，長期來看，煤電價格放開最終將真實反映市場需求和發(fā)電成本，理順上下游產業(yè)鏈。
中國人民大學教授鄭新業(yè)認為，改革后，技術進步帶來的效率提升將會反映在電價中，低效率機組逐漸退出市場，從而實現(xiàn)資源的優(yōu)化配置和發(fā)電效率的整體提升。
發(fā)改委有關負責人介紹，用戶用電成本將呈現(xiàn)“三不變，一降低”：
——居民、農業(yè)用戶電價水平不變，由電網(wǎng)企業(yè)保障供應，銷售電價繼續(xù)執(zhí)行各地目錄電價，保持價格水平穩(wěn)定，不會增加居民、農業(yè)用電負擔。
——已參與電力市場化交易的用戶電價水平不變，繼續(xù)按現(xiàn)行市場規(guī)則形成價格。
——不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業(yè)用戶電價水平不變，繼續(xù)執(zhí)行各地目錄電價。
——按照“基準價+上下浮動”方式參與市場交易的用戶電價水平有所降低。“改革明確2020年暫不上浮，確保工商業(yè)平均電價只降不升。在電力供求相對寬松的情況下，多數(shù)地方用戶電價將穩(wěn)中有降。”該負責人分析說。
據(jù)悉，今年上半年，全國完成電力市場化交易電量達1.1萬億千瓦時，同比增長29.3%。電力直接交易電量平均降價幅度3.4分/千瓦時，減輕企業(yè)用電負擔約300億元。
及時查處違法違規(guī)價格行為
改革后，原來與燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價相關聯(lián)的其他電源電價政策要怎么銜接？根據(jù)《指導意見》，納入國家補貼范圍的可再生能源發(fā)電項目上網(wǎng)電價在當?shù)鼗鶞蕛r（含脫硫、脫硝、除塵電價）以內的部分，由當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)結算，高出部分按程序申請國家可再生能源發(fā)展基金補貼。核電、燃氣發(fā)電、跨省跨區(qū)送電價格形成機制等，參考燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價的，改為參考基準價。
改革強調凡是能放給市場的堅決放給市場，政府不進行不當干預，最大程度放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價。如何保障改革的平穩(wěn)順利進行？
“此次改革強調平穩(wěn)有序、分步實施，逐步擴大價格形成機制彈性，防范簡單放開引發(fā)價格大幅波動，確保改革平穩(wěn)推進。”國家發(fā)改委有關負責人介紹，考慮到各地煤電發(fā)展情況差異較大，為體現(xiàn)合理性及公平性，《指導意見》提出，通過市場機制形成燃煤機組參與調峰、調頻、備用等輔助服務的價格，以補償燃煤發(fā)電合理成本，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。對于燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份，可建立容量補償機制，容量電價和電量電價通過市場化方式形成。
另一方面，《指導意見》要求，各地要堅持市場化方向，按照國家制定的市場規(guī)則和運營規(guī)則開展市場建設和電力交易，對用戶和發(fā)電企業(yè)準入不得設置不合理門檻，在交易組織、價格形成等過程中，不得進行不當干預。要及時查處電力市場中市場主體價格串通、實施壟斷協(xié)議、濫用市場支配地位等違法違規(guī)價格行為，以及地方政府濫用行政權力排除、限制競爭的行為。
