為堅持市場化方向，進一步深化燃煤發(fā)電上網電價形成機制改革，平穩(wěn)有序放開競爭性環(huán)節(jié)電力價格，經國務院同意，日前國家發(fā)展改革委出臺《關于深化燃煤發(fā)電上網電價形成機制改革的指導意見》。國家發(fā)展改革委有關負責人就相關情況回答了記者提問。
問：為什么要深化燃煤發(fā)電上網電價形成機制改革？
答：中共中央、國務院《關于推進價格機制改革的若干意見》和《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》明確提出，要按照“管住中間，放開兩頭”的體制架構，推進電價市場化改革，有序放開競爭環(huán)節(jié)電價，建立主要由市場決定價格的機制，這為深化電價市場化改革指明了方向。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)電上網電價，是電價市場化改革的重點任務，也是深化電力市場化改革的關鍵。為深入貫徹落實黨中央、國務院決策部署，迫切需要抓住時機，進一步深化燃煤發(fā)電上網電價形成機制改革。
深化燃煤發(fā)電上網電價形成機制改革是推進電價市場化改革的必然要求。2004年，經國務院批準，我委建立了現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網電價和煤電聯(lián)動機制，這一機制的建立和運行，對規(guī)范政府定價行為、促進發(fā)電側價格體系合理形成、激勵電力企業(yè)效率提升、推動煤電及上下游產業(yè)健康發(fā)展發(fā)揮了重要作用。當前，隨著電力體制改革的不斷推進，現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網電價和煤電聯(lián)動機制不適應形勢發(fā)展變化的矛盾越來越突出。首先，難以反映電力市場供求變化。燃煤發(fā)電標桿上網電價基于成本因素確定，難以及時、準確地反映電力供求關系變化，特別是難以適應近年來電力供求相對寬松的形勢。其次，難以反映燃煤發(fā)電成本變化。近幾年，電煤價格高位運行，燃煤發(fā)電成本上升，但在電力供求相對寬松的背景下，燃煤發(fā)電標桿上網電價難以聯(lián)動上調。第三，難以繼續(xù)發(fā)揮“定價之錨”作用。燃煤發(fā)電上網電價是不同電源、環(huán)節(jié)電力定價的“錨”，因價格缺乏彈性且自身形成機制不完善，導致其“定價之錨”作用明顯減弱，客觀上不利于水電、核電、燃氣發(fā)電等上網電價以及跨省跨區(qū)送電價格的合理形成?？偟目?，現(xiàn)行價格機制已難以繼續(xù)形成有效的價格信號，迫切需要堅持問題導向，加快推進市場化改革。
深化燃煤發(fā)電價格形成機制改革有利于促進電力體制改革、優(yōu)化電力資源配置。近年來，我國電力體制改革不斷深化。電價改革是電力體制改革的核心之一，與電力市場建設、售電側改革、放開發(fā)用電計劃等其他專項改革相互交融、互為支撐。深化燃煤發(fā)電上網電價改革，構建市場化的價格形成機制，平穩(wěn)有序放開燃煤發(fā)電上網電價，將有力推動電力交易市場建設發(fā)展，加快形成能夠有效反映電力供求變化、體現(xiàn)煤電功能作用的價格信號。這將對協(xié)同推進電力體制改革，促進發(fā)電行業(yè)結構調整，優(yōu)化電力資源配置，推動電力、煤炭上下游行業(yè)協(xié)調發(fā)展，保障能源供應安全發(fā)揮重要作用。
深化燃煤發(fā)電上網電價形成機制改革具備堅實基礎。當前是深化市場化改革的難得時機，具備諸多有利條件。首先，輸配電價改革已實現(xiàn)全覆蓋，“準許成本+合理收益”的定價機制基本建立；經營性發(fā)用電計劃已經全面放開，市場化交易條件加快健全。其次，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%。電力現(xiàn)貨市場開始建立。發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等主體的市場意識加快形成，各類主體參與市場交易的意愿不斷增強。第三，當前電力供需總體相對寬松，燃煤機組發(fā)電利用小時數連年低于設計利用水平，市場化交易電價明顯低于燃煤發(fā)電標桿上網電價，市場化改革后燃煤發(fā)電上網電價不具備上漲的基礎。
問：此次改革的總體思路和核心內容是什么？
答：此次改革，總體思路是貫徹落實黨中央、國務院決策部署，按照“放開兩頭”的要求，堅持市場化方向，構建“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，平穩(wěn)有序地放開燃煤發(fā)電上網電價。在方向上，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)電上網電價，為全面放開競爭性環(huán)節(jié)電力價格、加快確立市場在電力資源配置中的決定性作用奠定堅實基礎。在方法上，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，穩(wěn)步實現(xiàn)全面放開燃煤發(fā)電上網電價目標，確保改革平穩(wěn)推進。
核心改革內容包括五個方面：一是將現(xiàn)行燃煤標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，基準價按各地現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。國家發(fā)展改革委適時對基準價和浮動范圍進行調整。二是現(xiàn)執(zhí)行標桿上網電價的燃煤發(fā)電電量中，具備市場交易條件的，上網電價由市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成，并以年度合同為主確定；現(xiàn)貨市場實際運行的地方，可按現(xiàn)貨市場規(guī)則執(zhí)行；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。三是燃煤發(fā)電電量中居民、農業(yè)用戶用電對應的電量仍按基準價執(zhí)行。四是已按市場化交易規(guī)則形成上網電價的燃煤發(fā)電電量，繼續(xù)按現(xiàn)行市場化規(guī)則執(zhí)行。五是改革后，現(xiàn)行煤電價格聯(lián)動機制不再執(zhí)行。
問：此次改革會對電力市場發(fā)展、煤電行業(yè)發(fā)展、電力用戶等帶來哪些影響？
答：此次改革，將對電力體制改革、電力市場發(fā)展、行業(yè)上下游發(fā)展和降低用戶用電成本等多個領域產生廣泛和積極的影響，可概括為“四個有利于”。
一是有利于加快確立市場在電力資源配置中的決定性作用、更好發(fā)揮政府作用。當前，我國燃煤發(fā)電量約占全部發(fā)電量的65%。此次改革將燃煤發(fā)電標桿上網電價和煤電價格聯(lián)動機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，可以有效反映電力供求變化，促進電力資源進一步優(yōu)化配置。
二是有利于促進電力市場加快發(fā)展。此次改革明確執(zhí)行“基準價+上下浮動”市場化價格機制的上網電量，具體價格由交易雙方通過市場化方式形成，這將顯著增大市場交易主體數量、拓展市場交易規(guī)模，為電力交易市場規(guī)范發(fā)展、售電公司加快發(fā)展創(chuàng)造巨大空間。
三是有利于煤電及上下游行業(yè)平穩(wěn)健康發(fā)展。此次改革更加注重著眼中長期加快健全市場化價格形成機制，通過促進電力市場發(fā)展、輔助服務市場培育，推動煤電行業(yè)結構調整，實現(xiàn)高質量發(fā)展。同時，考慮到各地情況差異較大，明確短期內暫不具備市場交易條件的電量仍可按基準價執(zhí)行，有利于保障行業(yè)上下游平穩(wěn)運行。
四是有利于促進降低企業(yè)用電成本。當前，全國電力供需相對寬松。抓住時機深化改革，將燃煤發(fā)電標桿上網電價和煤電價格聯(lián)動機制改為“基準價＋上下浮動”的市場化機制，且明確2020年電價暫不上浮，有利于充分發(fā)揮市場機制作用，更好發(fā)揮政府調控作用，進一步降低企業(yè)用電成本。
問：改革實施后，各類用戶用電成本會有什么變化？
答：簡單講，改革后各類用戶的用電成本將呈現(xiàn)“三不變，一降低”。
一是居民、農業(yè)用戶電價水平不變，由電網企業(yè)保障供應，銷售電價繼續(xù)執(zhí)行各地目錄電價，確保價格水平穩(wěn)定，不會增加居民、農業(yè)用電負擔。
二是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。
三是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，可繼續(xù)執(zhí)行各地目錄電價。
四是采用“基準價+上下浮動”方式參與市場的用戶電價水平有所降低。改革為現(xiàn)未參與市場交易的電力用戶增加了一種選擇，且明確2020年暫不上浮，確保工商業(yè)平均電價只降不升。
問：現(xiàn)行燃煤發(fā)電的環(huán)保電價政策會有什么變化？
答：改革明確現(xiàn)行環(huán)保電價政策維持不變。執(zhí)行“基準價+上下浮動”市場化價格機制的燃煤發(fā)電電量，原標桿上網電價包含的脫硫、脫硝、除塵電價，基準價仍然包含。由電網企業(yè)保障供應的電量，在執(zhí)行基準價的同時，繼續(xù)執(zhí)行現(xiàn)行超低排放電價政策。燃煤發(fā)電上網電價完全放開由市場形成的，上網電價中包含脫硫、脫硝、除塵電價和超低排放電價，保持現(xiàn)行規(guī)則不變。
問：改革后，原來與燃煤發(fā)電標桿上網電價相關聯(lián)的其他電源電價政策如何銜接？
答：改革明確穩(wěn)定可再生能源發(fā)電價補機制和核電、燃氣發(fā)電、跨省跨區(qū)送電等價格形成機制，原先參考燃煤發(fā)電上網標桿電價的，改為參考基準價。
納入國家補貼范圍的可再生能源發(fā)電項目上網電價在當地燃煤發(fā)電基準價以內的部分，由當地省級電網結算，高出部分按程序申請國家可再生能源發(fā)展基金補貼。
新投產核電機組所在地燃煤發(fā)電基準價高于全國核電標桿上網電價（0.43元/千瓦時）的，新投產核電機組上網電價執(zhí)行全國核電標桿上網電價；所在地燃煤發(fā)電基準價低于0.43元/千瓦時的，新投產核電機組上網電價執(zhí)行所在地燃煤發(fā)電基準價。
各地在核定燃氣發(fā)電上網電價時，最高電價不得超過當地燃煤發(fā)電基準價0.35元/千瓦時。
送、受電省份在協(xié)商跨省跨區(qū)送電價格時，原參考受電省份燃煤發(fā)電標桿上網電價的，改為參考受電省份燃煤發(fā)電基準價。
