為堅持市場化方向，進一步深化燃煤發電上網電價形成機制改革，平穩有序放開競爭性環節電力價格，經國務院同意，國家發展改革委日前印發《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》，標志著電價改革在堅持市場化方向上邁出了新的關鍵一步。

“燃煤發電是保障我國電力供應的主力電源，平穩有序放開燃煤發電上網電價，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�！眹�家發展改革委有關負責人在接受經濟日報記者采訪時表示。

據悉，早在2004年，經國務院同意，國家發展改革委建立了現行的燃煤發電標桿上網電價和煤電聯動機制，該機制對于規范政府定價行為、促進發電側價格體系合理形成、激勵電力企業效率提升、推動煤電及上下游產業健康發展發揮了重要作用。

近年來，隨著電力市場化改革的不斷深化，現行燃煤發電標桿上網電價機制已難以適應形勢發展，進一步深化燃煤發電上網電價形成機制改革已具備堅實基礎和有利條件，應抓住機遇加快推進市場化改革。

“燃煤發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，難以反映燃煤發電成本變化，難以繼續發揮其‘定價之錨’作用�！痹撠撠熑吮硎�，燃煤發電上網電價機制因價格缺乏彈性且自身形成機制不完善，客觀上不利于水電、核電、燃氣發電等上網電價及跨省跨區送電價格的合理形成，現行價格機制總體上已難以繼續形成有效的價格信號，迫切需要加快推進市場化改革。

基于上述問題，《指導意見》明確了5項重點改革措施：一是將現行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，基準價按各地現行燃煤發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%。二是現執行標桿上網電價的燃煤發電電量中，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；暫不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業用戶用電對應的電量，仍按基準價執行。三是燃煤發電電量中居民、農業用戶用電對應的電量仍按基準價執行。四是已按市場化交易規則形成上網電價的燃煤發電電量，繼續按現行市場化規則執行。五是燃煤發電上網電價形成機制改革后，現行煤電價格聯動機制不再執行。

“當前，深化燃煤發電上網電價形成機制改革，已具備堅實的基礎。”華北電力大學教授張粒子表示，我國輸配電價改革已實現全覆蓋，經營性發用電計劃也已全面放開，“準許成本+合理收益”的定價機制基本建立；同時，隨著電力市場化交易規模不斷擴大，各類市場主體參與市場交易的意愿不斷增強，再加上電力供需總體相對寬裕，市場化改革后的燃煤發電上網電價不具備上漲的基礎。

據悉，2018年，我國燃煤機組發電約為全國總發電量的2/3左右。除云南、四川等少數水電大省，其他地區都以煤電為主力電源。此次改革，將對電力體制總體改革、電力交易市場建設發展、行業上下游協調發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。

中國宏觀經濟研究院副研究員楊娟表示，“基準價+上下浮動”價格機制使煤電市場主體具備了自主定價的空間，進而使煤電價格能有效反映電煤價格、電力需求等供求因素變化，有利于電力資源的優化配置，有利于理順電力與其上下游產業的關系，促進電力市場加快發展。

改革實施后，會給用戶用電成本帶來什么影響？該負責人表示，用戶用電成本將呈現“三不變一降低”，即居民、農業用戶電價水平不變，已參與電力市場化交易的用戶電價水平不變，不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業用戶電價水平不變，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。此外，改革明確現行環保電價政策維持不變，而與原來燃煤發電標桿上網電價相關聯的可再生能源發電、核電、燃氣發電、跨省區送電等，其價格形成機制改為參考基準價。

“改革為現未參與市場交易的電力用戶增加了一種選擇，且明確2020年電價暫不上浮，將確保工商業電價只降不升�！痹撠撠熑苏f。