15年过去，为何再次提出改革燃煤发电上网电价机制?

●基准价格根据当地现行煤炭发电基准网络电价确认，浮动范围为下潜不到10%，浮动不到15%●本次改革为未转入市场的50%的煤炭发电网络电力转入市场构筑条件，大幅度提高电力市场化交易程度●今年上半年，电力需要交易的电力平均值下降幅度为3.4分/千瓦时，企业的电力费用减少了约300亿元的煤电网络电价进入了新的变化。国家发改委最近发表了《关于深化燃煤发电网络电价构成机制改革的指导意见》(以下全称《指导意见》)，确认了从明年1月1日开始，将现行燃煤发电基准网络电价机制恢复到基准价格上下浮动的市场化价格机制。

基准价格根据当地现行煤炭发电基准网络的电价确认，浮动范围不超过10%，浮动不超过15%。燃煤发电是确保我国供电的主力电源，稳定有序放松燃煤发电网络电价是深化电力市场化改革的关键。

国家发改委有关负责人说明。现行机制不能表现市场供求变化。自2004年以来，燃煤发电基准网络电价和煤电价格联动机制已经建立，规范政府价格不道德，增进发电外侧价格体系的合理构成最重要。

十五年过去了，为什么再次明确提出改革？目标价格是固定价格制度。据中国宏观经济研究院副研究员杨娟介绍，近年来电煤价格高运营，但电力供求比较严格，两者趋势背离等电价影响因素逐渐简单，弹性不足继续执行机制的基准价格难以积极反应，煤电价格构成机制改革势在必行。另外，由于价格弹性不足，构成机制不完善，煤电网络电价定价锚显着减弱，客观有利于水电、核电、煤气发电等网络电价和跨省区域检验价格的合理构成。

深化燃煤发电网络电价构成机制改革的有利条件也大大积累。近年来，配电价格改革的构建只有垄断面积，经营性放电计划全面放松，电力市场化交易规模不断扩大。

2018年，全国市场化交易电力约为2.17兆千瓦时，比2017年急速增加30.7%。各类主体参与市场交易的意愿大大加强。据了解，目前的燃煤发电网络电费由市场交易构成。根据中国电力企业联合会的数据，2018年全国煤电参与市场化交易的部分电费，燃煤基准电费的平均下降率为11.24%。

与此次改革有关的是尚未转入市场的燃煤发电量。电力计划设计总院副院长吕世森说明，可行性估计，除了电网企业确保供应的居民、农业用户电力外，本次改革只剩下50%的燃煤发电网络电力转入市场建设条件。

改革后市场化交易明确如何开展？根据《指导意见》，目前继续实行基准网络电费燃煤发电量，没有市场交易条件的，明确网络电费由发电企业、购电公司、电力用户等市场主体通过场外双边协商或场内集中竞争价格(不包括上海证券交易所交易)等市场化方式在基准价格的上下浮动范围内构成，年度合同等中长期合同大多被确认后，没有市场交易条件或者没有参加市场交易的工商用户的电费对应的电费资源优化配置，居民、农业用户的电费水平一定有很多人关心，这次改革对煤电市场各主体没有影响。新机制进一步考虑上下游变动，融合煤价和电力市场情况，下游市场需求也影响电价。中国电力企业联合会行业发展部副主任叶春告诉记者，多年来煤电价格的放松最终体现了市场需求和发电成本，顺应了上下游产业链。

中国人民大学教授郑新业指出，改革后，技术转型带来的效率提高不体现在电价中，低效机组逐渐解散市场，构建资源优化配置和发电效率的整体提高。发展改革委员会负责人表示，用户的电费成本是三定的，降低居民、农业用户的电费水平是一定的，电网企业确保供应，销售电费继续执行各地目录的电费，维持价格水平稳定，居民、农业用电费减少。

参与电力市场化交易的用户的电价水平一定，然后根据现行市场规则构成价格。没有市场交易条件，没有参加市场交易的工商用户的电费水平一定，继续实行各地目录的电费。以基准价格浮动方式参加市场交易的用户的电费水平减少了。改革具体在2020年暂缓潜力，保证工商业平均电费不下降。

在电力供求严格的情况下，很多地方用户的电费会稳定下降。负责人分析并说。据报道，今年上半年，全国电力市场化交易交易的电力约为1兆1千亿千瓦时，比去年急速增加了29.3%。当电力需要交易量平均值降价幅度为3.4分/千瓦时，企业用电费减少约300亿元。

及时公安部门违法价格不道德改革后，与燃煤发电基准网络电价相关的其他电源电价政策如何交流？根据《指导意见》，列入国家补助金范围的可再生能源发电项目网络电费在当地基准价格(不包括副产品、脱硝、除尘电费)以内的部分由当地省级电网销售，最高部分由程序申请人国家可再生能源发展基金补助金。核电站、煤气发电、跨省区域检查价格构成机制等，参煤炭发电基准网络电价的，返回参考基准价格。改革特别强调，能够放在市场上的强烈敲击市场，政府不进行错误的干预，只是在一定程度上放松燃煤发电网络的电费。如何确保改革稳定顺利进行本次改革特别强调稳定有序、具体方法落实，逐步扩大价格构成机制弹性，防止非常简单放松造成价格大幅波动，保证改革稳定前进。

国家发展改革委员会负责人表示，考虑到各地煤电发展情况差异较小，为了反映合理性和公平性，《指导意见》明确提出，通过市场机制构成煤炭单元参加调整峰、调整频率、可用性等辅助服务的价格，补偿煤炭发电的合理成本，确保电力系统的安全性。燃煤机组利用时间相当高的省份，可以建立容量补偿机制，容量电费和电费由市场化构成。另一方面，《指导意见》拒绝，各地应坚决市场化方向，按照国家制定的市场规则和运营规则积极开展市场建设和电力交易，不得对用户和发电企业管理制度设置不合理的门槛，在交易组织、价格构成等过程中，不得开展失当干预。

要及时公安部门电力市场中市场主体价格串通、落实垄断协议、欺诈市场支配地位等违法违规价格不道德、地方政府规避欺诈行政权力、允许竞争的不道德。

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