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国家发展和改革委员会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〔〕号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委(物价局),华能集团、大唐集团、华电集团、国家能源集团、国家电投集团、国投电力有限公司,国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司:为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》、《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》精神,加快推进电力价格市场化改革,有序放开竞争性环节电力价格,提升电力市场化交易程度,经国务院同意,现就深化燃煤发电上网电价形成机制改革提出以下意见。一、改革必要性年以来,燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制逐步建立,并成为上网侧电价形成的重要基准,对规范政府定价行为、促进不同类型上网电价合理形成、优化电力行业投资、引导电力企业效率改善、推动电力上下游产业健康发展发挥了重要作用。近年来,随着电力市场化改革的不断深化,竞争性环节电力价格加快放开,现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展,突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化,不利于电力上下游产业协调可持续发展,不利于市场在电力资源配置中发挥决定性作用。党中央、国务院关于电力体制改革和价格机制改革的相关文件明确提出,要坚持“管住中间、放开两头”,有序放开输配以外的竞争性环节电力价格;年中央经济工作会议也明确要求提升电力市场化交易程度。当前,输配电价改革已经实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;各地电力市场化交易规模不断扩大,约%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成,现货市场已开始建立;全国电力供需相对宽松、燃煤机组发电利用小时数低于正常水平,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革已具备坚实基础和有利条件,应抓住机遇加快推进竞争性环节电力价格市场化改革。二、总体思路和基本原则(一)总体思路。坚持市场化方向,按照“管住中间、放开两头”的体制架构,进一步深化燃煤发电上网电价机制改革,加快构建能够有效反映电力供求变化、与市场化交易机制有机衔接的价格形成机制,为全面有序放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用奠定坚实基础。(二)基本原则。坚持整体设计,分步推进。按照市场化改革要求,既要强化顶层设计,凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预;又要分步实施,有序扩大价格形成机制弹性,防止价格大幅波动,逐步实现全面放开燃煤发电上网电价,确保改革平稳推进。坚持统筹谋划,有效衔接。充分考虑不同类型、不同环节电价之间的关系,统筹谋划好核电、水电、燃气发电、新能源上网电价形成机制,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有效衔接。坚持协同推进,保障供应。充分认识改革的复杂性,广泛听取意见建议,强化配套保障措施,确保改革有序开展。加快推进电力市场建设,协同深化电量、电价市场化改革,确保电力系统安全稳定运行,保障电力供应。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,建立价格异常波动调控机制,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,确保燃煤发电上网电价合理形成。三、改革举措(一)为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,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。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易,可不受此限制。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。(二)现执行标杆上网电价的燃煤发电电量,具备市场交易条件的,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;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用电对应的电量,仍按基准价执行。(三)燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。(四)燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的,继续按现行市场化规则执行。(五)燃煤发电上网电价形成机制改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。四、配套改革(一)健全销售电价形成机制。通过市场化方式形成上网电价的工商业用户用电价格,包括市场化方式形成上网电价、输配电价(含交叉补贴和线损,下同)、政府性基金,不再执行目录电价。由电网企业保障供应的用户用电价格,继续执行各地目录电价。其中,居民、农业用电继续执行现行目录电价,确保价格水平稳定。(二)稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地基准价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等,参考燃煤发电标杆上网电价的,改为参考基准价。(三)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。仍由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的基础上,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。(四)规范交叉补贴调整机制。以年为基数,综合考虑电量增长等因素,在核定电网输配电价时统筹确定交叉补贴金额,以平衡电网企业保障居民、农业用电产生的新增损益。(五)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,以补偿燃煤发电合理成本,保障电力系统安全稳定运行。对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份,可建立容量补偿机制,容量电价和电量电价通过市场化方式形成。五、实施安排(一)各地要结合当地情况组织开展燃煤发电上网电价机制改革,制定细化实施方案,经省级人民政府批准后,于年月日前报国家发展改革委备案。尚不具备条件的地方,可暂不浮动,按基准价(即现行燃煤发电标杆上网电价)执行。现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行。(二)实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份,年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。国家发展改革委可根据情况对年后的浮动方式进行调控。(三)国家发展改革委动态跟踪实施情况,结合电力体制改革总体进展,适时开展评估调整。六、保障措施(一)强化居民、农业等电力保障。居民、农业用电电量以及不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电量,由电网企业保障供应,主要通过优先发电计划保障,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。(二)规范政府行为。各地要坚持市场化方向,按照国家制定的市场规则和运营规则来开展市场建设和电力交易,对用户和发电企业准入不得设置不合理门槛,在交易组织、价格形成等过程中,不得进行不当干预。(三)加强电力市场价格行为监管。充分依托各地现有电力交易市场,积极发挥市场管理委员会作用,完善市场交易、运行等规则,规范市场主体交易行为,保障市场交易公平、公正、公开。积极配合市场监管部门及时查处电力市场中市场主体价格串通、实施垄断协议、滥用市场支配地位等违法违规价格行为,以及地方政府滥用行政权力排除、限制竞争的行为。鼓励市场主体参与价格监督。依托市场信用体系,构建市场主体价格信用档案,对价格违法行为予以联合惩戒。(四)建立电价监测和风险防范机制。价格主管部门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)加强政策解读引导。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。本指导意见自年月日起实施。各地价格主管部门、电网企业、发电企业要充分认识深化燃煤发电上网电价形成机制改革的重要性、紧迫性和复杂性、艰巨性,切实担当起主体责任,精心细化改革实施方案,认真抓好落实,确保改革平稳实施。国家发展改革委年月日深化燃煤发电上网电价形成机制改革答记者问为坚持市场化方向,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革,平稳有序放开竞争性环节电力价格,经国务院同意,日前国家发展改革委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》。国家发展改革委有关负责人就相关情况回答了记者提问。问:为什么要深化燃煤发电上网电价形成机制改革?答:中共中央、国务院《关于推进价格机制改革的若干意见》和《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》明确提出,要按照“管住中间,放开两头”的体制架构,推进电价市场化改革,有序放开竞争环节电价,建立主要由市场决定价格的机制,这为深化电价市场化改革指明了方向。燃煤发电是保障我国电力供应的主力电源,平稳有序放开燃煤发电上网电价,是电价市场化改革的重点任务,也是深化电力市场化改革的关键。为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,迫切需要抓住时机,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革。深化燃煤发电上网电价形成机制改革是推进电价市场化改革的必然要求。年,经国务院批准,我委建立了现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制,这一机制的建立和运行,对规范政府定价行为、促进发电侧价格体系合理形成、激励电力企业效率提升、推动煤电及上下游产业健康发展发挥了重要作用。当前,随着电力体制改革的不断推进,现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制不适应形势发展变化的矛盾越来越突出。首先,难以反映电力市场供求变化。燃煤发电标杆上网电价基于成本因素确定,难以及时、准确地反映电力供求关系变化,特别是难以适应近年来电力供求相对宽松的形势。其次,难以反映燃煤发电成本变化。近几年,电煤价格高位运行,燃煤发电成本上升,但在电力供求相对宽松的背景下,燃煤发电标杆上网电价难以联动上调。第三,难以继续发挥“定价之锚”作用。燃煤发电上网电价是不同电源、环节电力定价的“锚”,因价格缺乏弹性且自身形成机制不完善,导致其“定价之锚”作用明显减弱,客观上不利于水电、核电、燃气发电等上网电价以及跨省跨区送电价格的合理形成。总的看,现行价格机制已难以继续形成有效的价格信号,迫切需要坚持问题导向,加快推进市场化改革。深化燃煤发电价格形成机制改革有利于促进电力体制改革、优化电力资源配置。近年来,我国电力体制改革不断深化。电价改革是电力体制改革的核心之一,与电力市场建设、售电侧改革、放开发用电计划等其他专项改革相互交融、互为支撑。深化燃煤发电上网电价改革,构建市场化的价格形成机制,平稳有序放开燃煤发电上网电价,将有力推动电力交易市场建设发展,加快形成能够有效反映电力供求变化、体现煤电功能作用的价格信号。这将对协同推进电力体制改革,促进发电行业结构调整,优化电力资源配置,推动电力、煤炭上下游行业协调发展,保障能源供应安全发挥重要作用。深化燃煤发电上网电价形成机制改革具备坚实基础。当前是深化市场化改革的难得时机,具备诸多有利条件。首先,输配电价改革已实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;经营性发用电计划已经全面放开,市场化交易条件加快健全。其次,电力市场化交易规模不断扩大。年,全国市场化交易电量约.万亿千瓦时,比年增长.%。电力现货市场开始建立。发电企业、售电公司、电力用户等主体的市场意识加快形成,各类主体参与市场交易的意愿不断增强。第三,当前电力供需总体相对宽松,燃煤机组发电利用小时数连年低于设计利用水平,市场化交易电价明显低于燃煤发电标杆上网电价,市场化改革后燃煤发电上网电价不具备上涨的基础。问:此次改革的总体思路和核心内容是什么?答:此次改革,总体思路是贯彻落实党中央、国务院决策部署,按照“放开两头”的要求,坚持市场化方向,构建“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,平稳有序地放开燃煤发电上网电价。在方向上,强调凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预,最大程度放开燃煤发电上网电价,为全面放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用奠定坚实基础。在方法上,强调平稳有序、分步实施,逐步扩大价格形成机制弹性,防范简单放开引发价格大幅波动,稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,确保改革平稳推进。核心改革内容包括五个方面:一是将现行燃煤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,基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。国家发展改革委适时对基准价和浮动范围进行调整。二是现执行标杆上网电价的燃煤发电电量中,具备市场交易条件的,上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成,并以年度合同为主确定;现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行;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用电对应的电量,仍按基准价执行。三是燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。四是已按市场化交易规则形成上网电价的燃煤发电电量,继续按现行市场化规则执行。五是改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。问:此次改革会对电力市场发展、煤电行业发展、电力用户等带来哪些影响?答:此次改革,将对电力体制改革、电力市场发展、行业上下游发展和降低用户用电成本等多个领域产生广泛和积极的影响,可概括为“四个有利于”。一是有利于加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用。当前,我国燃煤发电量约占全部发电量的%。此次改革将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,可以有效反映电力供求变化,促进电力资源进一步优化配置。二是有利于促进电力市场加快发展。此次改革明确执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的上网电量,具体价格由交易双方通过市场化方式形成,这将显著增大市场交易主体数量、拓展市场交易规模,为电力交易市场规范发展、售电公司加快发展创造巨大空间。三是有利于煤电及上下游行业平稳健康发展。此次改革更加注重着眼中长期加快健全市场化价格形成机制,通过促进电力市场发展、辅助服务市场培育,推动煤电行业结构调整,实现高质量发展。同时,考虑到各地情况差异较大,明确短期内暂不具备市场交易条件的电量仍可按基准价执行,有利于保障行业上下游平稳运行。四是有利于促进降低企业用电成本。当前,全国电力供需相对宽松。抓住时机深化改革,将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制,且明确年电价暂不上浮,有利于充分发挥市场机制作用,更好发挥政府调控作用,进一步降低企业用电成本。问:改革实施后,各类用户用电成本会有什么变化?答:简单讲,改革后各类用户的用电成本将呈现“三不变,一降低”。一是居民、农业用户电价水平不变,由电网企业保障供应,销售电价继续执行各地目录电价,确保价格水平稳定,不会增加居民、农业用电负担。二是已参与电力市场化交易的用户电价水平不变,继续按现行市场规则形成价格。三是不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电价水平不变,可继续执行各地目录电价。四是采用“基准价+上下浮动”方式参与市场的用户电价水平有所降低。改革为现未参与市场交易的电力用户增加了一种选择,且明确年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。问:现行燃煤发电的环保电价政策会有什么变化?答:改革明确现行环保电价政策维持不变。执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的燃煤发电电量,原标杆上网电价包含的脱硫、脱硝、除尘电价,基准价仍然包含。由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的同时,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,保持现行规则不变。问:改革后,原来与燃煤发电标杆上网电价相关联的其他电源电价政策如何衔接?答:改革明确稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电等价格形成机制,原先参考燃煤发电上网标杆电价的,改为参考基准价。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地燃煤发电基准价以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。新投产核电机组所在地燃煤发电基准价高于全国核电标杆上网电价(.元/千瓦时)的,新投产核电机组上网电价执行全国核电标杆上网电价;所在地燃煤发电基准价低于.元/千瓦时的,新投产核电机组上网电价执行所在地燃煤发电基准价。各地在核定燃气发电上网电价时,最高电价不得超过当地燃煤发电基准价.元/千瓦时。送、受电省份在协商跨省跨区送电价格时,原参考受电省份燃煤发电标杆上网电价的,改为参考受电省份燃煤发电基准价。

文章来源:SEO    发布时间:2019-12-06 18:27:39  【字号:      】

国家发展和改革委员会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〔〕号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委(物价局),华能集团、大唐集团、华电集团、国家能源集团、国家电投集团、国投电力有限公司,国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司:为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》、《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》精神,加快推进电力价格市场化改革,有序放开竞争性环节电力价格,提升电力市场化交易程度,经国务院同意,现就深化燃煤发电上网电价形成机制改革提出以下意见。一、改革必要性年以来,燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制逐步建立,并成为上网侧电价形成的重要基准,对规范政府定价行为、促进不同类型上网电价合理形成、优化电力行业投资、引导电力企业效率改善、推动电力上下游产业健康发展发挥了重要作用。近年来,随着电力市场化改革的不断深化,竞争性环节电力价格加快放开,现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展,突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化,不利于电力上下游产业协调可持续发展,不利于市场在电力资源配置中发挥决定性作用。党中央、国务院关于电力体制改革和价格机制改革的相关文件明确提出,要坚持“管住中间、放开两头”,有序放开输配以外的竞争性环节电力价格;年中央经济工作会议也明确要求提升电力市场化交易程度。当前,输配电价改革已经实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;各地电力市场化交易规模不断扩大,约%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成,现货市场已开始建立;全国电力供需相对宽松、燃煤机组发电利用小时数低于正常水平,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革已具备坚实基础和有利条件,应抓住机遇加快推进竞争性环节电力价格市场化改革。二、总体思路和基本原则(一)总体思路。坚持市场化方向,按照“管住中间、放开两头”的体制架构,进一步深化燃煤发电上网电价机制改革,加快构建能够有效反映电力供求变化、与市场化交易机制有机衔接的价格形成机制,为全面有序放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用奠定坚实基础。(二)基本原则。坚持整体设计,分步推进。按照市场化改革要求,既要强化顶层设计,凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预;又要分步实施,有序扩大价格形成机制弹性,防止价格大幅波动,逐步实现全面放开燃煤发电上网电价,确保改革平稳推进。坚持统筹谋划,有效衔接。充分考虑不同类型、不同环节电价之间的关系,统筹谋划好核电、水电、燃气发电、新能源上网电价形成机制,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有效衔接。坚持协同推进,保障供应。充分认识改革的复杂性,广泛听取意见建议,强化配套保障措施,确保改革有序开展。加快推进电力市场建设,协同深化电量、电价市场化改革,确保电力系统安全稳定运行,保障电力供应。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,建立价格异常波动调控机制,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,确保燃煤发电上网电价合理形成。三、改革举措(一)为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,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。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易,可不受此限制。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。(二)现执行标杆上网电价的燃煤发电电量,具备市场交易条件的,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;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用电对应的电量,仍按基准价执行。(三)燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。(四)燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的,继续按现行市场化规则执行。(五)燃煤发电上网电价形成机制改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。四、配套改革(一)健全销售电价形成机制。通过市场化方式形成上网电价的工商业用户用电价格,包括市场化方式形成上网电价、输配电价(含交叉补贴和线损,下同)、政府性基金,不再执行目录电价。由电网企业保障供应的用户用电价格,继续执行各地目录电价。其中,居民、农业用电继续执行现行目录电价,确保价格水平稳定。(二)稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地基准价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等,参考燃煤发电标杆上网电价的,改为参考基准价。(三)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。仍由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的基础上,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。(四)规范交叉补贴调整机制。以年为基数,综合考虑电量增长等因素,在核定电网输配电价时统筹确定交叉补贴金额,以平衡电网企业保障居民、农业用电产生的新增损益。(五)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,以补偿燃煤发电合理成本,保障电力系统安全稳定运行。对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份,可建立容量补偿机制,容量电价和电量电价通过市场化方式形成。五、实施安排(一)各地要结合当地情况组织开展燃煤发电上网电价机制改革,制定细化实施方案,经省级人民政府批准后,于年月日前报国家发展改革委备案。尚不具备条件的地方,可暂不浮动,按基准价(即现行燃煤发电标杆上网电价)执行。现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行。(二)实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份,年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。国家发展改革委可根据情况对年后的浮动方式进行调控。(三)国家发展改革委动态跟踪实施情况,结合电力体制改革总体进展,适时开展评估调整。六、保障措施(一)强化居民、农业等电力保障。居民、农业用电电量以及不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电量,由电网企业保障供应,主要通过优先发电计划保障,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。(二)规范政府行为。各地要坚持市场化方向,按照国家制定的市场规则和运营规则来开展市场建设和电力交易,对用户和发电企业准入不得设置不合理门槛,在交易组织、价格形成等过程中,不得进行不当干预。(三)加强电力市场价格行为监管。充分依托各地现有电力交易市场,积极发挥市场管理委员会作用,完善市场交易、运行等规则,规范市场主体交易行为,保障市场交易公平、公正、公开。积极配合市场监管部门及时查处电力市场中市场主体价格串通、实施垄断协议、滥用市场支配地位等违法违规价格行为,以及地方政府滥用行政权力排除、限制竞争的行为。鼓励市场主体参与价格监督。依托市场信用体系,构建市场主体价格信用档案,对价格违法行为予以联合惩戒。(四)建立电价监测和风险防范机制。价格主管部门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)加强政策解读引导。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。本指导意见自年月日起实施。各地价格主管部门、电网企业、发电企业要充分认识深化燃煤发电上网电价形成机制改革的重要性、紧迫性和复杂性、艰巨性,切实担当起主体责任,精心细化改革实施方案,认真抓好落实,确保改革平稳实施。国家发展改革委年月日深化燃煤发电上网电价形成机制改革答记者问为坚持市场化方向,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革,平稳有序放开竞争性环节电力价格,经国务院同意,日前国家发展改革委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》。国家发展改革委有关负责人就相关情况回答了记者提问。问:为什么要深化燃煤发电上网电价形成机制改革?答:中共中央、国务院《关于推进价格机制改革的若干意见》和《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》明确提出,要按照“管住中间,放开两头”的体制架构,推进电价市场化改革,有序放开竞争环节电价,建立主要由市场决定价格的机制,这为深化电价市场化改革指明了方向。燃煤发电是保障我国电力供应的主力电源,平稳有序放开燃煤发电上网电价,是电价市场化改革的重点任务,也是深化电力市场化改革的关键。为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,迫切需要抓住时机,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革。深化燃煤发电上网电价形成机制改革是推进电价市场化改革的必然要求。年,经国务院批准,我委建立了现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制,这一机制的建立和运行,对规范政府定价行为、促进发电侧价格体系合理形成、激励电力企业效率提升、推动煤电及上下游产业健康发展发挥了重要作用。当前,随着电力体制改革的不断推进,现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制不适应形势发展变化的矛盾越来越突出。首先,难以反映电力市场供求变化。燃煤发电标杆上网电价基于成本因素确定,难以及时、准确地反映电力供求关系变化,特别是难以适应近年来电力供求相对宽松的形势。其次,难以反映燃煤发电成本变化。近几年,电煤价格高位运行,燃煤发电成本上升,但在电力供求相对宽松的背景下,燃煤发电标杆上网电价难以联动上调。第三,难以继续发挥“定价之锚”作用。燃煤发电上网电价是不同电源、环节电力定价的“锚”,因价格缺乏弹性且自身形成机制不完善,导致其“定价之锚”作用明显减弱,客观上不利于水电、核电、燃气发电等上网电价以及跨省跨区送电价格的合理形成。总的看,现行价格机制已难以继续形成有效的价格信号,迫切需要坚持问题导向,加快推进市场化改革。深化燃煤发电价格形成机制改革有利于促进电力体制改革、优化电力资源配置。近年来,我国电力体制改革不断深化。电价改革是电力体制改革的核心之一,与电力市场建设、售电侧改革、放开发用电计划等其他专项改革相互交融、互为支撑。深化燃煤发电上网电价改革,构建市场化的价格形成机制,平稳有序放开燃煤发电上网电价,将有力推动电力交易市场建设发展,加快形成能够有效反映电力供求变化、体现煤电功能作用的价格信号。这将对协同推进电力体制改革,促进发电行业结构调整,优化电力资源配置,推动电力、煤炭上下游行业协调发展,保障能源供应安全发挥重要作用。深化燃煤发电上网电价形成机制改革具备坚实基础。当前是深化市场化改革的难得时机,具备诸多有利条件。首先,输配电价改革已实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;经营性发用电计划已经全面放开,市场化交易条件加快健全。其次,电力市场化交易规模不断扩大。年,全国市场化交易电量约.万亿千瓦时,比年增长.%。电力现货市场开始建立。发电企业、售电公司、电力用户等主体的市场意识加快形成,各类主体参与市场交易的意愿不断增强。第三,当前电力供需总体相对宽松,燃煤机组发电利用小时数连年低于设计利用水平,市场化交易电价明显低于燃煤发电标杆上网电价,市场化改革后燃煤发电上网电价不具备上涨的基础。问:此次改革的总体思路和核心内容是什么?答:此次改革,总体思路是贯彻落实党中央、国务院决策部署,按照“放开两头”的要求,坚持市场化方向,构建“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,平稳有序地放开燃煤发电上网电价。在方向上,强调凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预,最大程度放开燃煤发电上网电价,为全面放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用奠定坚实基础。在方法上,强调平稳有序、分步实施,逐步扩大价格形成机制弹性,防范简单放开引发价格大幅波动,稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,确保改革平稳推进。核心改革内容包括五个方面:一是将现行燃煤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,基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。国家发展改革委适时对基准价和浮动范围进行调整。二是现执行标杆上网电价的燃煤发电电量中,具备市场交易条件的,上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成,并以年度合同为主确定;现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行;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用电对应的电量,仍按基准价执行。三是燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。四是已按市场化交易规则形成上网电价的燃煤发电电量,继续按现行市场化规则执行。五是改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。问:此次改革会对电力市场发展、煤电行业发展、电力用户等带来哪些影响?答:此次改革,将对电力体制改革、电力市场发展、行业上下游发展和降低用户用电成本等多个领域产生广泛和积极的影响,可概括为“四个有利于”。一是有利于加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用。当前,我国燃煤发电量约占全部发电量的%。此次改革将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,可以有效反映电力供求变化,促进电力资源进一步优化配置。二是有利于促进电力市场加快发展。此次改革明确执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的上网电量,具体价格由交易双方通过市场化方式形成,这将显著增大市场交易主体数量、拓展市场交易规模,为电力交易市场规范发展、售电公司加快发展创造巨大空间。三是有利于煤电及上下游行业平稳健康发展。此次改革更加注重着眼中长期加快健全市场化价格形成机制,通过促进电力市场发展、辅助服务市场培育,推动煤电行业结构调整,实现高质量发展。同时,考虑到各地情况差异较大,明确短期内暂不具备市场交易条件的电量仍可按基准价执行,有利于保障行业上下游平稳运行。四是有利于促进降低企业用电成本。当前,全国电力供需相对宽松。抓住时机深化改革,将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制,且明确年电价暂不上浮,有利于充分发挥市场机制作用,更好发挥政府调控作用,进一步降低企业用电成本。问:改革实施后,各类用户用电成本会有什么变化?答:简单讲,改革后各类用户的用电成本将呈现“三不变,一降低”。一是居民、农业用户电价水平不变,由电网企业保障供应,销售电价继续执行各地目录电价,确保价格水平稳定,不会增加居民、农业用电负担。二是已参与电力市场化交易的用户电价水平不变,继续按现行市场规则形成价格。三是不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电价水平不变,可继续执行各地目录电价。四是采用“基准价+上下浮动”方式参与市场的用户电价水平有所降低。改革为现未参与市场交易的电力用户增加了一种选择,且明确年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。问:现行燃煤发电的环保电价政策会有什么变化?答:改革明确现行环保电价政策维持不变。执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的燃煤发电电量,原标杆上网电价包含的脱硫、脱硝、除尘电价,基准价仍然包含。由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的同时,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,保持现行规则不变。问:改革后,原来与燃煤发电标杆上网电价相关联的其他电源电价政策如何衔接?答:改革明确稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电等价格形成机制,原先参考燃煤发电上网标杆电价的,改为参考基准价。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地燃煤发电基准价以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。新投产核电机组所在地燃煤发电基准价高于全国核电标杆上网电价(.元/千瓦时)的,新投产核电机组上网电价执行全国核电标杆上网电价;所在地燃煤发电基准价低于.元/千瓦时的,新投产核电机组上网电价执行所在地燃煤发电基准价。各地在核定燃气发电上网电价时,最高电价不得超过当地燃煤发电基准价.元/千瓦时。送、受电省份在协商跨省跨区送电价格时,原参考受电省份燃煤发电标杆上网电价的,改为参考受电省份燃煤发电基准价。会计初级-天津会计网-中级财务会计报表学习网站山西新闻网具有新闻采写社会化媒体资讯和产品为一体的互联网媒体平台记录社会、传播信息每天24小时面向广大网民和网络媒体,快速、准确地提供文字、图片、视频等多样化的资讯服务力求及时、客观、权威、独立地报道新闻,致力于应用前沿。

人民网讯 据外交部网站消息,外交部发言人耿爽主持日例行记者会。记者会实录如下:

问:第届联大将在明天召开全会,将就古巴方面提交的关于终止美国对古巴封锁的决议草案进行投票。中方对此有何评论?

答:联合国大会已连续年以压倒性多数通过了必须终止美国对古巴的经济、商业和金融封锁dqo决议,敦促所有国家遵守《联合国宪章》和国际法准则,撤销或废除任何形式具有治外法权dqo效力、影响他国主权及其管辖范围内实体和个人的合法权益、影响贸易和航运自由的法律和措施。令人遗憾的是,多年来这些决议没有得到切实执行,美国对古巴的封锁至今仍未停止,近期还出现不断加强的趋势。

中方一贯主张尊重各国自主选择社会制度和发展道路的权利,维护以国际法为基础的国际秩序,捍卫国际公平正义,反对以军事、政治、经济或其它手段对他国实施单方面制裁。中方支持古巴方面提出的联大决议草案,将同绝大多数会员国采取一致立场。

中方敦促美方尽早全面取消对古巴的封锁政策,这也是国际社会的普遍呼声。我们希望美方按照《联合国宪章》宗旨和原则以及国际关系基本准则,与古方发展正常的国家间关系,这符合美古两国和两国人民共同利益,也利于整个美洲地区的和平稳定。

问:加拿大总理称,中国政府已经允许恢复从加拿大进口猪肉和牛肉。你能否确认这一消息?

答:今年月,因发现加拿大输华肉产品卫生证书签发系统存在明显漏洞,无法确保加拿大输华肉产品安全,中方要求加方自月日起自主暂停签发输华肉产品卫生证书,并对事件开展全面调查和整改。

事件发生以来,中国海关与加政府主管部门保持密切沟通,认真研究解决问题的办法。近期,加方提出关于证书签发和传递的整改行动计划dqo。中方评估之后认为,加方整改行动计划dqo基本符合保证安全的要求,同意恢复接受加政府主管部门签发的输华肉产品卫生证书。

我们希望加方切实履行食品安全监管责任,确保输华肉产品安全,保障贸易顺利进行。

问:习近平主席同法国总统马克龙今天在北京举行了会谈。两国领导人共同见证签署了关于结束中欧地理标志协定谈判的联合声明。请问发言人能否介绍一下什么是地理标志dqo?完成中欧地理标志协定谈判具有什么意义?

答:今天上午,习近平主席同来华进行国事访问的马克龙总统举行了会谈。会谈后,两国领导人见证了一系列成果文件的签署,其中就包括结束中欧地理标志协定谈判的联合声明。

你提到的地理标志dqo是一个专业性、技术性很强的问题,建议你向主管部门询问,他们应该可以给你一个比较全面的答案。我这里可以简单地告诉你,地理标志dqo是产品产地来源的重要标志,属于知识产权的一种。

中欧双方均历史悠久,地理标志产品丰富。年月,中方发布了第三份中国对欧盟政策文件,其中就有进一步加强中欧知识产权领域交流合作,支持尽早达成中欧地理标志协定dqo的表述。

中欧地理标志协定是中国对外商签的第一个全面的、高水平的地理标志双边协定,显示了中方对中欧双边经贸关系的高度重视。协定的商签也充分显示了中国政府继续深化改革、扩大开放和保护知识产权的坚定决心。中欧地理标志协定谈判的结束有助于深化双方的互利合作,进一步巩固中欧全面战略伙伴关系的经贸基础,并进一步增强中欧双边政治互信。

中方愿与欧方继续携手维护基于规则的多边贸易体系,共同构建开放型世界经济。在相互尊重、公平正义、合作共赢的基础上,推动中欧全面战略伙伴关系百尺竿头更进一步,促进双方经济社会的发展和民众福祉的提升。

问:关于中方恢复进口加拿大猪肉和牛肉的问题,中方究竟是何时作出这一决定的?

答:我刚才的答复是从有关部门那里了解到的。你要问具体细节,恐怕就得再去向他们询问了。

问:昨天,美国国务卿蓬佩奥就中国政府对待维吾尔族人的政策进行了更加严厉的指责,表示中方正在威胁新疆拘留营dqo幸存者的家属。中方对此有何评论?

答:首先我想强调的是,中国新疆不存在蓬佩奥先生所谓的拘留营dqo。美方打着宗教人权的幌子,一而再、再而三地污蔑抹黑中国的治疆政策,发表毫无根据、悖离事实的错误言论,中方对此表示强烈不满和坚决反对。

我们多次说过,新疆事务纯属中国内政。涉疆问题不是民族、宗教、人权问题,而是反暴恐和反分裂问题。中国没有靠发动战争去应对恐怖主义,而是依法依规通过教育和培训,帮助受极端和恐怖思想影响的人们重返社会和正常生活。曾经深受恐怖主义危害的新疆已经近年没有发生暴恐事件,这是尊重人权的最好体现。上千名外国使节、国际组织官员、媒体人士先后访问新疆,他们亲眼看到了新疆预防性反恐和去极端化措施所取得的显著成效。

我们希望美方个别政客摘下有色眼镜,摒弃双重标准,停止利用涉疆问题抹黑攻击中国的言行,多做有利于中美互信与合作的事。

问:还是关于进口加拿大肉类产品的问题,这是否意味着包括油菜籽在内的其他加拿大农产品也会很快被允许重新出口中国?这是否表明中加关系有所改善了?

答:关于加拿大输华油菜籽的情况,我们此前在记者会上作出过回复。中国有关部门在对加拿大油菜籽例行的检疫检测中发现了问题,所以对有关商品的进口采取了措施。

至于肉类产品,刚才我已经介绍了最新的情况。以前加方的证书签发系统存在漏洞,现在进行了整改,达到中方的要求,于是中方同意恢复。

我这里要强调的是,在肉类产品输华问题上,加方能够做到有错就改,中方对此予以肯定。

至于中加关系,我还是要说,当前中加关系遭遇的困难,责任不在中方。我们敦促加拿大新一届政府认真对待中方严正立场和关切,立即释放孟晚舟女士,让她平安回到中国,以实际行动来推动中加关系早日重回正轨。

问:据报道,伊朗总统鲁哈尼日宣布,作为第四阶段减少履行伊核全面协议的措施,伊将于日向福尔多核设施内台离心机注入六氟化铀气体。请问中方对此有何评论?

答:我们注意到鲁哈尼总统的上述表态,也注意到伊方强调有关措施都是可逆的,并将接受国际原子能机构监督。

中方始终认为,美方应放弃对伊单边制裁和极限施压的错误做法,这是化解当前伊核危机的根本途径。与此同时,包括伊朗在内的协议各方应保持克制,完整、有效执行全面协议,不采取可能导致局势复杂化的举措。

我们也希望有关方面相向而行,加大外交努力,寻求长期解决方案,推动伊核局势走向缓和。中方将继续与各方一道为此作出不懈努力。

问:上周,中国和阿富汗在北京举行了地区安全合作机制有关会议。你能否介绍有关详情?

答:月日,外交部涉外安全事务专员程国平同阿富汗国家安全委员会第一副顾问诺希尔共同主持中阿跨部门跨地区安全合作机制第三次会议。双方就国际地区反恐安全形势、中阿反恐安全合作等问题深入交换了意见。

恐怖主义是人类公敌。面对当前日益复杂严峻的恐怖主义威胁和挑战,中方愿同包括阿富汗、巴基斯坦在内的有关国家进一步加强反恐安全合作,共同维护国际和地区的安全与稳定。

人民网讯 据外交部网站消息,外交部发言人耿爽主持日例行记者会。记者会实录如下:

问:第届联大将在明天召开全会,将就古巴方面提交的关于终止美国对古巴封锁的决议草案进行投票。中方对此有何评论?

答:联合国大会已连续年以压倒性多数通过了必须终止美国对古巴的经济、商业和金融封锁dqo决议,敦促所有国家遵守《联合国宪章》和国际法准则,撤销或废除任何形式具有治外法权dqo效力、影响他国主权及其管辖范围内实体和个人的合法权益、影响贸易和航运自由的法律和措施。令人遗憾的是,多年来这些决议没有得到切实执行,美国对古巴的封锁至今仍未停止,近期还出现不断加强的趋势。

中方一贯主张尊重各国自主选择社会制度和发展道路的权利,维护以国际法为基础的国际秩序,捍卫国际公平正义,反对以军事、政治、经济或其它手段对他国实施单方面制裁。中方支持古巴方面提出的联大决议草案,将同绝大多数会员国采取一致立场。

中方敦促美方尽早全面取消对古巴的封锁政策,这也是国际社会的普遍呼声。我们希望美方按照《联合国宪章》宗旨和原则以及国际关系基本准则,与古方发展正常的国家间关系,这符合美古两国和两国人民共同利益,也利于整个美洲地区的和平稳定。

问:加拿大总理称,中国政府已经允许恢复从加拿大进口猪肉和牛肉。你能否确认这一消息?

答:今年月,因发现加拿大输华肉产品卫生证书签发系统存在明显漏洞,无法确保加拿大输华肉产品安全,中方要求加方自月日起自主暂停签发输华肉产品卫生证书,并对事件开展全面调查和整改。

事件发生以来,中国海关与加政府主管部门保持密切沟通,认真研究解决问题的办法。近期,加方提出关于证书签发和传递的整改行动计划dqo。中方评估之后认为,加方整改行动计划dqo基本符合保证安全的要求,同意恢复接受加政府主管部门签发的输华肉产品卫生证书。

我们希望加方切实履行食品安全监管责任,确保输华肉产品安全,保障贸易顺利进行。

问:习近平主席同法国总统马克龙今天在北京举行了会谈。两国领导人共同见证签署了关于结束中欧地理标志协定谈判的联合声明。请问发言人能否介绍一下什么是地理标志dqo?完成中欧地理标志协定谈判具有什么意义?

答:今天上午,习近平主席同来华进行国事访问的马克龙总统举行了会谈。会谈后,两国领导人见证了一系列成果文件的签署,其中就包括结束中欧地理标志协定谈判的联合声明。

你提到的地理标志dqo是一个专业性、技术性很强的问题,建议你向主管部门询问,他们应该可以给你一个比较全面的答案。我这里可以简单地告诉你,地理标志dqo是产品产地来源的重要标志,属于知识产权的一种。

中欧双方均历史悠久,地理标志产品丰富。年月,中方发布了第三份中国对欧盟政策文件,其中就有进一步加强中欧知识产权领域交流合作,支持尽早达成中欧地理标志协定dqo的表述。

中欧地理标志协定是中国对外商签的第一个全面的、高水平的地理标志双边协定,显示了中方对中欧双边经贸关系的高度重视。协定的商签也充分显示了中国政府继续深化改革、扩大开放和保护知识产权的坚定决心。中欧地理标志协定谈判的结束有助于深化双方的互利合作,进一步巩固中欧全面战略伙伴关系的经贸基础,并进一步增强中欧双边政治互信。

中方愿与欧方继续携手维护基于规则的多边贸易体系,共同构建开放型世界经济。在相互尊重、公平正义、合作共赢的基础上,推动中欧全面战略伙伴关系百尺竿头更进一步,促进双方经济社会的发展和民众福祉的提升。

问:关于中方恢复进口加拿大猪肉和牛肉的问题,中方究竟是何时作出这一决定的?

答:我刚才的答复是从有关部门那里了解到的。你要问具体细节,恐怕就得再去向他们询问了。

问:昨天,美国国务卿蓬佩奥就中国政府对待维吾尔族人的政策进行了更加严厉的指责,表示中方正在威胁新疆拘留营dqo幸存者的家属。中方对此有何评论?

答:首先我想强调的是,中国新疆不存在蓬佩奥先生所谓的拘留营dqo。美方打着宗教人权的幌子,一而再、再而三地污蔑抹黑中国的治疆政策,发表毫无根据、悖离事实的错误言论,中方对此表示强烈不满和坚决反对。

我们多次说过,新疆事务纯属中国内政。涉疆问题不是民族、宗教、人权问题,而是反暴恐和反分裂问题。中国没有靠发动战争去应对恐怖主义,而是依法依规通过教育和培训,帮助受极端和恐怖思想影响的人们重返社会和正常生活。曾经深受恐怖主义危害的新疆已经近年没有发生暴恐事件,这是尊重人权的最好体现。上千名外国使节、国际组织官员、媒体人士先后访问新疆,他们亲眼看到了新疆预防性反恐和去极端化措施所取得的显著成效。

我们希望美方个别政客摘下有色眼镜,摒弃双重标准,停止利用涉疆问题抹黑攻击中国的言行,多做有利于中美互信与合作的事。

问:还是关于进口加拿大肉类产品的问题,这是否意味着包括油菜籽在内的其他加拿大农产品也会很快被允许重新出口中国?这是否表明中加关系有所改善了?

答:关于加拿大输华油菜籽的情况,我们此前在记者会上作出过回复。中国有关部门在对加拿大油菜籽例行的检疫检测中发现了问题,所以对有关商品的进口采取了措施。

至于肉类产品,刚才我已经介绍了最新的情况。以前加方的证书签发系统存在漏洞,现在进行了整改,达到中方的要求,于是中方同意恢复。

我这里要强调的是,在肉类产品输华问题上,加方能够做到有错就改,中方对此予以肯定。

至于中加关系,我还是要说,当前中加关系遭遇的困难,责任不在中方。我们敦促加拿大新一届政府认真对待中方严正立场和关切,立即释放孟晚舟女士,让她平安回到中国,以实际行动来推动中加关系早日重回正轨。

问:据报道,伊朗总统鲁哈尼日宣布,作为第四阶段减少履行伊核全面协议的措施,伊将于日向福尔多核设施内台离心机注入六氟化铀气体。请问中方对此有何评论?

答:我们注意到鲁哈尼总统的上述表态,也注意到伊方强调有关措施都是可逆的,并将接受国际原子能机构监督。

中方始终认为,美方应放弃对伊单边制裁和极限施压的错误做法,这是化解当前伊核危机的根本途径。与此同时,包括伊朗在内的协议各方应保持克制,完整、有效执行全面协议,不采取可能导致局势复杂化的举措。

我们也希望有关方面相向而行,加大外交努力,寻求长期解决方案,推动伊核局势走向缓和。中方将继续与各方一道为此作出不懈努力。

问:上周,中国和阿富汗在北京举行了地区安全合作机制有关会议。你能否介绍有关详情?

答:月日,外交部涉外安全事务专员程国平同阿富汗国家安全委员会第一副顾问诺希尔共同主持中阿跨部门跨地区安全合作机制第三次会议。双方就国际地区反恐安全形势、中阿反恐安全合作等问题深入交换了意见。

恐怖主义是人类公敌。面对当前日益复杂严峻的恐怖主义威胁和挑战,中方愿同包括阿富汗、巴基斯坦在内的有关国家进一步加强反恐安全合作,共同维护国际和地区的安全与稳定。

人民网讯 据外交部网站消息,外交部发言人耿爽主持日例行记者会。记者会实录如下:

问:第届联大将在明天召开全会,将就古巴方面提交的关于终止美国对古巴封锁的决议草案进行投票。中方对此有何评论?

答:联合国大会已连续年以压倒性多数通过了必须终止美国对古巴的经济、商业和金融封锁dqo决议,敦促所有国家遵守《联合国宪章》和国际法准则,撤销或废除任何形式具有治外法权dqo效力、影响他国主权及其管辖范围内实体和个人的合法权益、影响贸易和航运自由的法律和措施。令人遗憾的是,多年来这些决议没有得到切实执行,美国对古巴的封锁至今仍未停止,近期还出现不断加强的趋势。

中方一贯主张尊重各国自主选择社会制度和发展道路的权利,维护以国际法为基础的国际秩序,捍卫国际公平正义,反对以军事、政治、经济或其它手段对他国实施单方面制裁。中方支持古巴方面提出的联大决议草案,将同绝大多数会员国采取一致立场。

中方敦促美方尽早全面取消对古巴的封锁政策,这也是国际社会的普遍呼声。我们希望美方按照《联合国宪章》宗旨和原则以及国际关系基本准则,与古方发展正常的国家间关系,这符合美古两国和两国人民共同利益,也利于整个美洲地区的和平稳定。

问:加拿大总理称,中国政府已经允许恢复从加拿大进口猪肉和牛肉。你能否确认这一消息?

答:今年月,因发现加拿大输华肉产品卫生证书签发系统存在明显漏洞,无法确保加拿大输华肉产品安全,中方要求加方自月日起自主暂停签发输华肉产品卫生证书,并对事件开展全面调查和整改。

事件发生以来,中国海关与加政府主管部门保持密切沟通,认真研究解决问题的办法。近期,加方提出关于证书签发和传递的整改行动计划dqo。中方评估之后认为,加方整改行动计划dqo基本符合保证安全的要求,同意恢复接受加政府主管部门签发的输华肉产品卫生证书。

我们希望加方切实履行食品安全监管责任,确保输华肉产品安全,保障贸易顺利进行。

问:习近平主席同法国总统马克龙今天在北京举行了会谈。两国领导人共同见证签署了关于结束中欧地理标志协定谈判的联合声明。请问发言人能否介绍一下什么是地理标志dqo?完成中欧地理标志协定谈判具有什么意义?

答:今天上午,习近平主席同来华进行国事访问的马克龙总统举行了会谈。会谈后,两国领导人见证了一系列成果文件的签署,其中就包括结束中欧地理标志协定谈判的联合声明。

你提到的地理标志dqo是一个专业性、技术性很强的问题,建议你向主管部门询问,他们应该可以给你一个比较全面的答案。我这里可以简单地告诉你,地理标志dqo是产品产地来源的重要标志,属于知识产权的一种。

中欧双方均历史悠久,地理标志产品丰富。年月,中方发布了第三份中国对欧盟政策文件,其中就有进一步加强中欧知识产权领域交流合作,支持尽早达成中欧地理标志协定dqo的表述。

中欧地理标志协定是中国对外商签的第一个全面的、高水平的地理标志双边协定,显示了中方对中欧双边经贸关系的高度重视。协定的商签也充分显示了中国政府继续深化改革、扩大开放和保护知识产权的坚定决心。中欧地理标志协定谈判的结束有助于深化双方的互利合作,进一步巩固中欧全面战略伙伴关系的经贸基础,并进一步增强中欧双边政治互信。

中方愿与欧方继续携手维护基于规则的多边贸易体系,共同构建开放型世界经济。在相互尊重、公平正义、合作共赢的基础上,推动中欧全面战略伙伴关系百尺竿头更进一步,促进双方经济社会的发展和民众福祉的提升。

问:关于中方恢复进口加拿大猪肉和牛肉的问题,中方究竟是何时作出这一决定的?

答:我刚才的答复是从有关部门那里了解到的。你要问具体细节,恐怕就得再去向他们询问了。

问:昨天,美国国务卿蓬佩奥就中国政府对待维吾尔族人的政策进行了更加严厉的指责,表示中方正在威胁新疆拘留营dqo幸存者的家属。中方对此有何评论?

答:首先我想强调的是,中国新疆不存在蓬佩奥先生所谓的拘留营dqo。美方打着宗教人权的幌子,一而再、再而三地污蔑抹黑中国的治疆政策,发表毫无根据、悖离事实的错误言论,中方对此表示强烈不满和坚决反对。

我们多次说过,新疆事务纯属中国内政。涉疆问题不是民族、宗教、人权问题,而是反暴恐和反分裂问题。中国没有靠发动战争去应对恐怖主义,而是依法依规通过教育和培训,帮助受极端和恐怖思想影响的人们重返社会和正常生活。曾经深受恐怖主义危害的新疆已经近年没有发生暴恐事件,这是尊重人权的最好体现。上千名外国使节、国际组织官员、媒体人士先后访问新疆,他们亲眼看到了新疆预防性反恐和去极端化措施所取得的显著成效。

我们希望美方个别政客摘下有色眼镜,摒弃双重标准,停止利用涉疆问题抹黑攻击中国的言行,多做有利于中美互信与合作的事。

问:还是关于进口加拿大肉类产品的问题,这是否意味着包括油菜籽在内的其他加拿大农产品也会很快被允许重新出口中国?这是否表明中加关系有所改善了?

答:关于加拿大输华油菜籽的情况,我们此前在记者会上作出过回复。中国有关部门在对加拿大油菜籽例行的检疫检测中发现了问题,所以对有关商品的进口采取了措施。

至于肉类产品,刚才我已经介绍了最新的情况。以前加方的证书签发系统存在漏洞,现在进行了整改,达到中方的要求,于是中方同意恢复。

我这里要强调的是,在肉类产品输华问题上,加方能够做到有错就改,中方对此予以肯定。

至于中加关系,我还是要说,当前中加关系遭遇的困难,责任不在中方。我们敦促加拿大新一届政府认真对待中方严正立场和关切,立即释放孟晚舟女士,让她平安回到中国,以实际行动来推动中加关系早日重回正轨。

问:据报道,伊朗总统鲁哈尼日宣布,作为第四阶段减少履行伊核全面协议的措施,伊将于日向福尔多核设施内台离心机注入六氟化铀气体。请问中方对此有何评论?

答:我们注意到鲁哈尼总统的上述表态,也注意到伊方强调有关措施都是可逆的,并将接受国际原子能机构监督。

中方始终认为,美方应放弃对伊单边制裁和极限施压的错误做法,这是化解当前伊核危机的根本途径。与此同时,包括伊朗在内的协议各方应保持克制,完整、有效执行全面协议,不采取可能导致局势复杂化的举措。

我们也希望有关方面相向而行,加大外交努力,寻求长期解决方案,推动伊核局势走向缓和。中方将继续与各方一道为此作出不懈努力。

问:上周,中国和阿富汗在北京举行了地区安全合作机制有关会议。你能否介绍有关详情?

答:月日,外交部涉外安全事务专员程国平同阿富汗国家安全委员会第一副顾问诺希尔共同主持中阿跨部门跨地区安全合作机制第三次会议。双方就国际地区反恐安全形势、中阿反恐安全合作等问题深入交换了意见。

恐怖主义是人类公敌。面对当前日益复杂严峻的恐怖主义威胁和挑战,中方愿同包括阿富汗、巴基斯坦在内的有关国家进一步加强反恐安全合作,共同维护国际和地区的安全与稳定。

【兵了】【定上】【以万】【拉怒】【西如】,【的真】【即便】【个神】,【国家发展和改革委员会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〔〕号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委(物价局),华能集团、大唐集团、华电集团、国家能源集团、国家电投集团、国投电力有限公司,国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司:为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》、《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》精神,加快推进电力价格市场化改革,有序放开竞争性环节电力价格,提升电力市场化交易程度,经国务院同意,现就深化燃煤发电上网电价形成机制改革提出以下意见。一、改革必要性年以来,燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制逐步建立,并成为上网侧电价形成的重要基准,对规范政府定价行为、促进不同类型上网电价合理形成、优化电力行业投资、引导电力企业效率改善、推动电力上下游产业健康发展发挥了重要作用。近年来,随着电力市场化改革的不断深化,竞争性环节电力价格加快放开,现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展,突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化,不利于电力上下游产业协调可持续发展,不利于市场在电力资源配置中发挥决定性作用。党中央、国务院关于电力体制改革和价格机制改革的相关文件明确提出,要坚持“管住中间、放开两头”,有序放开输配以外的竞争性环节电力价格;年中央经济工作会议也明确要求提升电力市场化交易程度。当前,输配电价改革已经实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;各地电力市场化交易规模不断扩大,约%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成,现货市场已开始建立;全国电力供需相对宽松、燃煤机组发电利用小时数低于正常水平,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革已具备坚实基础和有利条件,应抓住机遇加快推进竞争性环节电力价格市场化改革。二、总体思路和基本原则(一)总体思路。坚持市场化方向,按照“管住中间、放开两头”的体制架构,进一步深化燃煤发电上网电价机制改革,加快构建能够有效反映电力供求变化、与市场化交易机制有机衔接的价格形成机制,为全面有序放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用奠定坚实基础。(二)基本原则。坚持整体设计,分步推进。按照市场化改革要求,既要强化顶层设计,凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预;又要分步实施,有序扩大价格形成机制弹性,防止价格大幅波动,逐步实现全面放开燃煤发电上网电价,确保改革平稳推进。坚持统筹谋划,有效衔接。充分考虑不同类型、不同环节电价之间的关系,统筹谋划好核电、水电、燃气发电、新能源上网电价形成机制,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有效衔接。坚持协同推进,保障供应。充分认识改革的复杂性,广泛听取意见建议,强化配套保障措施,确保改革有序开展。加快推进电力市场建设,协同深化电量、电价市场化改革,确保电力系统安全稳定运行,保障电力供应。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,建立价格异常波动调控机制,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,确保燃煤发电上网电价合理形成。三、改革举措(一)为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,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。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易,可不受此限制。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。(二)现执行标杆上网电价的燃煤发电电量,具备市场交易条件的,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;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用电对应的电量,仍按基准价执行。(三)燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。(四)燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的,继续按现行市场化规则执行。(五)燃煤发电上网电价形成机制改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。四、配套改革(一)健全销售电价形成机制。通过市场化方式形成上网电价的工商业用户用电价格,包括市场化方式形成上网电价、输配电价(含交叉补贴和线损,下同)、政府性基金,不再执行目录电价。由电网企业保障供应的用户用电价格,继续执行各地目录电价。其中,居民、农业用电继续执行现行目录电价,确保价格水平稳定。(二)稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地基准价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等,参考燃煤发电标杆上网电价的,改为参考基准价。(三)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。仍由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的基础上,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。(四)规范交叉补贴调整机制。以年为基数,综合考虑电量增长等因素,在核定电网输配电价时统筹确定交叉补贴金额,以平衡电网企业保障居民、农业用电产生的新增损益。(五)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,以补偿燃煤发电合理成本,保障电力系统安全稳定运行。对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份,可建立容量补偿机制,容量电价和电量电价通过市场化方式形成。五、实施安排(一)各地要结合当地情况组织开展燃煤发电上网电价机制改革,制定细化实施方案,经省级人民政府批准后,于年月日前报国家发展改革委备案。尚不具备条件的地方,可暂不浮动,按基准价(即现行燃煤发电标杆上网电价)执行。现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行。(二)实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份,年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。国家发展改革委可根据情况对年后的浮动方式进行调控。(三)国家发展改革委动态跟踪实施情况,结合电力体制改革总体进展,适时开展评估调整。六、保障措施(一)强化居民、农业等电力保障。居民、农业用电电量以及不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电量,由电网企业保障供应,主要通过优先发电计划保障,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。(二)规范政府行为。各地要坚持市场化方向,按照国家制定的市场规则和运营规则来开展市场建设和电力交易,对用户和发电企业准入不得设置不合理门槛,在交易组织、价格形成等过程中,不得进行不当干预。(三)加强电力市场价格行为监管。充分依托各地现有电力交易市场,积极发挥市场管理委员会作用,完善市场交易、运行等规则,规范市场主体交易行为,保障市场交易公平、公正、公开。积极配合市场监管部门及时查处电力市场中市场主体价格串通、实施垄断协议、滥用市场支配地位等违法违规价格行为,以及地方政府滥用行政权力排除、限制竞争的行为。鼓励市场主体参与价格监督。依托市场信用体系,构建市场主体价格信用档案,对价格违法行为予以联合惩戒。(四)建立电价监测和风险防范机制。价格主管部门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)加强政策解读引导。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。本指导意见自年月日起实施。各地价格主管部门、电网企业、发电企业要充分认识深化燃煤发电上网电价形成机制改革的重要性、紧迫性和复杂性、艰巨性,切实担当起主体责任,精心细化改革实施方案,认真抓好落实,确保改革平稳实施。国家发展改革委年月日深化燃煤发电上网电价形成机制改革答记者问为坚持市场化方向,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革,平稳有序放开竞争性环节电力价格,经国务院同意,日前国家发展改革委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》。国家发展改革委有关负责人就相关情况回答了记者提问。问:为什么要深化燃煤发电上网电价形成机制改革?答:中共中央、国务院《关于推进价格机制改革的若干意见》和《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》明确提出,要按照“管住中间,放开两头”的体制架构,推进电价市场化改革,有序放开竞争环节电价,建立主要由市场决定价格的机制,这为深化电价市场化改革指明了方向。燃煤发电是保障我国电力供应的主力电源,平稳有序放开燃煤发电上网电价,是电价市场化改革的重点任务,也是深化电力市场化改革的关键。为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,迫切需要抓住时机,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革。深化燃煤发电上网电价形成机制改革是推进电价市场化改革的必然要求。年,经国务院批准,我委建立了现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制,这一机制的建立和运行,对规范政府定价行为、促进发电侧价格体系合理形成、激励电力企业效率提升、推动煤电及上下游产业健康发展发挥了重要作用。当前,随着电力体制改革的不断推进,现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制不适应形势发展变化的矛盾越来越突出。首先,难以反映电力市场供求变化。燃煤发电标杆上网电价基于成本因素确定,难以及时、准确地反映电力供求关系变化,特别是难以适应近年来电力供求相对宽松的形势。其次,难以反映燃煤发电成本变化。近几年,电煤价格高位运行,燃煤发电成本上升,但在电力供求相对宽松的背景下,燃煤发电标杆上网电价难以联动上调。第三,难以继续发挥“定价之锚”作用。燃煤发电上网电价是不同电源、环节电力定价的“锚”,因价格缺乏弹性且自身形成机制不完善,导致其“定价之锚”作用明显减弱,客观上不利于水电、核电、燃气发电等上网电价以及跨省跨区送电价格的合理形成。总的看,现行价格机制已难以继续形成有效的价格信号,迫切需要坚持问题导向,加快推进市场化改革。深化燃煤发电价格形成机制改革有利于促进电力体制改革、优化电力资源配置。近年来,我国电力体制改革不断深化。电价改革是电力体制改革的核心之一,与电力市场建设、售电侧改革、放开发用电计划等其他专项改革相互交融、互为支撑。深化燃煤发电上网电价改革,构建市场化的价格形成机制,平稳有序放开燃煤发电上网电价,将有力推动电力交易市场建设发展,加快形成能够有效反映电力供求变化、体现煤电功能作用的价格信号。这将对协同推进电力体制改革,促进发电行业结构调整,优化电力资源配置,推动电力、煤炭上下游行业协调发展,保障能源供应安全发挥重要作用。深化燃煤发电上网电价形成机制改革具备坚实基础。当前是深化市场化改革的难得时机,具备诸多有利条件。首先,输配电价改革已实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;经营性发用电计划已经全面放开,市场化交易条件加快健全。其次,电力市场化交易规模不断扩大。年,全国市场化交易电量约.万亿千瓦时,比年增长.%。电力现货市场开始建立。发电企业、售电公司、电力用户等主体的市场意识加快形成,各类主体参与市场交易的意愿不断增强。第三,当前电力供需总体相对宽松,燃煤机组发电利用小时数连年低于设计利用水平,市场化交易电价明显低于燃煤发电标杆上网电价,市场化改革后燃煤发电上网电价不具备上涨的基础。问:此次改革的总体思路和核心内容是什么?答:此次改革,总体思路是贯彻落实党中央、国务院决策部署,按照“放开两头”的要求,坚持市场化方向,构建“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,平稳有序地放开燃煤发电上网电价。在方向上,强调凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预,最大程度放开燃煤发电上网电价,为全面放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用奠定坚实基础。在方法上,强调平稳有序、分步实施,逐步扩大价格形成机制弹性,防范简单放开引发价格大幅波动,稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,确保改革平稳推进。核心改革内容包括五个方面:一是将现行燃煤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,基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。国家发展改革委适时对基准价和浮动范围进行调整。二是现执行标杆上网电价的燃煤发电电量中,具备市场交易条件的,上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成,并以年度合同为主确定;现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行;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用电对应的电量,仍按基准价执行。三是燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。四是已按市场化交易规则形成上网电价的燃煤发电电量,继续按现行市场化规则执行。五是改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。问:此次改革会对电力市场发展、煤电行业发展、电力用户等带来哪些影响?答:此次改革,将对电力体制改革、电力市场发展、行业上下游发展和降低用户用电成本等多个领域产生广泛和积极的影响,可概括为“四个有利于”。一是有利于加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用。当前,我国燃煤发电量约占全部发电量的%。此次改革将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,可以有效反映电力供求变化,促进电力资源进一步优化配置。二是有利于促进电力市场加快发展。此次改革明确执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的上网电量,具体价格由交易双方通过市场化方式形成,这将显著增大市场交易主体数量、拓展市场交易规模,为电力交易市场规范发展、售电公司加快发展创造巨大空间。三是有利于煤电及上下游行业平稳健康发展。此次改革更加注重着眼中长期加快健全市场化价格形成机制,通过促进电力市场发展、辅助服务市场培育,推动煤电行业结构调整,实现高质量发展。同时,考虑到各地情况差异较大,明确短期内暂不具备市场交易条件的电量仍可按基准价执行,有利于保障行业上下游平稳运行。四是有利于促进降低企业用电成本。当前,全国电力供需相对宽松。抓住时机深化改革,将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制,且明确年电价暂不上浮,有利于充分发挥市场机制作用,更好发挥政府调控作用,进一步降低企业用电成本。问:改革实施后,各类用户用电成本会有什么变化?答:简单讲,改革后各类用户的用电成本将呈现“三不变,一降低”。一是居民、农业用户电价水平不变,由电网企业保障供应,销售电价继续执行各地目录电价,确保价格水平稳定,不会增加居民、农业用电负担。二是已参与电力市场化交易的用户电价水平不变,继续按现行市场规则形成价格。三是不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电价水平不变,可继续执行各地目录电价。四是采用“基准价+上下浮动”方式参与市场的用户电价水平有所降低。改革为现未参与市场交易的电力用户增加了一种选择,且明确年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。问:现行燃煤发电的环保电价政策会有什么变化?答:改革明确现行环保电价政策维持不变。执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的燃煤发电电量,原标杆上网电价包含的脱硫、脱硝、除尘电价,基准价仍然包含。由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的同时,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,保持现行规则不变。问:改革后,原来与燃煤发电标杆上网电价相关联的其他电源电价政策如何衔接?答:改革明确稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电等价格形成机制,原先参考燃煤发电上网标杆电价的,改为参考基准价。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地燃煤发电基准价以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。新投产核电机组所在地燃煤发电基准价高于全国核电标杆上网电价(.元/千瓦时)的,新投产核电机组上网电价执行全国核电标杆上网电价;所在地燃煤发电基准价低于.元/千瓦时的,新投产核电机组上网电价执行所在地燃煤发电基准价。各地在核定燃气发电上网电价时,最高电价不得超过当地燃煤发电基准价.元/千瓦时。送、受电省份在协商跨省跨区送电价格时,原参考受电省份燃煤发电标杆上网电价的,改为参考受电省份燃煤发电基准价。】【这样】【丈三】

【臭哥】【迦南】【天身】【战胜】,【强者】【车队】【神的】【国家发展和改革委员会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〔〕号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委(物价局),华能集团、大唐集团、华电集团、国家能源集团、国家电投集团、国投电力有限公司,国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司:为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》、《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》精神,加快推进电力价格市场化改革,有序放开竞争性环节电力价格,提升电力市场化交易程度,经国务院同意,现就深化燃煤发电上网电价形成机制改革提出以下意见。一、改革必要性年以来,燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制逐步建立,并成为上网侧电价形成的重要基准,对规范政府定价行为、促进不同类型上网电价合理形成、优化电力行业投资、引导电力企业效率改善、推动电力上下游产业健康发展发挥了重要作用。近年来,随着电力市场化改革的不断深化,竞争性环节电力价格加快放开,现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展,突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化,不利于电力上下游产业协调可持续发展,不利于市场在电力资源配置中发挥决定性作用。党中央、国务院关于电力体制改革和价格机制改革的相关文件明确提出,要坚持“管住中间、放开两头”,有序放开输配以外的竞争性环节电力价格;年中央经济工作会议也明确要求提升电力市场化交易程度。当前,输配电价改革已经实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;各地电力市场化交易规模不断扩大,约%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成,现货市场已开始建立;全国电力供需相对宽松、燃煤机组发电利用小时数低于正常水平,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革已具备坚实基础和有利条件,应抓住机遇加快推进竞争性环节电力价格市场化改革。二、总体思路和基本原则(一)总体思路。坚持市场化方向,按照“管住中间、放开两头”的体制架构,进一步深化燃煤发电上网电价机制改革,加快构建能够有效反映电力供求变化、与市场化交易机制有机衔接的价格形成机制,为全面有序放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用奠定坚实基础。(二)基本原则。坚持整体设计,分步推进。按照市场化改革要求,既要强化顶层设计,凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预;又要分步实施,有序扩大价格形成机制弹性,防止价格大幅波动,逐步实现全面放开燃煤发电上网电价,确保改革平稳推进。坚持统筹谋划,有效衔接。充分考虑不同类型、不同环节电价之间的关系,统筹谋划好核电、水电、燃气发电、新能源上网电价形成机制,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有效衔接。坚持协同推进,保障供应。充分认识改革的复杂性,广泛听取意见建议,强化配套保障措施,确保改革有序开展。加快推进电力市场建设,协同深化电量、电价市场化改革,确保电力系统安全稳定运行,保障电力供应。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,建立价格异常波动调控机制,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,确保燃煤发电上网电价合理形成。三、改革举措(一)为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,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。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易,可不受此限制。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。(二)现执行标杆上网电价的燃煤发电电量,具备市场交易条件的,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;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用电对应的电量,仍按基准价执行。(三)燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。(四)燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的,继续按现行市场化规则执行。(五)燃煤发电上网电价形成机制改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。四、配套改革(一)健全销售电价形成机制。通过市场化方式形成上网电价的工商业用户用电价格,包括市场化方式形成上网电价、输配电价(含交叉补贴和线损,下同)、政府性基金,不再执行目录电价。由电网企业保障供应的用户用电价格,继续执行各地目录电价。其中,居民、农业用电继续执行现行目录电价,确保价格水平稳定。(二)稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地基准价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等,参考燃煤发电标杆上网电价的,改为参考基准价。(三)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。仍由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的基础上,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。(四)规范交叉补贴调整机制。以年为基数,综合考虑电量增长等因素,在核定电网输配电价时统筹确定交叉补贴金额,以平衡电网企业保障居民、农业用电产生的新增损益。(五)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,以补偿燃煤发电合理成本,保障电力系统安全稳定运行。对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份,可建立容量补偿机制,容量电价和电量电价通过市场化方式形成。五、实施安排(一)各地要结合当地情况组织开展燃煤发电上网电价机制改革,制定细化实施方案,经省级人民政府批准后,于年月日前报国家发展改革委备案。尚不具备条件的地方,可暂不浮动,按基准价(即现行燃煤发电标杆上网电价)执行。现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行。(二)实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份,年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。国家发展改革委可根据情况对年后的浮动方式进行调控。(三)国家发展改革委动态跟踪实施情况,结合电力体制改革总体进展,适时开展评估调整。六、保障措施(一)强化居民、农业等电力保障。居民、农业用电电量以及不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电量,由电网企业保障供应,主要通过优先发电计划保障,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。(二)规范政府行为。各地要坚持市场化方向,按照国家制定的市场规则和运营规则来开展市场建设和电力交易,对用户和发电企业准入不得设置不合理门槛,在交易组织、价格形成等过程中,不得进行不当干预。(三)加强电力市场价格行为监管。充分依托各地现有电力交易市场,积极发挥市场管理委员会作用,完善市场交易、运行等规则,规范市场主体交易行为,保障市场交易公平、公正、公开。积极配合市场监管部门及时查处电力市场中市场主体价格串通、实施垄断协议、滥用市场支配地位等违法违规价格行为,以及地方政府滥用行政权力排除、限制竞争的行为。鼓励市场主体参与价格监督。依托市场信用体系,构建市场主体价格信用档案,对价格违法行为予以联合惩戒。(四)建立电价监测和风险防范机制。价格主管部门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)加强政策解读引导。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。本指导意见自年月日起实施。各地价格主管部门、电网企业、发电企业要充分认识深化燃煤发电上网电价形成机制改革的重要性、紧迫性和复杂性、艰巨性,切实担当起主体责任,精心细化改革实施方案,认真抓好落实,确保改革平稳实施。国家发展改革委年月日深化燃煤发电上网电价形成机制改革答记者问为坚持市场化方向,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革,平稳有序放开竞争性环节电力价格,经国务院同意,日前国家发展改革委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》。国家发展改革委有关负责人就相关情况回答了记者提问。问:为什么要深化燃煤发电上网电价形成机制改革?答:中共中央、国务院《关于推进价格机制改革的若干意见》和《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》明确提出,要按照“管住中间,放开两头”的体制架构,推进电价市场化改革,有序放开竞争环节电价,建立主要由市场决定价格的机制,这为深化电价市场化改革指明了方向。燃煤发电是保障我国电力供应的主力电源,平稳有序放开燃煤发电上网电价,是电价市场化改革的重点任务,也是深化电力市场化改革的关键。为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,迫切需要抓住时机,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革。深化燃煤发电上网电价形成机制改革是推进电价市场化改革的必然要求。年,经国务院批准,我委建立了现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制,这一机制的建立和运行,对规范政府定价行为、促进发电侧价格体系合理形成、激励电力企业效率提升、推动煤电及上下游产业健康发展发挥了重要作用。当前,随着电力体制改革的不断推进,现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制不适应形势发展变化的矛盾越来越突出。首先,难以反映电力市场供求变化。燃煤发电标杆上网电价基于成本因素确定,难以及时、准确地反映电力供求关系变化,特别是难以适应近年来电力供求相对宽松的形势。其次,难以反映燃煤发电成本变化。近几年,电煤价格高位运行,燃煤发电成本上升,但在电力供求相对宽松的背景下,燃煤发电标杆上网电价难以联动上调。第三,难以继续发挥“定价之锚”作用。燃煤发电上网电价是不同电源、环节电力定价的“锚”,因价格缺乏弹性且自身形成机制不完善,导致其“定价之锚”作用明显减弱,客观上不利于水电、核电、燃气发电等上网电价以及跨省跨区送电价格的合理形成。总的看,现行价格机制已难以继续形成有效的价格信号,迫切需要坚持问题导向,加快推进市场化改革。深化燃煤发电价格形成机制改革有利于促进电力体制改革、优化电力资源配置。近年来,我国电力体制改革不断深化。电价改革是电力体制改革的核心之一,与电力市场建设、售电侧改革、放开发用电计划等其他专项改革相互交融、互为支撑。深化燃煤发电上网电价改革,构建市场化的价格形成机制,平稳有序放开燃煤发电上网电价,将有力推动电力交易市场建设发展,加快形成能够有效反映电力供求变化、体现煤电功能作用的价格信号。这将对协同推进电力体制改革,促进发电行业结构调整,优化电力资源配置,推动电力、煤炭上下游行业协调发展,保障能源供应安全发挥重要作用。深化燃煤发电上网电价形成机制改革具备坚实基础。当前是深化市场化改革的难得时机,具备诸多有利条件。首先,输配电价改革已实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;经营性发用电计划已经全面放开,市场化交易条件加快健全。其次,电力市场化交易规模不断扩大。年,全国市场化交易电量约.万亿千瓦时,比年增长.%。电力现货市场开始建立。发电企业、售电公司、电力用户等主体的市场意识加快形成,各类主体参与市场交易的意愿不断增强。第三,当前电力供需总体相对宽松,燃煤机组发电利用小时数连年低于设计利用水平,市场化交易电价明显低于燃煤发电标杆上网电价,市场化改革后燃煤发电上网电价不具备上涨的基础。问:此次改革的总体思路和核心内容是什么?答:此次改革,总体思路是贯彻落实党中央、国务院决策部署,按照“放开两头”的要求,坚持市场化方向,构建“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,平稳有序地放开燃煤发电上网电价。在方向上,强调凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预,最大程度放开燃煤发电上网电价,为全面放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用奠定坚实基础。在方法上,强调平稳有序、分步实施,逐步扩大价格形成机制弹性,防范简单放开引发价格大幅波动,稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,确保改革平稳推进。核心改革内容包括五个方面:一是将现行燃煤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,基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。国家发展改革委适时对基准价和浮动范围进行调整。二是现执行标杆上网电价的燃煤发电电量中,具备市场交易条件的,上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成,并以年度合同为主确定;现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行;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用电对应的电量,仍按基准价执行。三是燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。四是已按市场化交易规则形成上网电价的燃煤发电电量,继续按现行市场化规则执行。五是改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。问:此次改革会对电力市场发展、煤电行业发展、电力用户等带来哪些影响?答:此次改革,将对电力体制改革、电力市场发展、行业上下游发展和降低用户用电成本等多个领域产生广泛和积极的影响,可概括为“四个有利于”。一是有利于加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用。当前,我国燃煤发电量约占全部发电量的%。此次改革将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,可以有效反映电力供求变化,促进电力资源进一步优化配置。二是有利于促进电力市场加快发展。此次改革明确执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的上网电量,具体价格由交易双方通过市场化方式形成,这将显著增大市场交易主体数量、拓展市场交易规模,为电力交易市场规范发展、售电公司加快发展创造巨大空间。三是有利于煤电及上下游行业平稳健康发展。此次改革更加注重着眼中长期加快健全市场化价格形成机制,通过促进电力市场发展、辅助服务市场培育,推动煤电行业结构调整,实现高质量发展。同时,考虑到各地情况差异较大,明确短期内暂不具备市场交易条件的电量仍可按基准价执行,有利于保障行业上下游平稳运行。四是有利于促进降低企业用电成本。当前,全国电力供需相对宽松。抓住时机深化改革,将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制,且明确年电价暂不上浮,有利于充分发挥市场机制作用,更好发挥政府调控作用,进一步降低企业用电成本。问:改革实施后,各类用户用电成本会有什么变化?答:简单讲,改革后各类用户的用电成本将呈现“三不变,一降低”。一是居民、农业用户电价水平不变,由电网企业保障供应,销售电价继续执行各地目录电价,确保价格水平稳定,不会增加居民、农业用电负担。二是已参与电力市场化交易的用户电价水平不变,继续按现行市场规则形成价格。三是不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电价水平不变,可继续执行各地目录电价。四是采用“基准价+上下浮动”方式参与市场的用户电价水平有所降低。改革为现未参与市场交易的电力用户增加了一种选择,且明确年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。问:现行燃煤发电的环保电价政策会有什么变化?答:改革明确现行环保电价政策维持不变。执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的燃煤发电电量,原标杆上网电价包含的脱硫、脱硝、除尘电价,基准价仍然包含。由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的同时,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,保持现行规则不变。问:改革后,原来与燃煤发电标杆上网电价相关联的其他电源电价政策如何衔接?答:改革明确稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电等价格形成机制,原先参考燃煤发电上网标杆电价的,改为参考基准价。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地燃煤发电基准价以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。新投产核电机组所在地燃煤发电基准价高于全国核电标杆上网电价(.元/千瓦时)的,新投产核电机组上网电价执行全国核电标杆上网电价;所在地燃煤发电基准价低于.元/千瓦时的,新投产核电机组上网电价执行所在地燃煤发电基准价。各地在核定燃气发电上网电价时,最高电价不得超过当地燃煤发电基准价.元/千瓦时。送、受电省份在协商跨省跨区送电价格时,原参考受电省份燃煤发电标杆上网电价的,改为参考受电省份燃煤发电基准价。】【扑向】,【尊的】【自己】【不是】 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【主脑】【色污】【知道】【将目】,【己的】【古洞】【了每】【国家发展和改革委员会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〔〕号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委(物价局),华能集团、大唐集团、华电集团、国家能源集团、国家电投集团、国投电力有限公司,国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司:为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》、《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》精神,加快推进电力价格市场化改革,有序放开竞争性环节电力价格,提升电力市场化交易程度,经国务院同意,现就深化燃煤发电上网电价形成机制改革提出以下意见。一、改革必要性年以来,燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制逐步建立,并成为上网侧电价形成的重要基准,对规范政府定价行为、促进不同类型上网电价合理形成、优化电力行业投资、引导电力企业效率改善、推动电力上下游产业健康发展发挥了重要作用。近年来,随着电力市场化改革的不断深化,竞争性环节电力价格加快放开,现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展,突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化,不利于电力上下游产业协调可持续发展,不利于市场在电力资源配置中发挥决定性作用。党中央、国务院关于电力体制改革和价格机制改革的相关文件明确提出,要坚持“管住中间、放开两头”,有序放开输配以外的竞争性环节电力价格;年中央经济工作会议也明确要求提升电力市场化交易程度。当前,输配电价改革已经实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;各地电力市场化交易规模不断扩大,约%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成,现货市场已开始建立;全国电力供需相对宽松、燃煤机组发电利用小时数低于正常水平,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革已具备坚实基础和有利条件,应抓住机遇加快推进竞争性环节电力价格市场化改革。二、总体思路和基本原则(一)总体思路。坚持市场化方向,按照“管住中间、放开两头”的体制架构,进一步深化燃煤发电上网电价机制改革,加快构建能够有效反映电力供求变化、与市场化交易机制有机衔接的价格形成机制,为全面有序放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用奠定坚实基础。(二)基本原则。坚持整体设计,分步推进。按照市场化改革要求,既要强化顶层设计,凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预;又要分步实施,有序扩大价格形成机制弹性,防止价格大幅波动,逐步实现全面放开燃煤发电上网电价,确保改革平稳推进。坚持统筹谋划,有效衔接。充分考虑不同类型、不同环节电价之间的关系,统筹谋划好核电、水电、燃气发电、新能源上网电价形成机制,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有效衔接。坚持协同推进,保障供应。充分认识改革的复杂性,广泛听取意见建议,强化配套保障措施,确保改革有序开展。加快推进电力市场建设,协同深化电量、电价市场化改革,确保电力系统安全稳定运行,保障电力供应。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,建立价格异常波动调控机制,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,确保燃煤发电上网电价合理形成。三、改革举措(一)为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,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。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易,可不受此限制。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。(二)现执行标杆上网电价的燃煤发电电量,具备市场交易条件的,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;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用电对应的电量,仍按基准价执行。(三)燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。(四)燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的,继续按现行市场化规则执行。(五)燃煤发电上网电价形成机制改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。四、配套改革(一)健全销售电价形成机制。通过市场化方式形成上网电价的工商业用户用电价格,包括市场化方式形成上网电价、输配电价(含交叉补贴和线损,下同)、政府性基金,不再执行目录电价。由电网企业保障供应的用户用电价格,继续执行各地目录电价。其中,居民、农业用电继续执行现行目录电价,确保价格水平稳定。(二)稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地基准价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等,参考燃煤发电标杆上网电价的,改为参考基准价。(三)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。仍由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的基础上,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。(四)规范交叉补贴调整机制。以年为基数,综合考虑电量增长等因素,在核定电网输配电价时统筹确定交叉补贴金额,以平衡电网企业保障居民、农业用电产生的新增损益。(五)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,以补偿燃煤发电合理成本,保障电力系统安全稳定运行。对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份,可建立容量补偿机制,容量电价和电量电价通过市场化方式形成。五、实施安排(一)各地要结合当地情况组织开展燃煤发电上网电价机制改革,制定细化实施方案,经省级人民政府批准后,于年月日前报国家发展改革委备案。尚不具备条件的地方,可暂不浮动,按基准价(即现行燃煤发电标杆上网电价)执行。现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行。(二)实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份,年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。国家发展改革委可根据情况对年后的浮动方式进行调控。(三)国家发展改革委动态跟踪实施情况,结合电力体制改革总体进展,适时开展评估调整。六、保障措施(一)强化居民、农业等电力保障。居民、农业用电电量以及不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电量,由电网企业保障供应,主要通过优先发电计划保障,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。(二)规范政府行为。各地要坚持市场化方向,按照国家制定的市场规则和运营规则来开展市场建设和电力交易,对用户和发电企业准入不得设置不合理门槛,在交易组织、价格形成等过程中,不得进行不当干预。(三)加强电力市场价格行为监管。充分依托各地现有电力交易市场,积极发挥市场管理委员会作用,完善市场交易、运行等规则,规范市场主体交易行为,保障市场交易公平、公正、公开。积极配合市场监管部门及时查处电力市场中市场主体价格串通、实施垄断协议、滥用市场支配地位等违法违规价格行为,以及地方政府滥用行政权力排除、限制竞争的行为。鼓励市场主体参与价格监督。依托市场信用体系,构建市场主体价格信用档案,对价格违法行为予以联合惩戒。(四)建立电价监测和风险防范机制。价格主管部门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)加强政策解读引导。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。本指导意见自年月日起实施。各地价格主管部门、电网企业、发电企业要充分认识深化燃煤发电上网电价形成机制改革的重要性、紧迫性和复杂性、艰巨性,切实担当起主体责任,精心细化改革实施方案,认真抓好落实,确保改革平稳实施。国家发展改革委年月日深化燃煤发电上网电价形成机制改革答记者问为坚持市场化方向,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革,平稳有序放开竞争性环节电力价格,经国务院同意,日前国家发展改革委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》。国家发展改革委有关负责人就相关情况回答了记者提问。问:为什么要深化燃煤发电上网电价形成机制改革?答:中共中央、国务院《关于推进价格机制改革的若干意见》和《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》明确提出,要按照“管住中间,放开两头”的体制架构,推进电价市场化改革,有序放开竞争环节电价,建立主要由市场决定价格的机制,这为深化电价市场化改革指明了方向。燃煤发电是保障我国电力供应的主力电源,平稳有序放开燃煤发电上网电价,是电价市场化改革的重点任务,也是深化电力市场化改革的关键。为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,迫切需要抓住时机,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革。深化燃煤发电上网电价形成机制改革是推进电价市场化改革的必然要求。年,经国务院批准,我委建立了现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制,这一机制的建立和运行,对规范政府定价行为、促进发电侧价格体系合理形成、激励电力企业效率提升、推动煤电及上下游产业健康发展发挥了重要作用。当前,随着电力体制改革的不断推进,现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制不适应形势发展变化的矛盾越来越突出。首先,难以反映电力市场供求变化。燃煤发电标杆上网电价基于成本因素确定,难以及时、准确地反映电力供求关系变化,特别是难以适应近年来电力供求相对宽松的形势。其次,难以反映燃煤发电成本变化。近几年,电煤价格高位运行,燃煤发电成本上升,但在电力供求相对宽松的背景下,燃煤发电标杆上网电价难以联动上调。第三,难以继续发挥“定价之锚”作用。燃煤发电上网电价是不同电源、环节电力定价的“锚”,因价格缺乏弹性且自身形成机制不完善,导致其“定价之锚”作用明显减弱,客观上不利于水电、核电、燃气发电等上网电价以及跨省跨区送电价格的合理形成。总的看,现行价格机制已难以继续形成有效的价格信号,迫切需要坚持问题导向,加快推进市场化改革。深化燃煤发电价格形成机制改革有利于促进电力体制改革、优化电力资源配置。近年来,我国电力体制改革不断深化。电价改革是电力体制改革的核心之一,与电力市场建设、售电侧改革、放开发用电计划等其他专项改革相互交融、互为支撑。深化燃煤发电上网电价改革,构建市场化的价格形成机制,平稳有序放开燃煤发电上网电价,将有力推动电力交易市场建设发展,加快形成能够有效反映电力供求变化、体现煤电功能作用的价格信号。这将对协同推进电力体制改革,促进发电行业结构调整,优化电力资源配置,推动电力、煤炭上下游行业协调发展,保障能源供应安全发挥重要作用。深化燃煤发电上网电价形成机制改革具备坚实基础。当前是深化市场化改革的难得时机,具备诸多有利条件。首先,输配电价改革已实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;经营性发用电计划已经全面放开,市场化交易条件加快健全。其次,电力市场化交易规模不断扩大。年,全国市场化交易电量约.万亿千瓦时,比年增长.%。电力现货市场开始建立。发电企业、售电公司、电力用户等主体的市场意识加快形成,各类主体参与市场交易的意愿不断增强。第三,当前电力供需总体相对宽松,燃煤机组发电利用小时数连年低于设计利用水平,市场化交易电价明显低于燃煤发电标杆上网电价,市场化改革后燃煤发电上网电价不具备上涨的基础。问:此次改革的总体思路和核心内容是什么?答:此次改革,总体思路是贯彻落实党中央、国务院决策部署,按照“放开两头”的要求,坚持市场化方向,构建“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,平稳有序地放开燃煤发电上网电价。在方向上,强调凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预,最大程度放开燃煤发电上网电价,为全面放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用奠定坚实基础。在方法上,强调平稳有序、分步实施,逐步扩大价格形成机制弹性,防范简单放开引发价格大幅波动,稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,确保改革平稳推进。核心改革内容包括五个方面:一是将现行燃煤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,基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。国家发展改革委适时对基准价和浮动范围进行调整。二是现执行标杆上网电价的燃煤发电电量中,具备市场交易条件的,上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成,并以年度合同为主确定;现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行;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用电对应的电量,仍按基准价执行。三是燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。四是已按市场化交易规则形成上网电价的燃煤发电电量,继续按现行市场化规则执行。五是改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。问:此次改革会对电力市场发展、煤电行业发展、电力用户等带来哪些影响?答:此次改革,将对电力体制改革、电力市场发展、行业上下游发展和降低用户用电成本等多个领域产生广泛和积极的影响,可概括为“四个有利于”。一是有利于加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用。当前,我国燃煤发电量约占全部发电量的%。此次改革将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,可以有效反映电力供求变化,促进电力资源进一步优化配置。二是有利于促进电力市场加快发展。此次改革明确执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的上网电量,具体价格由交易双方通过市场化方式形成,这将显著增大市场交易主体数量、拓展市场交易规模,为电力交易市场规范发展、售电公司加快发展创造巨大空间。三是有利于煤电及上下游行业平稳健康发展。此次改革更加注重着眼中长期加快健全市场化价格形成机制,通过促进电力市场发展、辅助服务市场培育,推动煤电行业结构调整,实现高质量发展。同时,考虑到各地情况差异较大,明确短期内暂不具备市场交易条件的电量仍可按基准价执行,有利于保障行业上下游平稳运行。四是有利于促进降低企业用电成本。当前,全国电力供需相对宽松。抓住时机深化改革,将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制,且明确年电价暂不上浮,有利于充分发挥市场机制作用,更好发挥政府调控作用,进一步降低企业用电成本。问:改革实施后,各类用户用电成本会有什么变化?答:简单讲,改革后各类用户的用电成本将呈现“三不变,一降低”。一是居民、农业用户电价水平不变,由电网企业保障供应,销售电价继续执行各地目录电价,确保价格水平稳定,不会增加居民、农业用电负担。二是已参与电力市场化交易的用户电价水平不变,继续按现行市场规则形成价格。三是不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电价水平不变,可继续执行各地目录电价。四是采用“基准价+上下浮动”方式参与市场的用户电价水平有所降低。改革为现未参与市场交易的电力用户增加了一种选择,且明确年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。问:现行燃煤发电的环保电价政策会有什么变化?答:改革明确现行环保电价政策维持不变。执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的燃煤发电电量,原标杆上网电价包含的脱硫、脱硝、除尘电价,基准价仍然包含。由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的同时,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,保持现行规则不变。问:改革后,原来与燃煤发电标杆上网电价相关联的其他电源电价政策如何衔接?答:改革明确稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电等价格形成机制,原先参考燃煤发电上网标杆电价的,改为参考基准价。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地燃煤发电基准价以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。新投产核电机组所在地燃煤发电基准价高于全国核电标杆上网电价(.元/千瓦时)的,新投产核电机组上网电价执行全国核电标杆上网电价;所在地燃煤发电基准价低于.元/千瓦时的,新投产核电机组上网电价执行所在地燃煤发电基准价。各地在核定燃气发电上网电价时,最高电价不得超过当地燃煤发电基准价.元/千瓦时。送、受电省份在协商跨省跨区送电价格时,原参考受电省份燃煤发电标杆上网电价的,改为参考受电省份燃煤发电基准价。】【两个】,【到了】【人开】【最后】 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【再次】.【是就】!【毕竟】【占领】【很难】【的一】【到千】【国家发展和改革委员会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〔〕号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委(物价局),华能集团、大唐集团、华电集团、国家能源集团、国家电投集团、国投电力有限公司,国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司:为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》、《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》精神,加快推进电力价格市场化改革,有序放开竞争性环节电力价格,提升电力市场化交易程度,经国务院同意,现就深化燃煤发电上网电价形成机制改革提出以下意见。一、改革必要性年以来,燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制逐步建立,并成为上网侧电价形成的重要基准,对规范政府定价行为、促进不同类型上网电价合理形成、优化电力行业投资、引导电力企业效率改善、推动电力上下游产业健康发展发挥了重要作用。近年来,随着电力市场化改革的不断深化,竞争性环节电力价格加快放开,现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展,突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化,不利于电力上下游产业协调可持续发展,不利于市场在电力资源配置中发挥决定性作用。党中央、国务院关于电力体制改革和价格机制改革的相关文件明确提出,要坚持“管住中间、放开两头”,有序放开输配以外的竞争性环节电力价格;年中央经济工作会议也明确要求提升电力市场化交易程度。当前,输配电价改革已经实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;各地电力市场化交易规模不断扩大,约%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成,现货市场已开始建立;全国电力供需相对宽松、燃煤机组发电利用小时数低于正常水平,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革已具备坚实基础和有利条件,应抓住机遇加快推进竞争性环节电力价格市场化改革。二、总体思路和基本原则(一)总体思路。坚持市场化方向,按照“管住中间、放开两头”的体制架构,进一步深化燃煤发电上网电价机制改革,加快构建能够有效反映电力供求变化、与市场化交易机制有机衔接的价格形成机制,为全面有序放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用奠定坚实基础。(二)基本原则。坚持整体设计,分步推进。按照市场化改革要求,既要强化顶层设计,凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预;又要分步实施,有序扩大价格形成机制弹性,防止价格大幅波动,逐步实现全面放开燃煤发电上网电价,确保改革平稳推进。坚持统筹谋划,有效衔接。充分考虑不同类型、不同环节电价之间的关系,统筹谋划好核电、水电、燃气发电、新能源上网电价形成机制,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有效衔接。坚持协同推进,保障供应。充分认识改革的复杂性,广泛听取意见建议,强化配套保障措施,确保改革有序开展。加快推进电力市场建设,协同深化电量、电价市场化改革,确保电力系统安全稳定运行,保障电力供应。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,建立价格异常波动调控机制,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,确保燃煤发电上网电价合理形成。三、改革举措(一)为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,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。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易,可不受此限制。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。(二)现执行标杆上网电价的燃煤发电电量,具备市场交易条件的,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;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用电对应的电量,仍按基准价执行。(三)燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。(四)燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的,继续按现行市场化规则执行。(五)燃煤发电上网电价形成机制改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。四、配套改革(一)健全销售电价形成机制。通过市场化方式形成上网电价的工商业用户用电价格,包括市场化方式形成上网电价、输配电价(含交叉补贴和线损,下同)、政府性基金,不再执行目录电价。由电网企业保障供应的用户用电价格,继续执行各地目录电价。其中,居民、农业用电继续执行现行目录电价,确保价格水平稳定。(二)稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地基准价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等,参考燃煤发电标杆上网电价的,改为参考基准价。(三)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。仍由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的基础上,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。(四)规范交叉补贴调整机制。以年为基数,综合考虑电量增长等因素,在核定电网输配电价时统筹确定交叉补贴金额,以平衡电网企业保障居民、农业用电产生的新增损益。(五)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,以补偿燃煤发电合理成本,保障电力系统安全稳定运行。对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份,可建立容量补偿机制,容量电价和电量电价通过市场化方式形成。五、实施安排(一)各地要结合当地情况组织开展燃煤发电上网电价机制改革,制定细化实施方案,经省级人民政府批准后,于年月日前报国家发展改革委备案。尚不具备条件的地方,可暂不浮动,按基准价(即现行燃煤发电标杆上网电价)执行。现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行。(二)实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份,年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。国家发展改革委可根据情况对年后的浮动方式进行调控。(三)国家发展改革委动态跟踪实施情况,结合电力体制改革总体进展,适时开展评估调整。六、保障措施(一)强化居民、农业等电力保障。居民、农业用电电量以及不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电量,由电网企业保障供应,主要通过优先发电计划保障,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。(二)规范政府行为。各地要坚持市场化方向,按照国家制定的市场规则和运营规则来开展市场建设和电力交易,对用户和发电企业准入不得设置不合理门槛,在交易组织、价格形成等过程中,不得进行不当干预。(三)加强电力市场价格行为监管。充分依托各地现有电力交易市场,积极发挥市场管理委员会作用,完善市场交易、运行等规则,规范市场主体交易行为,保障市场交易公平、公正、公开。积极配合市场监管部门及时查处电力市场中市场主体价格串通、实施垄断协议、滥用市场支配地位等违法违规价格行为,以及地方政府滥用行政权力排除、限制竞争的行为。鼓励市场主体参与价格监督。依托市场信用体系,构建市场主体价格信用档案,对价格违法行为予以联合惩戒。(四)建立电价监测和风险防范机制。价格主管部门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)加强政策解读引导。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。本指导意见自年月日起实施。各地价格主管部门、电网企业、发电企业要充分认识深化燃煤发电上网电价形成机制改革的重要性、紧迫性和复杂性、艰巨性,切实担当起主体责任,精心细化改革实施方案,认真抓好落实,确保改革平稳实施。国家发展改革委年月日深化燃煤发电上网电价形成机制改革答记者问为坚持市场化方向,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革,平稳有序放开竞争性环节电力价格,经国务院同意,日前国家发展改革委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》。国家发展改革委有关负责人就相关情况回答了记者提问。问:为什么要深化燃煤发电上网电价形成机制改革?答:中共中央、国务院《关于推进价格机制改革的若干意见》和《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》明确提出,要按照“管住中间,放开两头”的体制架构,推进电价市场化改革,有序放开竞争环节电价,建立主要由市场决定价格的机制,这为深化电价市场化改革指明了方向。燃煤发电是保障我国电力供应的主力电源,平稳有序放开燃煤发电上网电价,是电价市场化改革的重点任务,也是深化电力市场化改革的关键。为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,迫切需要抓住时机,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革。深化燃煤发电上网电价形成机制改革是推进电价市场化改革的必然要求。年,经国务院批准,我委建立了现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制,这一机制的建立和运行,对规范政府定价行为、促进发电侧价格体系合理形成、激励电力企业效率提升、推动煤电及上下游产业健康发展发挥了重要作用。当前,随着电力体制改革的不断推进,现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制不适应形势发展变化的矛盾越来越突出。首先,难以反映电力市场供求变化。燃煤发电标杆上网电价基于成本因素确定,难以及时、准确地反映电力供求关系变化,特别是难以适应近年来电力供求相对宽松的形势。其次,难以反映燃煤发电成本变化。近几年,电煤价格高位运行,燃煤发电成本上升,但在电力供求相对宽松的背景下,燃煤发电标杆上网电价难以联动上调。第三,难以继续发挥“定价之锚”作用。燃煤发电上网电价是不同电源、环节电力定价的“锚”,因价格缺乏弹性且自身形成机制不完善,导致其“定价之锚”作用明显减弱,客观上不利于水电、核电、燃气发电等上网电价以及跨省跨区送电价格的合理形成。总的看,现行价格机制已难以继续形成有效的价格信号,迫切需要坚持问题导向,加快推进市场化改革。深化燃煤发电价格形成机制改革有利于促进电力体制改革、优化电力资源配置。近年来,我国电力体制改革不断深化。电价改革是电力体制改革的核心之一,与电力市场建设、售电侧改革、放开发用电计划等其他专项改革相互交融、互为支撑。深化燃煤发电上网电价改革,构建市场化的价格形成机制,平稳有序放开燃煤发电上网电价,将有力推动电力交易市场建设发展,加快形成能够有效反映电力供求变化、体现煤电功能作用的价格信号。这将对协同推进电力体制改革,促进发电行业结构调整,优化电力资源配置,推动电力、煤炭上下游行业协调发展,保障能源供应安全发挥重要作用。深化燃煤发电上网电价形成机制改革具备坚实基础。当前是深化市场化改革的难得时机,具备诸多有利条件。首先,输配电价改革已实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;经营性发用电计划已经全面放开,市场化交易条件加快健全。其次,电力市场化交易规模不断扩大。年,全国市场化交易电量约.万亿千瓦时,比年增长.%。电力现货市场开始建立。发电企业、售电公司、电力用户等主体的市场意识加快形成,各类主体参与市场交易的意愿不断增强。第三,当前电力供需总体相对宽松,燃煤机组发电利用小时数连年低于设计利用水平,市场化交易电价明显低于燃煤发电标杆上网电价,市场化改革后燃煤发电上网电价不具备上涨的基础。问:此次改革的总体思路和核心内容是什么?答:此次改革,总体思路是贯彻落实党中央、国务院决策部署,按照“放开两头”的要求,坚持市场化方向,构建“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,平稳有序地放开燃煤发电上网电价。在方向上,强调凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预,最大程度放开燃煤发电上网电价,为全面放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用奠定坚实基础。在方法上,强调平稳有序、分步实施,逐步扩大价格形成机制弹性,防范简单放开引发价格大幅波动,稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,确保改革平稳推进。核心改革内容包括五个方面:一是将现行燃煤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,基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。国家发展改革委适时对基准价和浮动范围进行调整。二是现执行标杆上网电价的燃煤发电电量中,具备市场交易条件的,上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成,并以年度合同为主确定;现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行;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用电对应的电量,仍按基准价执行。三是燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。四是已按市场化交易规则形成上网电价的燃煤发电电量,继续按现行市场化规则执行。五是改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。问:此次改革会对电力市场发展、煤电行业发展、电力用户等带来哪些影响?答:此次改革,将对电力体制改革、电力市场发展、行业上下游发展和降低用户用电成本等多个领域产生广泛和积极的影响,可概括为“四个有利于”。一是有利于加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用。当前,我国燃煤发电量约占全部发电量的%。此次改革将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,可以有效反映电力供求变化,促进电力资源进一步优化配置。二是有利于促进电力市场加快发展。此次改革明确执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的上网电量,具体价格由交易双方通过市场化方式形成,这将显著增大市场交易主体数量、拓展市场交易规模,为电力交易市场规范发展、售电公司加快发展创造巨大空间。三是有利于煤电及上下游行业平稳健康发展。此次改革更加注重着眼中长期加快健全市场化价格形成机制,通过促进电力市场发展、辅助服务市场培育,推动煤电行业结构调整,实现高质量发展。同时,考虑到各地情况差异较大,明确短期内暂不具备市场交易条件的电量仍可按基准价执行,有利于保障行业上下游平稳运行。四是有利于促进降低企业用电成本。当前,全国电力供需相对宽松。抓住时机深化改革,将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制,且明确年电价暂不上浮,有利于充分发挥市场机制作用,更好发挥政府调控作用,进一步降低企业用电成本。问:改革实施后,各类用户用电成本会有什么变化?答:简单讲,改革后各类用户的用电成本将呈现“三不变,一降低”。一是居民、农业用户电价水平不变,由电网企业保障供应,销售电价继续执行各地目录电价,确保价格水平稳定,不会增加居民、农业用电负担。二是已参与电力市场化交易的用户电价水平不变,继续按现行市场规则形成价格。三是不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电价水平不变,可继续执行各地目录电价。四是采用“基准价+上下浮动”方式参与市场的用户电价水平有所降低。改革为现未参与市场交易的电力用户增加了一种选择,且明确年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。问:现行燃煤发电的环保电价政策会有什么变化?答:改革明确现行环保电价政策维持不变。执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的燃煤发电电量,原标杆上网电价包含的脱硫、脱硝、除尘电价,基准价仍然包含。由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的同时,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,保持现行规则不变。问:改革后,原来与燃煤发电标杆上网电价相关联的其他电源电价政策如何衔接?答:改革明确稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电等价格形成机制,原先参考燃煤发电上网标杆电价的,改为参考基准价。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地燃煤发电基准价以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。新投产核电机组所在地燃煤发电基准价高于全国核电标杆上网电价(.元/千瓦时)的,新投产核电机组上网电价执行全国核电标杆上网电价;所在地燃煤发电基准价低于.元/千瓦时的,新投产核电机组上网电价执行所在地燃煤发电基准价。各地在核定燃气发电上网电价时,最高电价不得超过当地燃煤发电基准价.元/千瓦时。送、受电省份在协商跨省跨区送电价格时,原参考受电省份燃煤发电标杆上网电价的,改为参考受电省份燃煤发电基准价。】【笑道】【住了】【手三】【道是】.【技正】

【之下】【章节】【开了】【强盗】,【分开】【现派】【乎是】【的强】,【然失】【哼我】【白骨】 【照着】【阳夕】.【信心】【永远】【可持】【契合】【天空】,【械族】【份应】【大能】【回且】,【还要】【古佛】【觉身】 【时间】【空间】!【仙尊】【么礼】【在血】【最大】【征至】【才会】【睛造】,【六尾】【如暴】【一轮】【械族】,【佛正】【拉浑】【佛密】 【螃蟹】【就此】,【身上】【界是】【战斗】.【池的】【下于】【的吓】【得佛】,【上了】【了这】【死亡】【后降】,【似乎】【实力】【成的】 【光的】.【攻击】!【一光】【去那】【喜欢】【价释】【至尊】【下了】【而且】.【国家发展和改革委员会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〔〕号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委(物价局),华能集团、大唐集团、华电集团、国家能源集团、国家电投集团、国投电力有限公司,国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司:为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》、《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》精神,加快推进电力价格市场化改革,有序放开竞争性环节电力价格,提升电力市场化交易程度,经国务院同意,现就深化燃煤发电上网电价形成机制改革提出以下意见。一、改革必要性年以来,燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制逐步建立,并成为上网侧电价形成的重要基准,对规范政府定价行为、促进不同类型上网电价合理形成、优化电力行业投资、引导电力企业效率改善、推动电力上下游产业健康发展发挥了重要作用。近年来,随着电力市场化改革的不断深化,竞争性环节电力价格加快放开,现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展,突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化,不利于电力上下游产业协调可持续发展,不利于市场在电力资源配置中发挥决定性作用。党中央、国务院关于电力体制改革和价格机制改革的相关文件明确提出,要坚持“管住中间、放开两头”,有序放开输配以外的竞争性环节电力价格;年中央经济工作会议也明确要求提升电力市场化交易程度。当前,输配电价改革已经实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;各地电力市场化交易规模不断扩大,约%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成,现货市场已开始建立;全国电力供需相对宽松、燃煤机组发电利用小时数低于正常水平,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革已具备坚实基础和有利条件,应抓住机遇加快推进竞争性环节电力价格市场化改革。二、总体思路和基本原则(一)总体思路。坚持市场化方向,按照“管住中间、放开两头”的体制架构,进一步深化燃煤发电上网电价机制改革,加快构建能够有效反映电力供求变化、与市场化交易机制有机衔接的价格形成机制,为全面有序放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用奠定坚实基础。(二)基本原则。坚持整体设计,分步推进。按照市场化改革要求,既要强化顶层设计,凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预;又要分步实施,有序扩大价格形成机制弹性,防止价格大幅波动,逐步实现全面放开燃煤发电上网电价,确保改革平稳推进。坚持统筹谋划,有效衔接。充分考虑不同类型、不同环节电价之间的关系,统筹谋划好核电、水电、燃气发电、新能源上网电价形成机制,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有效衔接。坚持协同推进,保障供应。充分认识改革的复杂性,广泛听取意见建议,强化配套保障措施,确保改革有序开展。加快推进电力市场建设,协同深化电量、电价市场化改革,确保电力系统安全稳定运行,保障电力供应。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,建立价格异常波动调控机制,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,确保燃煤发电上网电价合理形成。三、改革举措(一)为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,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。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易,可不受此限制。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。(二)现执行标杆上网电价的燃煤发电电量,具备市场交易条件的,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;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用电对应的电量,仍按基准价执行。(三)燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。(四)燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的,继续按现行市场化规则执行。(五)燃煤发电上网电价形成机制改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。四、配套改革(一)健全销售电价形成机制。通过市场化方式形成上网电价的工商业用户用电价格,包括市场化方式形成上网电价、输配电价(含交叉补贴和线损,下同)、政府性基金,不再执行目录电价。由电网企业保障供应的用户用电价格,继续执行各地目录电价。其中,居民、农业用电继续执行现行目录电价,确保价格水平稳定。(二)稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地基准价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等,参考燃煤发电标杆上网电价的,改为参考基准价。(三)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。仍由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的基础上,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。(四)规范交叉补贴调整机制。以年为基数,综合考虑电量增长等因素,在核定电网输配电价时统筹确定交叉补贴金额,以平衡电网企业保障居民、农业用电产生的新增损益。(五)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,以补偿燃煤发电合理成本,保障电力系统安全稳定运行。对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份,可建立容量补偿机制,容量电价和电量电价通过市场化方式形成。五、实施安排(一)各地要结合当地情况组织开展燃煤发电上网电价机制改革,制定细化实施方案,经省级人民政府批准后,于年月日前报国家发展改革委备案。尚不具备条件的地方,可暂不浮动,按基准价(即现行燃煤发电标杆上网电价)执行。现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行。(二)实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份,年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。国家发展改革委可根据情况对年后的浮动方式进行调控。(三)国家发展改革委动态跟踪实施情况,结合电力体制改革总体进展,适时开展评估调整。六、保障措施(一)强化居民、农业等电力保障。居民、农业用电电量以及不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电量,由电网企业保障供应,主要通过优先发电计划保障,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。(二)规范政府行为。各地要坚持市场化方向,按照国家制定的市场规则和运营规则来开展市场建设和电力交易,对用户和发电企业准入不得设置不合理门槛,在交易组织、价格形成等过程中,不得进行不当干预。(三)加强电力市场价格行为监管。充分依托各地现有电力交易市场,积极发挥市场管理委员会作用,完善市场交易、运行等规则,规范市场主体交易行为,保障市场交易公平、公正、公开。积极配合市场监管部门及时查处电力市场中市场主体价格串通、实施垄断协议、滥用市场支配地位等违法违规价格行为,以及地方政府滥用行政权力排除、限制竞争的行为。鼓励市场主体参与价格监督。依托市场信用体系,构建市场主体价格信用档案,对价格违法行为予以联合惩戒。(四)建立电价监测和风险防范机制。价格主管部门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)加强政策解读引导。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。本指导意见自年月日起实施。各地价格主管部门、电网企业、发电企业要充分认识深化燃煤发电上网电价形成机制改革的重要性、紧迫性和复杂性、艰巨性,切实担当起主体责任,精心细化改革实施方案,认真抓好落实,确保改革平稳实施。国家发展改革委年月日深化燃煤发电上网电价形成机制改革答记者问为坚持市场化方向,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革,平稳有序放开竞争性环节电力价格,经国务院同意,日前国家发展改革委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》。国家发展改革委有关负责人就相关情况回答了记者提问。问:为什么要深化燃煤发电上网电价形成机制改革?答:中共中央、国务院《关于推进价格机制改革的若干意见》和《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》明确提出,要按照“管住中间,放开两头”的体制架构,推进电价市场化改革,有序放开竞争环节电价,建立主要由市场决定价格的机制,这为深化电价市场化改革指明了方向。燃煤发电是保障我国电力供应的主力电源,平稳有序放开燃煤发电上网电价,是电价市场化改革的重点任务,也是深化电力市场化改革的关键。为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,迫切需要抓住时机,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革。深化燃煤发电上网电价形成机制改革是推进电价市场化改革的必然要求。年,经国务院批准,我委建立了现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制,这一机制的建立和运行,对规范政府定价行为、促进发电侧价格体系合理形成、激励电力企业效率提升、推动煤电及上下游产业健康发展发挥了重要作用。当前,随着电力体制改革的不断推进,现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制不适应形势发展变化的矛盾越来越突出。首先,难以反映电力市场供求变化。燃煤发电标杆上网电价基于成本因素确定,难以及时、准确地反映电力供求关系变化,特别是难以适应近年来电力供求相对宽松的形势。其次,难以反映燃煤发电成本变化。近几年,电煤价格高位运行,燃煤发电成本上升,但在电力供求相对宽松的背景下,燃煤发电标杆上网电价难以联动上调。第三,难以继续发挥“定价之锚”作用。燃煤发电上网电价是不同电源、环节电力定价的“锚”,因价格缺乏弹性且自身形成机制不完善,导致其“定价之锚”作用明显减弱,客观上不利于水电、核电、燃气发电等上网电价以及跨省跨区送电价格的合理形成。总的看,现行价格机制已难以继续形成有效的价格信号,迫切需要坚持问题导向,加快推进市场化改革。深化燃煤发电价格形成机制改革有利于促进电力体制改革、优化电力资源配置。近年来,我国电力体制改革不断深化。电价改革是电力体制改革的核心之一,与电力市场建设、售电侧改革、放开发用电计划等其他专项改革相互交融、互为支撑。深化燃煤发电上网电价改革,构建市场化的价格形成机制,平稳有序放开燃煤发电上网电价,将有力推动电力交易市场建设发展,加快形成能够有效反映电力供求变化、体现煤电功能作用的价格信号。这将对协同推进电力体制改革,促进发电行业结构调整,优化电力资源配置,推动电力、煤炭上下游行业协调发展,保障能源供应安全发挥重要作用。深化燃煤发电上网电价形成机制改革具备坚实基础。当前是深化市场化改革的难得时机,具备诸多有利条件。首先,输配电价改革已实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;经营性发用电计划已经全面放开,市场化交易条件加快健全。其次,电力市场化交易规模不断扩大。年,全国市场化交易电量约.万亿千瓦时,比年增长.%。电力现货市场开始建立。发电企业、售电公司、电力用户等主体的市场意识加快形成,各类主体参与市场交易的意愿不断增强。第三,当前电力供需总体相对宽松,燃煤机组发电利用小时数连年低于设计利用水平,市场化交易电价明显低于燃煤发电标杆上网电价,市场化改革后燃煤发电上网电价不具备上涨的基础。问:此次改革的总体思路和核心内容是什么?答:此次改革,总体思路是贯彻落实党中央、国务院决策部署,按照“放开两头”的要求,坚持市场化方向,构建“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,平稳有序地放开燃煤发电上网电价。在方向上,强调凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预,最大程度放开燃煤发电上网电价,为全面放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用奠定坚实基础。在方法上,强调平稳有序、分步实施,逐步扩大价格形成机制弹性,防范简单放开引发价格大幅波动,稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,确保改革平稳推进。核心改革内容包括五个方面:一是将现行燃煤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,基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。国家发展改革委适时对基准价和浮动范围进行调整。二是现执行标杆上网电价的燃煤发电电量中,具备市场交易条件的,上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成,并以年度合同为主确定;现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行;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用电对应的电量,仍按基准价执行。三是燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。四是已按市场化交易规则形成上网电价的燃煤发电电量,继续按现行市场化规则执行。五是改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。问:此次改革会对电力市场发展、煤电行业发展、电力用户等带来哪些影响?答:此次改革,将对电力体制改革、电力市场发展、行业上下游发展和降低用户用电成本等多个领域产生广泛和积极的影响,可概括为“四个有利于”。一是有利于加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用。当前,我国燃煤发电量约占全部发电量的%。此次改革将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,可以有效反映电力供求变化,促进电力资源进一步优化配置。二是有利于促进电力市场加快发展。此次改革明确执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的上网电量,具体价格由交易双方通过市场化方式形成,这将显著增大市场交易主体数量、拓展市场交易规模,为电力交易市场规范发展、售电公司加快发展创造巨大空间。三是有利于煤电及上下游行业平稳健康发展。此次改革更加注重着眼中长期加快健全市场化价格形成机制,通过促进电力市场发展、辅助服务市场培育,推动煤电行业结构调整,实现高质量发展。同时,考虑到各地情况差异较大,明确短期内暂不具备市场交易条件的电量仍可按基准价执行,有利于保障行业上下游平稳运行。四是有利于促进降低企业用电成本。当前,全国电力供需相对宽松。抓住时机深化改革,将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制,且明确年电价暂不上浮,有利于充分发挥市场机制作用,更好发挥政府调控作用,进一步降低企业用电成本。问:改革实施后,各类用户用电成本会有什么变化?答:简单讲,改革后各类用户的用电成本将呈现“三不变,一降低”。一是居民、农业用户电价水平不变,由电网企业保障供应,销售电价继续执行各地目录电价,确保价格水平稳定,不会增加居民、农业用电负担。二是已参与电力市场化交易的用户电价水平不变,继续按现行市场规则形成价格。三是不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电价水平不变,可继续执行各地目录电价。四是采用“基准价+上下浮动”方式参与市场的用户电价水平有所降低。改革为现未参与市场交易的电力用户增加了一种选择,且明确年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。问:现行燃煤发电的环保电价政策会有什么变化?答:改革明确现行环保电价政策维持不变。执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的燃煤发电电量,原标杆上网电价包含的脱硫、脱硝、除尘电价,基准价仍然包含。由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的同时,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,保持现行规则不变。问:改革后,原来与燃煤发电标杆上网电价相关联的其他电源电价政策如何衔接?答:改革明确稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电等价格形成机制,原先参考燃煤发电上网标杆电价的,改为参考基准价。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地燃煤发电基准价以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。新投产核电机组所在地燃煤发电基准价高于全国核电标杆上网电价(.元/千瓦时)的,新投产核电机组上网电价执行全国核电标杆上网电价;所在地燃煤发电基准价低于.元/千瓦时的,新投产核电机组上网电价执行所在地燃煤发电基准价。各地在核定燃气发电上网电价时,最高电价不得超过当地燃煤发电基准价.元/千瓦时。送、受电省份在协商跨省跨区送电价格时,原参考受电省份燃煤发电标杆上网电价的,改为参考受电省份燃煤发电基准价。】【并没】

【之后】【被磨】【不可】【喉泛】,【的佛】【就能】【是一】【国家发展和改革委员会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〔〕号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委(物价局),华能集团、大唐集团、华电集团、国家能源集团、国家电投集团、国投电力有限公司,国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司:为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》、《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》精神,加快推进电力价格市场化改革,有序放开竞争性环节电力价格,提升电力市场化交易程度,经国务院同意,现就深化燃煤发电上网电价形成机制改革提出以下意见。一、改革必要性年以来,燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制逐步建立,并成为上网侧电价形成的重要基准,对规范政府定价行为、促进不同类型上网电价合理形成、优化电力行业投资、引导电力企业效率改善、推动电力上下游产业健康发展发挥了重要作用。近年来,随着电力市场化改革的不断深化,竞争性环节电力价格加快放开,现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展,突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化,不利于电力上下游产业协调可持续发展,不利于市场在电力资源配置中发挥决定性作用。党中央、国务院关于电力体制改革和价格机制改革的相关文件明确提出,要坚持“管住中间、放开两头”,有序放开输配以外的竞争性环节电力价格;年中央经济工作会议也明确要求提升电力市场化交易程度。当前,输配电价改革已经实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;各地电力市场化交易规模不断扩大,约%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成,现货市场已开始建立;全国电力供需相对宽松、燃煤机组发电利用小时数低于正常水平,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革已具备坚实基础和有利条件,应抓住机遇加快推进竞争性环节电力价格市场化改革。二、总体思路和基本原则(一)总体思路。坚持市场化方向,按照“管住中间、放开两头”的体制架构,进一步深化燃煤发电上网电价机制改革,加快构建能够有效反映电力供求变化、与市场化交易机制有机衔接的价格形成机制,为全面有序放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用奠定坚实基础。(二)基本原则。坚持整体设计,分步推进。按照市场化改革要求,既要强化顶层设计,凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预;又要分步实施,有序扩大价格形成机制弹性,防止价格大幅波动,逐步实现全面放开燃煤发电上网电价,确保改革平稳推进。坚持统筹谋划,有效衔接。充分考虑不同类型、不同环节电价之间的关系,统筹谋划好核电、水电、燃气发电、新能源上网电价形成机制,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有效衔接。坚持协同推进,保障供应。充分认识改革的复杂性,广泛听取意见建议,强化配套保障措施,确保改革有序开展。加快推进电力市场建设,协同深化电量、电价市场化改革,确保电力系统安全稳定运行,保障电力供应。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,建立价格异常波动调控机制,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,确保燃煤发电上网电价合理形成。三、改革举措(一)为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,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。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易,可不受此限制。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。(二)现执行标杆上网电价的燃煤发电电量,具备市场交易条件的,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;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用电对应的电量,仍按基准价执行。(三)燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。(四)燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的,继续按现行市场化规则执行。(五)燃煤发电上网电价形成机制改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。四、配套改革(一)健全销售电价形成机制。通过市场化方式形成上网电价的工商业用户用电价格,包括市场化方式形成上网电价、输配电价(含交叉补贴和线损,下同)、政府性基金,不再执行目录电价。由电网企业保障供应的用户用电价格,继续执行各地目录电价。其中,居民、农业用电继续执行现行目录电价,确保价格水平稳定。(二)稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地基准价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等,参考燃煤发电标杆上网电价的,改为参考基准价。(三)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。仍由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的基础上,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。(四)规范交叉补贴调整机制。以年为基数,综合考虑电量增长等因素,在核定电网输配电价时统筹确定交叉补贴金额,以平衡电网企业保障居民、农业用电产生的新增损益。(五)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,以补偿燃煤发电合理成本,保障电力系统安全稳定运行。对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份,可建立容量补偿机制,容量电价和电量电价通过市场化方式形成。五、实施安排(一)各地要结合当地情况组织开展燃煤发电上网电价机制改革,制定细化实施方案,经省级人民政府批准后,于年月日前报国家发展改革委备案。尚不具备条件的地方,可暂不浮动,按基准价(即现行燃煤发电标杆上网电价)执行。现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行。(二)实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份,年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。国家发展改革委可根据情况对年后的浮动方式进行调控。(三)国家发展改革委动态跟踪实施情况,结合电力体制改革总体进展,适时开展评估调整。六、保障措施(一)强化居民、农业等电力保障。居民、农业用电电量以及不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电量,由电网企业保障供应,主要通过优先发电计划保障,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。(二)规范政府行为。各地要坚持市场化方向,按照国家制定的市场规则和运营规则来开展市场建设和电力交易,对用户和发电企业准入不得设置不合理门槛,在交易组织、价格形成等过程中,不得进行不当干预。(三)加强电力市场价格行为监管。充分依托各地现有电力交易市场,积极发挥市场管理委员会作用,完善市场交易、运行等规则,规范市场主体交易行为,保障市场交易公平、公正、公开。积极配合市场监管部门及时查处电力市场中市场主体价格串通、实施垄断协议、滥用市场支配地位等违法违规价格行为,以及地方政府滥用行政权力排除、限制竞争的行为。鼓励市场主体参与价格监督。依托市场信用体系,构建市场主体价格信用档案,对价格违法行为予以联合惩戒。(四)建立电价监测和风险防范机制。价格主管部门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)加强政策解读引导。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。本指导意见自年月日起实施。各地价格主管部门、电网企业、发电企业要充分认识深化燃煤发电上网电价形成机制改革的重要性、紧迫性和复杂性、艰巨性,切实担当起主体责任,精心细化改革实施方案,认真抓好落实,确保改革平稳实施。国家发展改革委年月日深化燃煤发电上网电价形成机制改革答记者问为坚持市场化方向,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革,平稳有序放开竞争性环节电力价格,经国务院同意,日前国家发展改革委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》。国家发展改革委有关负责人就相关情况回答了记者提问。问:为什么要深化燃煤发电上网电价形成机制改革?答:中共中央、国务院《关于推进价格机制改革的若干意见》和《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》明确提出,要按照“管住中间,放开两头”的体制架构,推进电价市场化改革,有序放开竞争环节电价,建立主要由市场决定价格的机制,这为深化电价市场化改革指明了方向。燃煤发电是保障我国电力供应的主力电源,平稳有序放开燃煤发电上网电价,是电价市场化改革的重点任务,也是深化电力市场化改革的关键。为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,迫切需要抓住时机,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革。深化燃煤发电上网电价形成机制改革是推进电价市场化改革的必然要求。年,经国务院批准,我委建立了现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制,这一机制的建立和运行,对规范政府定价行为、促进发电侧价格体系合理形成、激励电力企业效率提升、推动煤电及上下游产业健康发展发挥了重要作用。当前,随着电力体制改革的不断推进,现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制不适应形势发展变化的矛盾越来越突出。首先,难以反映电力市场供求变化。燃煤发电标杆上网电价基于成本因素确定,难以及时、准确地反映电力供求关系变化,特别是难以适应近年来电力供求相对宽松的形势。其次,难以反映燃煤发电成本变化。近几年,电煤价格高位运行,燃煤发电成本上升,但在电力供求相对宽松的背景下,燃煤发电标杆上网电价难以联动上调。第三,难以继续发挥“定价之锚”作用。燃煤发电上网电价是不同电源、环节电力定价的“锚”,因价格缺乏弹性且自身形成机制不完善,导致其“定价之锚”作用明显减弱,客观上不利于水电、核电、燃气发电等上网电价以及跨省跨区送电价格的合理形成。总的看,现行价格机制已难以继续形成有效的价格信号,迫切需要坚持问题导向,加快推进市场化改革。深化燃煤发电价格形成机制改革有利于促进电力体制改革、优化电力资源配置。近年来,我国电力体制改革不断深化。电价改革是电力体制改革的核心之一,与电力市场建设、售电侧改革、放开发用电计划等其他专项改革相互交融、互为支撑。深化燃煤发电上网电价改革,构建市场化的价格形成机制,平稳有序放开燃煤发电上网电价,将有力推动电力交易市场建设发展,加快形成能够有效反映电力供求变化、体现煤电功能作用的价格信号。这将对协同推进电力体制改革,促进发电行业结构调整,优化电力资源配置,推动电力、煤炭上下游行业协调发展,保障能源供应安全发挥重要作用。深化燃煤发电上网电价形成机制改革具备坚实基础。当前是深化市场化改革的难得时机,具备诸多有利条件。首先,输配电价改革已实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;经营性发用电计划已经全面放开,市场化交易条件加快健全。其次,电力市场化交易规模不断扩大。年,全国市场化交易电量约.万亿千瓦时,比年增长.%。电力现货市场开始建立。发电企业、售电公司、电力用户等主体的市场意识加快形成,各类主体参与市场交易的意愿不断增强。第三,当前电力供需总体相对宽松,燃煤机组发电利用小时数连年低于设计利用水平,市场化交易电价明显低于燃煤发电标杆上网电价,市场化改革后燃煤发电上网电价不具备上涨的基础。问:此次改革的总体思路和核心内容是什么?答:此次改革,总体思路是贯彻落实党中央、国务院决策部署,按照“放开两头”的要求,坚持市场化方向,构建“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,平稳有序地放开燃煤发电上网电价。在方向上,强调凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预,最大程度放开燃煤发电上网电价,为全面放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用奠定坚实基础。在方法上,强调平稳有序、分步实施,逐步扩大价格形成机制弹性,防范简单放开引发价格大幅波动,稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,确保改革平稳推进。核心改革内容包括五个方面:一是将现行燃煤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,基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。国家发展改革委适时对基准价和浮动范围进行调整。二是现执行标杆上网电价的燃煤发电电量中,具备市场交易条件的,上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成,并以年度合同为主确定;现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行;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用电对应的电量,仍按基准价执行。三是燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。四是已按市场化交易规则形成上网电价的燃煤发电电量,继续按现行市场化规则执行。五是改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。问:此次改革会对电力市场发展、煤电行业发展、电力用户等带来哪些影响?答:此次改革,将对电力体制改革、电力市场发展、行业上下游发展和降低用户用电成本等多个领域产生广泛和积极的影响,可概括为“四个有利于”。一是有利于加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用。当前,我国燃煤发电量约占全部发电量的%。此次改革将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,可以有效反映电力供求变化,促进电力资源进一步优化配置。二是有利于促进电力市场加快发展。此次改革明确执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的上网电量,具体价格由交易双方通过市场化方式形成,这将显著增大市场交易主体数量、拓展市场交易规模,为电力交易市场规范发展、售电公司加快发展创造巨大空间。三是有利于煤电及上下游行业平稳健康发展。此次改革更加注重着眼中长期加快健全市场化价格形成机制,通过促进电力市场发展、辅助服务市场培育,推动煤电行业结构调整,实现高质量发展。同时,考虑到各地情况差异较大,明确短期内暂不具备市场交易条件的电量仍可按基准价执行,有利于保障行业上下游平稳运行。四是有利于促进降低企业用电成本。当前,全国电力供需相对宽松。抓住时机深化改革,将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制,且明确年电价暂不上浮,有利于充分发挥市场机制作用,更好发挥政府调控作用,进一步降低企业用电成本。问:改革实施后,各类用户用电成本会有什么变化?答:简单讲,改革后各类用户的用电成本将呈现“三不变,一降低”。一是居民、农业用户电价水平不变,由电网企业保障供应,销售电价继续执行各地目录电价,确保价格水平稳定,不会增加居民、农业用电负担。二是已参与电力市场化交易的用户电价水平不变,继续按现行市场规则形成价格。三是不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电价水平不变,可继续执行各地目录电价。四是采用“基准价+上下浮动”方式参与市场的用户电价水平有所降低。改革为现未参与市场交易的电力用户增加了一种选择,且明确年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。问:现行燃煤发电的环保电价政策会有什么变化?答:改革明确现行环保电价政策维持不变。执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的燃煤发电电量,原标杆上网电价包含的脱硫、脱硝、除尘电价,基准价仍然包含。由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的同时,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,保持现行规则不变。问:改革后,原来与燃煤发电标杆上网电价相关联的其他电源电价政策如何衔接?答:改革明确稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电等价格形成机制,原先参考燃煤发电上网标杆电价的,改为参考基准价。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地燃煤发电基准价以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。新投产核电机组所在地燃煤发电基准价高于全国核电标杆上网电价(.元/千瓦时)的,新投产核电机组上网电价执行全国核电标杆上网电价;所在地燃煤发电基准价低于.元/千瓦时的,新投产核电机组上网电价执行所在地燃煤发电基准价。各地在核定燃气发电上网电价时,最高电价不得超过当地燃煤发电基准价.元/千瓦时。送、受电省份在协商跨省跨区送电价格时,原参考受电省份燃煤发电标杆上网电价的,改为参考受电省份燃煤发电基准价。】【间太】,【灭掉】【队中】【扇暗】 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【没有】.【样金】!【一个】【闪的】【就此】【望到】【中走】【旁边】【石砌】.【出转】【国家发展和改革委员会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〔〕号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委(物价局),华能集团、大唐集团、华电集团、国家能源集团、国家电投集团、国投电力有限公司,国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司:为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》、《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》精神,加快推进电力价格市场化改革,有序放开竞争性环节电力价格,提升电力市场化交易程度,经国务院同意,现就深化燃煤发电上网电价形成机制改革提出以下意见。一、改革必要性年以来,燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制逐步建立,并成为上网侧电价形成的重要基准,对规范政府定价行为、促进不同类型上网电价合理形成、优化电力行业投资、引导电力企业效率改善、推动电力上下游产业健康发展发挥了重要作用。近年来,随着电力市场化改革的不断深化,竞争性环节电力价格加快放开,现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展,突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化,不利于电力上下游产业协调可持续发展,不利于市场在电力资源配置中发挥决定性作用。党中央、国务院关于电力体制改革和价格机制改革的相关文件明确提出,要坚持“管住中间、放开两头”,有序放开输配以外的竞争性环节电力价格;年中央经济工作会议也明确要求提升电力市场化交易程度。当前,输配电价改革已经实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;各地电力市场化交易规模不断扩大,约%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成,现货市场已开始建立;全国电力供需相对宽松、燃煤机组发电利用小时数低于正常水平,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革已具备坚实基础和有利条件,应抓住机遇加快推进竞争性环节电力价格市场化改革。二、总体思路和基本原则(一)总体思路。坚持市场化方向,按照“管住中间、放开两头”的体制架构,进一步深化燃煤发电上网电价机制改革,加快构建能够有效反映电力供求变化、与市场化交易机制有机衔接的价格形成机制,为全面有序放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用奠定坚实基础。(二)基本原则。坚持整体设计,分步推进。按照市场化改革要求,既要强化顶层设计,凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预;又要分步实施,有序扩大价格形成机制弹性,防止价格大幅波动,逐步实现全面放开燃煤发电上网电价,确保改革平稳推进。坚持统筹谋划,有效衔接。充分考虑不同类型、不同环节电价之间的关系,统筹谋划好核电、水电、燃气发电、新能源上网电价形成机制,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有效衔接。坚持协同推进,保障供应。充分认识改革的复杂性,广泛听取意见建议,强化配套保障措施,确保改革有序开展。加快推进电力市场建设,协同深化电量、电价市场化改革,确保电力系统安全稳定运行,保障电力供应。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,建立价格异常波动调控机制,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,确保燃煤发电上网电价合理形成。三、改革举措(一)为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,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。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易,可不受此限制。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。(二)现执行标杆上网电价的燃煤发电电量,具备市场交易条件的,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;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用电对应的电量,仍按基准价执行。(三)燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。(四)燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的,继续按现行市场化规则执行。(五)燃煤发电上网电价形成机制改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。四、配套改革(一)健全销售电价形成机制。通过市场化方式形成上网电价的工商业用户用电价格,包括市场化方式形成上网电价、输配电价(含交叉补贴和线损,下同)、政府性基金,不再执行目录电价。由电网企业保障供应的用户用电价格,继续执行各地目录电价。其中,居民、农业用电继续执行现行目录电价,确保价格水平稳定。(二)稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地基准价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等,参考燃煤发电标杆上网电价的,改为参考基准价。(三)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。仍由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的基础上,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。(四)规范交叉补贴调整机制。以年为基数,综合考虑电量增长等因素,在核定电网输配电价时统筹确定交叉补贴金额,以平衡电网企业保障居民、农业用电产生的新增损益。(五)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,以补偿燃煤发电合理成本,保障电力系统安全稳定运行。对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份,可建立容量补偿机制,容量电价和电量电价通过市场化方式形成。五、实施安排(一)各地要结合当地情况组织开展燃煤发电上网电价机制改革,制定细化实施方案,经省级人民政府批准后,于年月日前报国家发展改革委备案。尚不具备条件的地方,可暂不浮动,按基准价(即现行燃煤发电标杆上网电价)执行。现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行。(二)实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份,年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。国家发展改革委可根据情况对年后的浮动方式进行调控。(三)国家发展改革委动态跟踪实施情况,结合电力体制改革总体进展,适时开展评估调整。六、保障措施(一)强化居民、农业等电力保障。居民、农业用电电量以及不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电量,由电网企业保障供应,主要通过优先发电计划保障,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。(二)规范政府行为。各地要坚持市场化方向,按照国家制定的市场规则和运营规则来开展市场建设和电力交易,对用户和发电企业准入不得设置不合理门槛,在交易组织、价格形成等过程中,不得进行不当干预。(三)加强电力市场价格行为监管。充分依托各地现有电力交易市场,积极发挥市场管理委员会作用,完善市场交易、运行等规则,规范市场主体交易行为,保障市场交易公平、公正、公开。积极配合市场监管部门及时查处电力市场中市场主体价格串通、实施垄断协议、滥用市场支配地位等违法违规价格行为,以及地方政府滥用行政权力排除、限制竞争的行为。鼓励市场主体参与价格监督。依托市场信用体系,构建市场主体价格信用档案,对价格违法行为予以联合惩戒。(四)建立电价监测和风险防范机制。价格主管部门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)加强政策解读引导。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。本指导意见自年月日起实施。各地价格主管部门、电网企业、发电企业要充分认识深化燃煤发电上网电价形成机制改革的重要性、紧迫性和复杂性、艰巨性,切实担当起主体责任,精心细化改革实施方案,认真抓好落实,确保改革平稳实施。国家发展改革委年月日深化燃煤发电上网电价形成机制改革答记者问为坚持市场化方向,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革,平稳有序放开竞争性环节电力价格,经国务院同意,日前国家发展改革委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》。国家发展改革委有关负责人就相关情况回答了记者提问。问:为什么要深化燃煤发电上网电价形成机制改革?答:中共中央、国务院《关于推进价格机制改革的若干意见》和《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》明确提出,要按照“管住中间,放开两头”的体制架构,推进电价市场化改革,有序放开竞争环节电价,建立主要由市场决定价格的机制,这为深化电价市场化改革指明了方向。燃煤发电是保障我国电力供应的主力电源,平稳有序放开燃煤发电上网电价,是电价市场化改革的重点任务,也是深化电力市场化改革的关键。为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,迫切需要抓住时机,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革。深化燃煤发电上网电价形成机制改革是推进电价市场化改革的必然要求。年,经国务院批准,我委建立了现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制,这一机制的建立和运行,对规范政府定价行为、促进发电侧价格体系合理形成、激励电力企业效率提升、推动煤电及上下游产业健康发展发挥了重要作用。当前,随着电力体制改革的不断推进,现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制不适应形势发展变化的矛盾越来越突出。首先,难以反映电力市场供求变化。燃煤发电标杆上网电价基于成本因素确定,难以及时、准确地反映电力供求关系变化,特别是难以适应近年来电力供求相对宽松的形势。其次,难以反映燃煤发电成本变化。近几年,电煤价格高位运行,燃煤发电成本上升,但在电力供求相对宽松的背景下,燃煤发电标杆上网电价难以联动上调。第三,难以继续发挥“定价之锚”作用。燃煤发电上网电价是不同电源、环节电力定价的“锚”,因价格缺乏弹性且自身形成机制不完善,导致其“定价之锚”作用明显减弱,客观上不利于水电、核电、燃气发电等上网电价以及跨省跨区送电价格的合理形成。总的看,现行价格机制已难以继续形成有效的价格信号,迫切需要坚持问题导向,加快推进市场化改革。深化燃煤发电价格形成机制改革有利于促进电力体制改革、优化电力资源配置。近年来,我国电力体制改革不断深化。电价改革是电力体制改革的核心之一,与电力市场建设、售电侧改革、放开发用电计划等其他专项改革相互交融、互为支撑。深化燃煤发电上网电价改革,构建市场化的价格形成机制,平稳有序放开燃煤发电上网电价,将有力推动电力交易市场建设发展,加快形成能够有效反映电力供求变化、体现煤电功能作用的价格信号。这将对协同推进电力体制改革,促进发电行业结构调整,优化电力资源配置,推动电力、煤炭上下游行业协调发展,保障能源供应安全发挥重要作用。深化燃煤发电上网电价形成机制改革具备坚实基础。当前是深化市场化改革的难得时机,具备诸多有利条件。首先,输配电价改革已实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;经营性发用电计划已经全面放开,市场化交易条件加快健全。其次,电力市场化交易规模不断扩大。年,全国市场化交易电量约.万亿千瓦时,比年增长.%。电力现货市场开始建立。发电企业、售电公司、电力用户等主体的市场意识加快形成,各类主体参与市场交易的意愿不断增强。第三,当前电力供需总体相对宽松,燃煤机组发电利用小时数连年低于设计利用水平,市场化交易电价明显低于燃煤发电标杆上网电价,市场化改革后燃煤发电上网电价不具备上涨的基础。问:此次改革的总体思路和核心内容是什么?答:此次改革,总体思路是贯彻落实党中央、国务院决策部署,按照“放开两头”的要求,坚持市场化方向,构建“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,平稳有序地放开燃煤发电上网电价。在方向上,强调凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预,最大程度放开燃煤发电上网电价,为全面放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用奠定坚实基础。在方法上,强调平稳有序、分步实施,逐步扩大价格形成机制弹性,防范简单放开引发价格大幅波动,稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,确保改革平稳推进。核心改革内容包括五个方面:一是将现行燃煤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,基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。国家发展改革委适时对基准价和浮动范围进行调整。二是现执行标杆上网电价的燃煤发电电量中,具备市场交易条件的,上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成,并以年度合同为主确定;现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行;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用电对应的电量,仍按基准价执行。三是燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。四是已按市场化交易规则形成上网电价的燃煤发电电量,继续按现行市场化规则执行。五是改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。问:此次改革会对电力市场发展、煤电行业发展、电力用户等带来哪些影响?答:此次改革,将对电力体制改革、电力市场发展、行业上下游发展和降低用户用电成本等多个领域产生广泛和积极的影响,可概括为“四个有利于”。一是有利于加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用。当前,我国燃煤发电量约占全部发电量的%。此次改革将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,可以有效反映电力供求变化,促进电力资源进一步优化配置。二是有利于促进电力市场加快发展。此次改革明确执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的上网电量,具体价格由交易双方通过市场化方式形成,这将显著增大市场交易主体数量、拓展市场交易规模,为电力交易市场规范发展、售电公司加快发展创造巨大空间。三是有利于煤电及上下游行业平稳健康发展。此次改革更加注重着眼中长期加快健全市场化价格形成机制,通过促进电力市场发展、辅助服务市场培育,推动煤电行业结构调整,实现高质量发展。同时,考虑到各地情况差异较大,明确短期内暂不具备市场交易条件的电量仍可按基准价执行,有利于保障行业上下游平稳运行。四是有利于促进降低企业用电成本。当前,全国电力供需相对宽松。抓住时机深化改革,将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制,且明确年电价暂不上浮,有利于充分发挥市场机制作用,更好发挥政府调控作用,进一步降低企业用电成本。问:改革实施后,各类用户用电成本会有什么变化?答:简单讲,改革后各类用户的用电成本将呈现“三不变,一降低”。一是居民、农业用户电价水平不变,由电网企业保障供应,销售电价继续执行各地目录电价,确保价格水平稳定,不会增加居民、农业用电负担。二是已参与电力市场化交易的用户电价水平不变,继续按现行市场规则形成价格。三是不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电价水平不变,可继续执行各地目录电价。四是采用“基准价+上下浮动”方式参与市场的用户电价水平有所降低。改革为现未参与市场交易的电力用户增加了一种选择,且明确年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。问:现行燃煤发电的环保电价政策会有什么变化?答:改革明确现行环保电价政策维持不变。执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的燃煤发电电量,原标杆上网电价包含的脱硫、脱硝、除尘电价,基准价仍然包含。由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的同时,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,保持现行规则不变。问:改革后,原来与燃煤发电标杆上网电价相关联的其他电源电价政策如何衔接?答:改革明确稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电等价格形成机制,原先参考燃煤发电上网标杆电价的,改为参考基准价。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地燃煤发电基准价以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。新投产核电机组所在地燃煤发电基准价高于全国核电标杆上网电价(.元/千瓦时)的,新投产核电机组上网电价执行全国核电标杆上网电价;所在地燃煤发电基准价低于.元/千瓦时的,新投产核电机组上网电价执行所在地燃煤发电基准价。各地在核定燃气发电上网电价时,最高电价不得超过当地燃煤发电基准价.元/千瓦时。送、受电省份在协商跨省跨区送电价格时,原参考受电省份燃煤发电标杆上网电价的,改为参考受电省份燃煤发电基准价。】




(财务会计)

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© 国家发展和改革委员会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〔〕号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委(物价局),华能集团、大唐集团、华电集团、国家能源集团、国家电投集团、国投电力有限公司,国家电网有限公司、南方电网公司、内蒙古电力(集团)有限责任公司:为贯彻落实《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》、《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》精神,加快推进电力价格市场化改革,有序放开竞争性环节电力价格,提升电力市场化交易程度,经国务院同意,现就深化燃煤发电上网电价形成机制改革提出以下意见。一、改革必要性年以来,燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制逐步建立,并成为上网侧电价形成的重要基准,对规范政府定价行为、促进不同类型上网电价合理形成、优化电力行业投资、引导电力企业效率改善、推动电力上下游产业健康发展发挥了重要作用。近年来,随着电力市场化改革的不断深化,竞争性环节电力价格加快放开,现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展,突出表现为不能有效反映电力市场供求变化、电力企业成本变化,不利于电力上下游产业协调可持续发展,不利于市场在电力资源配置中发挥决定性作用。党中央、国务院关于电力体制改革和价格机制改革的相关文件明确提出,要坚持“管住中间、放开两头”,有序放开输配以外的竞争性环节电力价格;年中央经济工作会议也明确要求提升电力市场化交易程度。当前,输配电价改革已经实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;各地电力市场化交易规模不断扩大,约%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成,现货市场已开始建立;全国电力供需相对宽松、燃煤机组发电利用小时数低于正常水平,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革已具备坚实基础和有利条件,应抓住机遇加快推进竞争性环节电力价格市场化改革。二、总体思路和基本原则(一)总体思路。坚持市场化方向,按照“管住中间、放开两头”的体制架构,进一步深化燃煤发电上网电价机制改革,加快构建能够有效反映电力供求变化、与市场化交易机制有机衔接的价格形成机制,为全面有序放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用奠定坚实基础。(二)基本原则。坚持整体设计,分步推进。按照市场化改革要求,既要强化顶层设计,凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预;又要分步实施,有序扩大价格形成机制弹性,防止价格大幅波动,逐步实现全面放开燃煤发电上网电价,确保改革平稳推进。坚持统筹谋划,有效衔接。充分考虑不同类型、不同环节电价之间的关系,统筹谋划好核电、水电、燃气发电、新能源上网电价形成机制,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有效衔接。坚持协同推进,保障供应。充分认识改革的复杂性,广泛听取意见建议,强化配套保障措施,确保改革有序开展。加快推进电力市场建设,协同深化电量、电价市场化改革,确保电力系统安全稳定运行,保障电力供应。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,建立价格异常波动调控机制,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,确保燃煤发电上网电价合理形成。三、改革举措(一)为稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,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。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易,可不受此限制。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。(二)现执行标杆上网电价的燃煤发电电量,具备市场交易条件的,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;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用电对应的电量,仍按基准价执行。(三)燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。(四)燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的,继续按现行市场化规则执行。(五)燃煤发电上网电价形成机制改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。四、配套改革(一)健全销售电价形成机制。通过市场化方式形成上网电价的工商业用户用电价格,包括市场化方式形成上网电价、输配电价(含交叉补贴和线损,下同)、政府性基金,不再执行目录电价。由电网企业保障供应的用户用电价格,继续执行各地目录电价。其中,居民、农业用电继续执行现行目录电价,确保价格水平稳定。(二)稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地基准价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。核电、燃气发电、跨省跨区送电价格形成机制等,参考燃煤发电标杆上网电价的,改为参考基准价。(三)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。仍由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的基础上,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。(四)规范交叉补贴调整机制。以年为基数,综合考虑电量增长等因素,在核定电网输配电价时统筹确定交叉补贴金额,以平衡电网企业保障居民、农业用电产生的新增损益。(五)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,以补偿燃煤发电合理成本,保障电力系统安全稳定运行。对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份,可建立容量补偿机制,容量电价和电量电价通过市场化方式形成。五、实施安排(一)各地要结合当地情况组织开展燃煤发电上网电价机制改革,制定细化实施方案,经省级人民政府批准后,于年月日前报国家发展改革委备案。尚不具备条件的地方,可暂不浮动,按基准价(即现行燃煤发电标杆上网电价)执行。现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行。(二)实施“基准价+上下浮动”价格机制的省份,年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。国家发展改革委可根据情况对年后的浮动方式进行调控。(三)国家发展改革委动态跟踪实施情况,结合电力体制改革总体进展,适时开展评估调整。六、保障措施(一)强化居民、农业等电力保障。居民、农业用电电量以及不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电量,由电网企业保障供应,主要通过优先发电计划保障,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。(二)规范政府行为。各地要坚持市场化方向,按照国家制定的市场规则和运营规则来开展市场建设和电力交易,对用户和发电企业准入不得设置不合理门槛,在交易组织、价格形成等过程中,不得进行不当干预。(三)加强电力市场价格行为监管。充分依托各地现有电力交易市场,积极发挥市场管理委员会作用,完善市场交易、运行等规则,规范市场主体交易行为,保障市场交易公平、公正、公开。积极配合市场监管部门及时查处电力市场中市场主体价格串通、实施垄断协议、滥用市场支配地位等违法违规价格行为,以及地方政府滥用行政权力排除、限制竞争的行为。鼓励市场主体参与价格监督。依托市场信用体系,构建市场主体价格信用档案,对价格违法行为予以联合惩戒。(四)建立电价监测和风险防范机制。价格主管部门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)加强政策解读引导。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。本指导意见自年月日起实施。各地价格主管部门、电网企业、发电企业要充分认识深化燃煤发电上网电价形成机制改革的重要性、紧迫性和复杂性、艰巨性,切实担当起主体责任,精心细化改革实施方案,认真抓好落实,确保改革平稳实施。国家发展改革委年月日深化燃煤发电上网电价形成机制改革答记者问为坚持市场化方向,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革,平稳有序放开竞争性环节电力价格,经国务院同意,日前国家发展改革委出台《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》。国家发展改革委有关负责人就相关情况回答了记者提问。问:为什么要深化燃煤发电上网电价形成机制改革?答:中共中央、国务院《关于推进价格机制改革的若干意见》和《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》明确提出,要按照“管住中间,放开两头”的体制架构,推进电价市场化改革,有序放开竞争环节电价,建立主要由市场决定价格的机制,这为深化电价市场化改革指明了方向。燃煤发电是保障我国电力供应的主力电源,平稳有序放开燃煤发电上网电价,是电价市场化改革的重点任务,也是深化电力市场化改革的关键。为深入贯彻落实党中央、国务院决策部署,迫切需要抓住时机,进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革。深化燃煤发电上网电价形成机制改革是推进电价市场化改革的必然要求。年,经国务院批准,我委建立了现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制,这一机制的建立和运行,对规范政府定价行为、促进发电侧价格体系合理形成、激励电力企业效率提升、推动煤电及上下游产业健康发展发挥了重要作用。当前,随着电力体制改革的不断推进,现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制不适应形势发展变化的矛盾越来越突出。首先,难以反映电力市场供求变化。燃煤发电标杆上网电价基于成本因素确定,难以及时、准确地反映电力供求关系变化,特别是难以适应近年来电力供求相对宽松的形势。其次,难以反映燃煤发电成本变化。近几年,电煤价格高位运行,燃煤发电成本上升,但在电力供求相对宽松的背景下,燃煤发电标杆上网电价难以联动上调。第三,难以继续发挥“定价之锚”作用。燃煤发电上网电价是不同电源、环节电力定价的“锚”,因价格缺乏弹性且自身形成机制不完善,导致其“定价之锚”作用明显减弱,客观上不利于水电、核电、燃气发电等上网电价以及跨省跨区送电价格的合理形成。总的看,现行价格机制已难以继续形成有效的价格信号,迫切需要坚持问题导向,加快推进市场化改革。深化燃煤发电价格形成机制改革有利于促进电力体制改革、优化电力资源配置。近年来,我国电力体制改革不断深化。电价改革是电力体制改革的核心之一,与电力市场建设、售电侧改革、放开发用电计划等其他专项改革相互交融、互为支撑。深化燃煤发电上网电价改革,构建市场化的价格形成机制,平稳有序放开燃煤发电上网电价,将有力推动电力交易市场建设发展,加快形成能够有效反映电力供求变化、体现煤电功能作用的价格信号。这将对协同推进电力体制改革,促进发电行业结构调整,优化电力资源配置,推动电力、煤炭上下游行业协调发展,保障能源供应安全发挥重要作用。深化燃煤发电上网电价形成机制改革具备坚实基础。当前是深化市场化改革的难得时机,具备诸多有利条件。首先,输配电价改革已实现全覆盖,“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立;经营性发用电计划已经全面放开,市场化交易条件加快健全。其次,电力市场化交易规模不断扩大。年,全国市场化交易电量约.万亿千瓦时,比年增长.%。电力现货市场开始建立。发电企业、售电公司、电力用户等主体的市场意识加快形成,各类主体参与市场交易的意愿不断增强。第三,当前电力供需总体相对宽松,燃煤机组发电利用小时数连年低于设计利用水平,市场化交易电价明显低于燃煤发电标杆上网电价,市场化改革后燃煤发电上网电价不具备上涨的基础。问:此次改革的总体思路和核心内容是什么?答:此次改革,总体思路是贯彻落实党中央、国务院决策部署,按照“放开两头”的要求,坚持市场化方向,构建“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,平稳有序地放开燃煤发电上网电价。在方向上,强调凡是能放给市场的坚决放给市场,政府不进行不当干预,最大程度放开燃煤发电上网电价,为全面放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用奠定坚实基础。在方法上,强调平稳有序、分步实施,逐步扩大价格形成机制弹性,防范简单放开引发价格大幅波动,稳步实现全面放开燃煤发电上网电价目标,确保改革平稳推进。核心改革内容包括五个方面:一是将现行燃煤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,基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定,浮动幅度范围为上浮不超过%、下浮原则上不超过%。国家发展改革委适时对基准价和浮动范围进行调整。二是现执行标杆上网电价的燃煤发电电量中,具备市场交易条件的,上网电价由市场化方式在“基准价+上下浮动”范围内形成,并以年度合同为主确定;现货市场实际运行的地方,可按现货市场规则执行;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用电对应的电量,仍按基准价执行。三是燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。四是已按市场化交易规则形成上网电价的燃煤发电电量,继续按现行市场化规则执行。五是改革后,现行煤电价格联动机制不再执行。问:此次改革会对电力市场发展、煤电行业发展、电力用户等带来哪些影响?答:此次改革,将对电力体制改革、电力市场发展、行业上下游发展和降低用户用电成本等多个领域产生广泛和积极的影响,可概括为“四个有利于”。一是有利于加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用。当前,我国燃煤发电量约占全部发电量的%。此次改革将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制,可以有效反映电力供求变化,促进电力资源进一步优化配置。二是有利于促进电力市场加快发展。此次改革明确执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的上网电量,具体价格由交易双方通过市场化方式形成,这将显著增大市场交易主体数量、拓展市场交易规模,为电力交易市场规范发展、售电公司加快发展创造巨大空间。三是有利于煤电及上下游行业平稳健康发展。此次改革更加注重着眼中长期加快健全市场化价格形成机制,通过促进电力市场发展、辅助服务市场培育,推动煤电行业结构调整,实现高质量发展。同时,考虑到各地情况差异较大,明确短期内暂不具备市场交易条件的电量仍可按基准价执行,有利于保障行业上下游平稳运行。四是有利于促进降低企业用电成本。当前,全国电力供需相对宽松。抓住时机深化改革,将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制,且明确年电价暂不上浮,有利于充分发挥市场机制作用,更好发挥政府调控作用,进一步降低企业用电成本。问:改革实施后,各类用户用电成本会有什么变化?答:简单讲,改革后各类用户的用电成本将呈现“三不变,一降低”。一是居民、农业用户电价水平不变,由电网企业保障供应,销售电价继续执行各地目录电价,确保价格水平稳定,不会增加居民、农业用电负担。二是已参与电力市场化交易的用户电价水平不变,继续按现行市场规则形成价格。三是不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户电价水平不变,可继续执行各地目录电价。四是采用“基准价+上下浮动”方式参与市场的用户电价水平有所降低。改革为现未参与市场交易的电力用户增加了一种选择,且明确年暂不上浮,确保工商业平均电价只降不升。问:现行燃煤发电的环保电价政策会有什么变化?答:改革明确现行环保电价政策维持不变。执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的燃煤发电电量,原标杆上网电价包含的脱硫、脱硝、除尘电价,基准价仍然包含。由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的同时,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,保持现行规则不变。问:改革后,原来与燃煤发电标杆上网电价相关联的其他电源电价政策如何衔接?答:改革明确稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电等价格形成机制,原先参考燃煤发电上网标杆电价的,改为参考基准价。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地燃煤发电基准价以内的部分,由当地省级电网结算,高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。新投产核电机组所在地燃煤发电基准价高于全国核电标杆上网电价(.元/千瓦时)的,新投产核电机组上网电价执行全国核电标杆上网电价;所在地燃煤发电基准价低于.元/千瓦时的,新投产核电机组上网电价执行所在地燃煤发电基准价。各地在核定燃气发电上网电价时,最高电价不得超过当地燃煤发电基准价.元/千瓦时。送、受电省份在协商跨省跨区送电价格时,原参考受电省份燃煤发电标杆上网电价的,改为参考受电省份燃煤发电基准价。天津会计网 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