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，国家发展改革委日前印发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，标志着电价改革在坚持市场化方向上迈出了新的关键一步。

　　“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。”国家发展改革委有关负责人在接受经济日报记者采访时表示。

　　据悉，早在2004年，经国务院同意，国家发展改革委建立了现行的燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制，该机制对于规范政府定价行为、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。

　　近年来，随着电力市场化改革的不断深化，现行燃煤发电标杆上网电价机制已难以适应形势发展，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市场化改革。

　　“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，难以反映燃煤发电成本变化，难以继续发挥其‘定价之锚’作用。”该负责人表示，燃煤发电上网电价机制因价格缺乏弹性且自身形成机制不完善，客观上不利于水电、核电、燃气发电等上网电价及跨省跨区送电价格的合理形成，现行价格机制总体上已难以继续形成有效的价格信号，迫切需要加快推进市场化改革。

　　基于上述问题，《指导意见》明确了5项重点改革措施：一是将现行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10%、下浮原则上不超过15%。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；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。

　　“当前，深化燃煤发电上网电价形成机制改革，已具备坚实的基础。”华北电力大学教授张粒子表示，我国输配电价改革已实现全覆盖，经营性发用电计划也已全面放开，“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立；同时，随着电力市场化交易规模不断扩大，各类市场主体参与市场交易的意愿不断增强，再加上电力供需总体相对宽裕，市场化改革后的燃煤发电上网电价不具备上涨的基础。

　　据悉，2018年，我国燃煤机组发电约为全国总发电量的2/3左右。除云南、四川等少数水电大省，其他地区都以煤电为主力电源。此次改革，将对电力体制总体改革、电力交易市场建设发展、行业上下游协调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。

　　中国宏观经济研究院副研究员杨娟表示，“基准价+上下浮动”价格机制使煤电市场主体具备了自主定价的空间，进而使煤电价格能有效反映电煤价格、电力需求等供求因素变化，有利于电力资源的优化配置，有利于理顺电力与其上下游产业的关系，促进电力市场加快发展。

　　改革实施后，会给用户用电成本带来什么影响？该负责人表示，用户用电成本将呈现“三不变一降低”，即居民、农业用户电价水平不变，已参与电力市场化交易的用户电价水平不变，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，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。此外，改革明确现行环保电价政策维持不变，而与原来燃煤发电标杆上网电价相关联的可再生能源发电、核电、燃气发电、跨省区送电等，其价格形成机制改为参考基准价。

　　“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2020年电价暂不上浮，将确保工商业电价只降不升。”该负责人说。