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1、深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案为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，根据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20191658号）精神，结合我省实际，现就深化燃煤发电上网电价形成机制改革提出以下实施方案。一、总体要求和基本原则（一）总体要求坚持市场化方向，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，进一步深化我省燃煤发电上网电价形成机制改革，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
2、定坚实基础。（二）基本原则市场主导，分步推进。按照市场化改革要求，凡是能放给市场的坚决放给市场，政府不进行不当干预；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。统筹规划，有效衔接。充分考虑不同类型、不同环节电价之间的关系，做好水电、新能源等上网电价与燃煤发电上网电价形成机制，以及不同类型用户销售电价形成机制的有效衔接，确保深化燃煤发电上网电价机制合理形成，改革措施落实到位。强化监管，协同落实。强化改革配套措施，加强电价行为监管，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。加快推进电力市场建设
3、，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。二、改革措施（一）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。基准价按照我省现行燃煤发电标杆上网电价标准确定，基准价中包含脱硫、脱硝、除尘电价，浮动范围为上浮不超过10%、下浮不超过15%。未执行燃煤发电标杆上网电价的燃煤机组暂按相同浮动范围参与市场化交易。对陕西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。我委将根据国家政策变化及市场发展适时对基准价和浮动范围进行调整。（二）现执行标杆上网电价的燃煤发电电量（或基数电量），具备市场交易条件的燃煤发电上网电价由发电企业、售电公司、
4、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。（三）燃煤发电电量中居民、农业用户用电以及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，由电网企业保障供应，按基准价执行。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。三、配套政策（一）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，由市场化方式形成的上网电价、输配电价（含交叉补贴和线损，下同）和政府性基金组成，不再执行目录电价，同时继续执行峰谷分时电价政策相关规定。由电网企业保障供应的用
5、户用电价格，继续执行我省目录电价。其中，居民、农业用电价格水平保持稳定。（二）可再生能源发电价补机制和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基准价以内的部分由电网企业结算，高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。跨省跨区送电价格形成机制由参考燃煤发电标杆上网电价改为参考基准价。（三）环保电价政策。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。未执行燃煤标杆电价的燃煤机组仍按现行价格政策执行。燃煤发电上网电价完全放开由市场形成的，上网电价包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。（四）交叉补贴调整机制。以2018年为基数，综合
6、考虑电量增长等因素，在核定我省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）辅助服务电价形成机制。省内燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务价格通过市场机制形成，以补偿燃煤发电合理成本，保障电力系统安全稳定运行。我委将适时探索建立燃煤机组容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。四、实施安排（一）确保2020年工商业平均电价只降不升。我省“基准价+上下浮动”的市场化价格机制于2020年1月1日起实施，现行煤电价格联动机制将不再执行。2020年省内燃煤发电上网电价暂不上浮，确保工商业用户平均用电价格只降不升。2020年后，我委将根据国
7、家发展改革委相关政策变化对浮动方式进行调整。实行电力现货市场交易后，按现货市场规则执行。（二）明确各相关部门职责。此次燃煤发电上网电价形成机制改革工作由省发展改革委牵头，充分发挥价格、运行、能源等相关职能作用，做好政策指导协调工作，省内电网企业、发电企业、陕西电力交易中心等相关单位要积极配合，协同推进，确保各项改革措施得到有效落实。我委将及时跟踪了解本次改革推进情况，适时对改革中出现的情况和问题予以研究和指导。五、保障措施（一）强化发电计划保障。由电网企业保障供应电量，主要通过优先发电计划保障，不足部分由省内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。坚持市场化方向，按照国家
8、制定的市场规则和运营规则开展市场建设和电力交易，相关职能部门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。积极配合市场监督管理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，以及相关单位滥用行政权力排除、限制竞争等行为。（四）建立电价监测和风险防范机制。自2020年1月1日起，陕西电力交易中心要于每季度首月15日之前按时将上季度燃煤发电交易价格等情况
9、报送我委，我委将定期评估价格波动的合理性。当交易价格出现异常波动时，将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）加强政策宣传引导。各地发展改革部门要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，妥善处理好改革中出现的新情况、新问题，为改革平稳实施创造良好的舆论环境。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、复杂性和紧迫性，积极协调配合，稳步推进改革，确保政策平稳落地，取得实效。本实施意见自2020年1月1日起实施。其余未尽事宜按照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20191658号）要求执行。
