吉林省发展改革委关于印发《吉林省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》的通知

吉发改价格〔2020〕67号

 

各市（州）、长白山管委会、各县（市）发展改革委（物价局）、局，国网省电力有限公司、省地方水电有限公司，各有关发电企业：

为加快推进电力价格市场化改革，有序放开燃煤发电上网电价，根据《国家发展改革委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〔2019〕1658号）规定，经省政府批准，我们制定了《吉林省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》，现印发你们，请按照执行。

附件：吉林省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案

 

吉林省发展和改革委员会

2020年2月12日

 

附件：

 

吉林省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案

 

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》、《关于推进价格机制改革的若干意见》精神，加快推进吉林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，根据国家发展改革委《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〔2019〕1658号）等文件规定，结合我省实际，制定本方案。

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。通过细化改革实施方案，有效衔接相关配套措施，确保改革平稳落地，为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

1、坚持市场导向，分步实施。加快推进市场化价格机制形成，凡是能放给市场的坚决放给市场，政府不进行不当干预；为防止价格出现大幅波动，坚持有序推进、分步实施，扩大价格形成机制弹性，逐步实现全面放开燃煤发电上网电价目标。

2、坚持因地制宜，有效衔接。结合我省电力市场化改革进程，协同深化电量、电价市场化改革，保障电力系统安全稳定运行和电力供应。充分考虑我省电源结构特点，统筹处理好不同类型、不同环节电价之间的关系，落实新能源等上网电价形成机制，完善不同类型用户销售电价形成机制，确保改革措施有效衔接。

3、坚持配套保障，强化监管。充分认识改革的复杂性，强化配套保障措施，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。基准价按我省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%（2020年暂不上浮）、下浮原则上不超过15%。具体标准为：基准价每千瓦时0.3731元（含税，含脱硫、脱硝、除尘，下同），最高上浮价格0.4104元（上浮10%），最低下浮价格为0.3171元（下浮15%）。对于电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易，不受此限制。基准价和浮动范围根据国家发展改革委对基准价和浮动幅度范围的调整进行同步调整。同时取消煤电价格联动机制。

（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）现未执行燃煤标杆上网电价的机组，暂按原批复的上网电价标准执行。

四、配套措施

（一）完善销售电价形成机制。进入市场化交易的工商业用户，其用电价格通过市场化方式形成，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。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（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由电网公司结算，高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。

（三）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，并继续执行超低排放加价政策。仍由电网企业保障供应的电量，在执行基准价的基础上，继续执行超低排放电价政策。燃煤上网电价不再执行“基准+上下浮动”制度、完全放开由市场形成后，上网电价中包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。

（四）逐步规范交叉补贴调整机制。按照国家发展改革委规定，以2018年为基数，综合考虑电量增长等因素，在核定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。研究建立电力辅助服务市场，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。对我省主要以供热为主、利用小时偏低的燃煤机组，探索建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。

五、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）坚持市场化方向。全面放开经营性电力用户参与电力市场交易，明确省内经营性电力用户申请参与电力市场交易范围，做好经营性电力用户参与电力市场化交易的宣传、指导、技术支持工作。

（三）加强电力市场价格行为监管。充分发挥电力市场交易管理委员会作用，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。加大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力度，以及各地政府滥用执行职权排除、限制竞争的行为。设立市场主体参与的价格监督员制度，与执法部门共同监督价格违法行为。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）建立电力市场价格监测和风险防范机制。建立电力市场价格监测报告制度，定期监测发电交易价格波动情况，评估价格波动的合理性。吉林省电力交易中心纳入省价格监测定点单位，要按监测要求及时报告电力交易结果。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。

本实施方案自2020年1月1日起执行。