国家发改委关于深化燃煤发电网际网路电价构成机制改革的指导【唯一官网】
本文摘要:国家发改委关于深化燃煤发电网际网路电价构成机制改革的指导意见发改价格规20191658号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发改委(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《中共中央中央国务院关于进一步深化电力体制改革的几点意见》、《中央国务院关于提出关于提高电力市场价格改革的意见》、《中央国务院关于深化电力市场改革的意见》、国家电力市场意见

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国家发改委关于深化燃煤发电网际网路电价构成机制改革的指导意见发改价格规20191658号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发改委(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《中共中央中央国务院关于进一步深化电力体制改革的几点意见》、《中央国务院关于提出关于提高电力市场价格改革的意见》、《中央国务院关于深化电力市场改革的意见》、国家电力市场意见发展、国际电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场电力市场一、改革的必要性自2004年以来,燃煤发电基准网络电价和煤电价格联动机制逐渐建立,成为网络外侧电价构成的最重要标准,规范政府价格不道德,增进不同类型的网络电价格合理构成,优化电力行业投资,提高电力企业效率近年来,随着电力市场化改革的深化,竞争性环节电价放缓,现行燃煤发电基准网络电价机制不能适应环境形势的发展,强调电力市场供需变化、电力企业成本变化、电力上下游产业协商可持续发展,有利于市场在电力资源配置中充分发挥决定性。党中央、国务院明确提出了电力体制改革和价格机制改革相关文件,坚决管理中间,放松两端,有序放松配送以外竞争性环节的电力价格2018年中央经济工作会议也明确要求提高电力市场化交易程度。

目前,配电价格改革已经建立了垄断面积,成本合理收益的定价机制基本建立的各地电力市场化交易规模不断扩大,约50%的燃煤发电网络电力价格已经由市场交易构成,现货市场已经开始建立的全国电力供求比较严格,燃煤机组发电利用时间数低于正常水平,进一步深化燃煤发电网络电力价格构成机制改革没有坚实的基础和有利条件,不应抓住机会推迟竞争环节电力价格市场化改革。二、整体思路和基本原则(一)整体思路。坚决市场化方向,管理中间,放松两端体制结构,进一步深化燃煤发电网络电价机制改革,缓解结构需要有效体现电力供求变化,与市场化交易机制有机交易的价格结构机制,全面有序放松竞争环节电价,缓解市场电力资源配置的决定性(二)基本原则。

坚决整体设计,具体方法前进。根据市场化改革的拒绝,必须加强顶层设计,强烈敲击市场,政府不开展不当干预的具体方法,有序扩大价格构成机制弹性,避免价格大幅波动,全面放松燃煤发电网络电价,保证改革稳定前进。

坚决负责计划,有效地交往。充分考虑不同类型、不同环节电费的关系,规划核电、水电、煤气发电、新能源网络电费构成机制,保证不同类型用户销售电费构成机制,深化煤炭发电网络电费机制改革措施有效交流。

坚决协同前行,确保供应。充分认识改革的复杂性,普遍听取意见建议,加强设施确保措施,保证改革有序积极开展。

减缓前进电力市场建设,深化电力、电价市场化改革,保证电力系统安全稳定运营,确保电力供应。坚决加强监管,规范有序。

根据放管锐意拒绝,加强电价不道德监督,建立价格异常变动控制机制,完善市场规范、交易原则、电力调度、资金销售、风险防范、信息披露等制度,保证燃煤发电网络电价的合理构成。三、改革措施(一)为急剧构建全面放松燃煤发电网络电价目标,将目前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,浮动幅度范围不超过10%,浮动不超过15%。电力交易中心根据电力体制改革方案积极开展的现货交易不被允许。国家发改委根据市场发展积极调整基准价格和变动幅度范围。

(二)目前继续实施基准网络电费燃煤发电量,未具备市场交易条件的,明确网络电费由发电企业、采购公司、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上下浮动范围内构成,年度合同等中长期合同多数确认后,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电费(3)燃煤发电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按标准价格执行。(四)燃煤发电量中已按市场化交易规则构成网络电路电价的,随后按现行市场化规则继续执行。

(5)燃煤发电网际网路电价构成机制改革后,目前煤电价格联动机制仍在继续执行。四、辅助改革(一)完善销售电费构成机制。通过市场化构成网络电费的工商用户电费,也包括市场化构成网络电费、配电费(不包括交叉补助金和线损失,折合)、政府基金,继续实行目录电费。

电网企业确保供应的用户用电价格,继续各地目录电价。其中,居民、农业用电继续实施目前目录,保证价格水平稳定。

(二)稳定的可再生能源发电价格调整机制和核电站、煤气发电、跨省区检查价格构成机制。国家补助金范围内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,最高部分按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。(三)适当具体的环保电价政策。

继续执行基准价格浮动价格机制的燃煤发电量,基准价格包括副产物、脱硝、除尘电费。依然电网企业确保供电量,在继续执行标准价格的基础上,继续执行现行的超低废气电价政策。

燃煤发电网络电价基本放松由市场构成,网络电价包括副产物、脱硝、除尘电价和超低废气电价。(四)规范交叉补贴调整机制。以2018年为基础,综合考虑电力快速增长等因素,在核定电网配电价格时确认交叉补助金额,平衡电网企业确保居民、农业用电产生的额外损益。(5)完善配套服务电价组成机制。

通过市场机制构成燃煤机组,参加调整峰值、调整频率、可用性、白启动等辅助服务的价格,补偿燃煤发电的合理成本,确保电力系统的安全运行。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。

五、落实决策(一)各地融合当地情况组织积极开展燃煤发电网际网路电价机制改革,制订细化实施方案,经省级人民政府批准后,2019年11月15日前报国家发改委备案。还没有条件的地方,可以暂缓浮动,以基准价格(即现行煤炭发电基准网络电价)继续执行。现货市场实际运营的场所,可以按照现货市场规则继续执行。

(二)实施基准价格上下浮动价格机制的省份,2020年暂缓潜力,保证工商业平均电费不下降。国家发改委可以根据情况控制2020年后的浮动方式。(三)国家发改委动态跟踪落实情况,融合电力体制改革整体进展,积极开展评价调整。

六、确保措施(一)增强居民、农业等功率确保。居民、农业用电量以及具备市场交易条件或不参与市场交易的工商用户电量,由电网企业确保供应,主要以优先发电计划确保,严重不足部分由所有参与电力市场的发电企业单元等比例确保。

(二)规范政府不道德。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,不得开展不当干预。(3)加强电力市场价格不道德监督。

充分结合各地现有电力交易市场,大力发挥市场管理委员会,完善市场交易、运营等规则,规范市场主体交易不道德,确保市场交易公平、公正、公开发表。大力应对市场监及时联系公安部门电力市场市场主体价格,执行垄断协议,欺诈市场支配地位等违法违规价格不道德,地方政府避免欺诈行政权力,容许竞争不道德。希望市场主体参与价格监管。结合市场信用体系,构建市场主体价格信用文件,不处罚价格违法行为。

(四)建立电价监测和防风险机制。价格主管部门定期监测燃煤发电交易价格变动情况,评价价格变动的合理性。交易价格出现异常变动时,依法立即采取干预措施,保证燃煤发电价格构成机制改革稳定有序前进。(五)加强政策理解领先。

采取多种方式全面、正确理解深化燃煤发电网络电价构成机制改革政策,加强舆论监测警报,大力担心这个社会,制定紧急预案,为改革创造舆论环境。本指导意见自2020年1月1日起执行。

各地价格主管部门、电网企业、发电企业应充分认识深化燃煤发电网络电价构成机制改革的重要性、紧迫性和复杂性、困难性,贯彻主体责任,细分改革实施方案,认真实施,保证改革稳定实施。


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