日前，國家發展改革委印發《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（下稱《通知》），明確四項重要改革措施，提出燃煤發電電量原則上全部進入電力市場；將市場交易電價浮動范圍擴大為在基準價基礎上,上下浮動原則上均不超過20%，高耗能企業市場交易電價則不受上浮20%限制；推動工商業用戶全部進入市場，鼓勵地方對小微企業和個體工商業用電實行階段性優惠政策；保持居民、農業用電價格穩定。
國家發展改革委有關負責人表示，此次改革真正建立起“能漲能跌”的市場化電價機制，是電力市場化改革又邁出的重要一步，有利于緩解當前燃煤發電企業經營困難，保障電力安全穩定供應，對全國工商業企業用電成本總體影響有限。從長遠來看，將推動電力市場加快建設發展，支撐新型電力系統建設，服務能源綠色低碳轉型。
燃煤發電電量、工商業用戶全部進入市場
根據《通知》，燃煤發電電量原則上全部進入電力市場，通過市場交易在“基準價+上下浮動”范圍內形成上網電價。同時，《通知》還要求各地要有序推動工商業用戶全部進入電力市場，按照市場價格購電，取消工商業目錄銷售電價。目前尚未進入市場的用戶，10千伏以上的用戶要全部進入，其他用戶也要盡快進入。
上述負責人表示，燃煤發電電量全部進入市場，同步有序推動工商業用戶進入市場，將進一步增加電力市場交易主體數量、擴大交易規模，有利于推動電力市場加快建設。進一步深化改革，真正建立起“能漲能跌”的市場化電價機制，可以更加充分地反映電力供求變化，加快確立主要由市場決定電價的機制。
近年來，電價市場化改革持續深化。2019年，國家發展改革委出臺《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》，將實施多年的燃煤發電標桿上網電價機制，改為“基準價+上下浮動”的市場化電價形成機制，各地燃煤發電電量通過參與電力市場交易，由市場形成價格。上述負責人介紹，“基準價+上下浮動”市場化電價機制的實施，有力推動了電力市場化進程，2020年超過70%的燃煤發電電量通過市場交易形成上網電價。
“今年以來，全球能源行業出現新的變化，國際市場能源價格大幅上漲，國內電力、煤炭供需持續偏緊，一些地方出現拉閘限電，給正常經濟運行和居民生活帶來影響。進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革，有利于充分發揮市場機制作用促進發電行業平穩運行，保障電力安全穩定供應，并著眼長遠推動電力市場加快改革發展，支撐新型電力系統建設，服務能源綠色低碳轉型。”上述負責人說。
擴大市場交易電價浮動范圍高耗能企業不受上浮限制
除了推動燃煤發電電量、工商業用戶全部進入市場，《通知》還要求，擴大市場交易電價上浮范圍。將燃煤發電市場交易價格浮動范圍由現行的上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%，擴大為上下浮動原則上不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。
該負責人表示，此次改革有利于充分發揮市場機制作用，讓市場電價更好反映電力供需形勢和成本變化，改善燃煤發電企業經營狀況，激勵企業增加電力供應，抑制不合理用電需求，改善電力供求狀況，更好保障電力安全穩定供應。
據介紹，近期煤炭價格明顯上漲后，多個地方的電力市場交易中燃煤發電市場交易電價已出現上浮，對緩解燃煤發電企業經營困難發揮了積極作用。
值得注意的是，“堅決遏制‘兩高’項目盲目發展是實現高質量發展的內在要求。高耗能行業無序發展會增加電力保供壓力，不利于綠色轉型發展。”上述負責人說。
這位負責人表示，此次改革明確高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制，同時嚴禁各地組織開展電力專場交易，改革實施有利于引導高耗能企業市場交易電價實現相對更多的上浮，更加充分地傳導發電成本上升壓力，抑制不合理電力需求，改善電力供求狀況，并著眼長遠推動企業加大節能技改投入，提高能源利用效率，助力產業結構轉型升級。
小微企業等用電享階段性優惠居民農業電價穩定
此次進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革，對于其他工商業用戶和居民、農業用戶用電成本會產生什么影響？
“對于其他工商業用戶而言，用電成本占總成本比重總體較低，在當前電力供需偏緊、成本大幅上升的情況下，市場交易電價可能出現一定上浮，企業用電成本會有所增加。”上述負責人表示，據測算，全國工商業企業用電成本占總成本比重平均約1.3%，此次改革最多可能推高約0.15個百分點，總體影響有限。
據介紹，國家發展改革委將鼓勵地方對小微企業和個體工商戶用電實行階段性優惠政策，減輕用戶負擔。同時，將繼續落實好已出臺的一系列惠企紓困措施。
對于居民、農業用電，《通知》則明確保持價格穩定。居民（含執行居民電價的學校、社會福利機構、社區服務中心等公益性事業用戶）用電和農業用電由電網企業保障供應，仍執行現行目錄銷售電價政策。“改革實施后，居民、農業用戶將和以往一樣購電用電，方式沒有改變，電價水平也保持不變。”上述負責人解釋稱。
《通知》要求，強化保障措施，確保改革平穩落地。其中包括，全面推進電力市場建設，有序放開各類電源發電計劃，健全電力市場體系，加快培育合格售電主體。同時，加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制，做好市場交易與分時電價政策的銜接。此外，避免不合理行政干預，加強煤電市場監管。
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