天津市深化燃煤发电上网电价机制改革实施方案

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若干意见》、《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》精神，认真落实我市电力体制和价格机制改革总体要求和部署，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，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），结合实际情况，现就稳步推进我市燃煤发电上网电价机制改革制定如下实施方案：

一、工作目标

坚持市场化改革方向，按照“管住中间，放开两头”的原则，积极稳妥有序推进燃煤发电上网电价机制改革，加快推进电力价格形成市场化，为实现有序放开除输配以外的竞争性环节电力价格，逐步确立市场在电力资源配置中的决定性作用奠定坚实基础。

二、工作原则

（一）坚持尊重市场，有序推进。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，逐步实现全面放开我市燃煤发电上网电价。

（二）坚持统筹谋划，有效衔接。充分考虑我市不同类型、不同环节电价之间的关系，统筹谋划好可再生能源、燃气发电等上网电价形成机制，以及不同类型用户销售电价形成机制，确保推进深化燃煤发电上网电价机制改革与现行价格政策有效衔接。

（三）坚持协同推进，保障供应。充分认识改革的复杂性，进一步强化配套保障措施，确保改革有序开展。加快推进电力市场建设，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。

（四）坚持积极稳妥，效率优先。坚持积极稳妥稳步推进的原则，发挥市场配置资源的决定性作用，进一步优化我市电力市场供应和保障，提高发电行业与电网运行效率，着力降低全社会用电成本。

（五）坚持强化监管，规范有序。按照放管并重的工作要求，加强电力价格行为监管，建立价格监测监管机制，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，确保我市燃煤发电上网电价合理形成。

三、改革举措

（一）实施燃煤发电价格机制改革

1.改革燃煤发电上网电价机制。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，煤电价格联动机制不再执行。基准价按我市现行燃煤发电标杆上网电价即每千瓦时0.3655元确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。基准价和浮动幅度范围根据国家政策调整而适时调整。对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。

2.参与市场交易的燃煤发电价格。燃煤发电价格机制改革后，具备市场交易条件的燃煤发电电量,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,2020年暂不上浮。燃煤发电价格机制改革前已参与市场交易的电力用户对应的燃煤发电电量，由市场形成上网电价的，继续按照原市场化规则执行。

3.不具备市场交易条件的燃煤发电价格。暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用电对应的燃煤发电电量以及居民、农业用户用电对应的燃煤发电电量上网电价，按我市基准价执行。国投津能发电有限公司1#-2#机组、国华盘山发电有限公司1#-2#机组未参与市场交易的上网电量暂按照市发展改革委公布的上网电价执行。

（二）完善电力价格配套机制

4.明确销售电价形成机制。通过市场化方式形成上网电价的工商业电量销售价格，包括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)、政府性基金，不再执行市发展改革委公布的目录电价。暂不具备市场交易条件或未参与市场交易的工商业电量以及居民、农业电量销售价格继续按照市发展改革委公布的目录电价执行。

5.稳定可再生能源发电价格政策。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在我市基准价(含脱硫、脱硝、除尘电价)以内的部分，由省级电网企业结算；高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。

6.严格执行环保电价政策。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。其中，仍由电网企业保障供应的电量,在执行基准价的基础上，继续执行现行超低排放电价政策。燃煤发电上网电价完全放开由市场形成的，上网电价中包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。

7.稳步推进燃气发电价格改革。未通过市场交易形成价格的燃气发电上网电价继续按照政府核定的价格标准执行。进一步探索符合燃气发电行业发展的价格机制，优化我市电力供应结构。

8.妥善处理交叉补贴。实施2020-2022年天津电网输配电价改革，核定分电压等级输配电价。在核定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。做好输配电价与目录电价的衔接，引导市场化有序推进。

（三）建立电力市场保障机制

9.强化居民、农业等电力保障。做好优先发电和保障用电衔接。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。

10.理顺供热补贴和价格机制。综合考虑热电联产企业实际，在保障供热稳定的前提下，统筹财政补贴和价格政策，处理好热、电价格关系，为企业参与市场化营造公平竞争环境。

11.加强电力市场价格行为监管。坚持市场化方向，按照国家规定的市场规则和运营细则，规范开展市场建设和电力交易。在交易组织、价格形成等过程中,不得进行不当干预。市场监管部门要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，以及政府滥用行政权力干预市场交易的行为。鼓励市场主体参与价格监督。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。

12.建立电价监测和风险防范机制。建立燃煤发电市场交易价格定期监测制度，密切关注交易价格波动情况，评估价格波动的合理性。市电力交易中心于每季度首月将上一季度市场交易参与企业、交易电量、交易电价等情况报市发展改革委。各燃煤发电企业在市场交易中发现的价格问题，也应及时反馈市发展改革委。当交易价格出现异常波动时，依法及时釆取干预措施，确保燃煤机组价格形成机制改革平稳有序推进。

四、保障机制

（一）建立工作机制。市发展改革委、市工业和信息化局、市财政局、市市场监管委、市生态环境局、国网天津市电力公司、市能源集团、各主力燃煤发电企业及时研究，协调解决改革措施执行中遇到的具体问题，推进各项工作有序开展。

（二）推动工作落实。各有关部门、电网企业和发电企业要按照有利于推进电力市场化改革的总体要求，根据职责，密切配合，积极推进各项工作任务落实，确保燃煤发电价格机制改革措施的稳步实施。

（三）做好舆论引导。各级价格主管部门要釆取有效方式，全面、准确解读燃煤机组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,为改革营造良好舆论环境。

此方案自2020年1月1日起实施，有效期3年。