擴大市場交易電價上下浮動范圍。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均不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。電力現貨價格不受上述幅度限制。

推動工商業用戶都進入市場。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，10千伏及以上的用戶要全部進入，其他用戶也要盡快進入。對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網企業代理購電，代理購電價格主要通過場內集中競價或競爭性招標方式形成，首次向代理用戶售電時，至少提前1個月通知用戶。已參與市場交易、改為電網企業代理購電的用戶，其價格按電網企業代理其他用戶購電價格的1.5倍執行。

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。

通知全文

國家發展改革委關于進一步深化

燃煤發電上網電價市場化改革的通知

發改價格〔2021〕1439號

各省、自治區、直轄市及計劃單列市、新疆生產建設兵團發展改革委，華能集團、大唐集團、華電集團、國家電投集團、國家能源集團、國投電力有限公司，國家電網有限公司、南方電網有限責任公司、內蒙古電力（集團）有限責任公司：  

為貫徹落實黨中央、國務院決策部署，加快推進電價市場化改革，完善主要由市場決定電價的機制，保障電力安全穩定供應，現就進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革及有關事宜通知如下： 

一、總體思路

按照電力體制改革“管住中間、放開兩頭”總體要求，有序放開全部燃煤發電電量上網電價，擴大市場交易電價上下浮動范圍，推動工商業用戶都進入市場，取消工商業目錄銷售電價，保持居民、農業、公益性事業用電價格穩定，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用、更好發揮政府作用，保障電力安全穩定供應，促進產業結構優化升級，推動構建新型電力系統，助力碳達峰、碳中和目標實現。

二、改革內容 

（一）有序放開全部燃煤發電電量上網電價。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。現行燃煤發電基準價繼續作為新能源發電等價格形成的掛鉤基準。 

（二）擴大市場交易電價上下浮動范圍。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均不超過20%，高耗能企業市場交易電價不受上浮20%限制。電力現貨價格不受上述幅度限制。

（三）推動工商業用戶都進入市場。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，10千伏及以上的用戶要全部進入，其他用戶也要盡快進入。對暫未直接從電力市場購電的用戶由電網企業代理購電，代理購電價格主要通過場內集中競價或競爭性招標方式形成，首次向代理用戶售電時，至少提前1個月通知用戶。已參與市場交易、改為電網企業代理購電的用戶，其價格按電網企業代理其他用戶購電價格的1.5倍執行。

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。 

（四）保持居民、農業用電價格穩定。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）、農業用電由電網企業保障供應，執行現行目錄銷售電價政策。各地要優先將低價電源用于保障居民、農業用電。 

三、保障措施

（一）全面推進電力市場建設。加強政策協同，適應工商業用戶全部進入電力市場需要，進一步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，豐富中長期交易品種，加快電力現貨市場建設，加強輔助服務市場建設，探索建立市場化容量補償機制。

（二）加強與分時電價政策銜接。各地要加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制，引導用戶錯峰用電、削峰填谷。電力現貨市場未運行的地方，要做好市場交易與分時電價政策的銜接，市場交易合同未申報用電曲線以及市場電價峰谷比例低于當地分時電價政策要求的，結算時購電價格按當地分時電價峰谷時段及浮動比例執行。 

（三）避免不合理行政干預。各地要嚴格按照國家相關政策要求推進電力市場建設、制定并不斷完善市場交易規則，對電力用戶和發電企業進入電力市場不得設置不合理門檻，不得組織開展電力專場交易，對市場交易電價在規定范圍內的合理浮動不得進行干預，保障市場交易公平、公正、公開。國家發展改革委將會同相關部門進一步加強指導，對地方不合理行政干預行為，通過約談、通報等方式及時督促整改。

（四）加強煤電市場監管。各地發展改革部門要密切關注煤炭、電力市場動態和價格變化，積極會同相關部門及時查處市場主體價格串通、哄抬價格、實施壟斷協議、濫用市場支配地位等行為，電力企業、交易機構參與電力專場交易和結算電費等行為，以及地方政府濫用行政權力排除、限制市場競爭等行為，對典型案例公開曝光，維護良好市場秩序。指導發電企業特別是煤電聯營企業統籌考慮上下游業務經營效益，合理參與電力市場報價，促進市場交易價格合理形成。

各地發展改革部門要充分認識當前形勢下進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的重要意義，統一思想、明確責任，會同相關部門和電力企業精心做好組織實施工作；要加強政策宣傳解讀，及時回應社會關切，增進各方面理解和支持，確保改革平穩出臺、落地見效。

本通知自2021年10月15日起實施，現行政策與本通知不符的，以本通知規定為準。

國家發展改革委

2021年10月11日

專家解讀

保障供需安全，促進市場發展

——《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》政策解讀

國網能源研究院財會與審計研究所所長 李成仁

“碳達峰、碳中和”目標提出后，電力供給結構、供需形勢將發生顯著變化，需進一步發揮市場在電力資源優化配置中的作用。國家發改委近日印發了《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》（以下簡稱《通知》），進一步推進了電力市場化建設，是改革進程中的又一重大突破。

《通知》提出全面放開燃煤發電上網電價和工商業目錄銷售電價，并對煤電上網電價、用戶銷售電價、電網代理購電等機制進行了調整及明確，更為客觀、科學、系統的指導新形勢下電力市場改革的方向。短期來看，《通知》提出了通過電力市場緩解現階段煤電價格矛盾、保障電力供應安全的解決措施。長期來看，《通知》對推進電力市場化建設、明確電網企業責任、保障居民農業用電安全等方面進一步予以明確，并提出了具體舉措。具體來說，《通知》可以總結為對以下四個方面進行了優化調整。

一、加大煤電價格浮動力度，解決短期煤電價格矛盾，保障今冬明春電力供應

通過市場機制確保發電企業“有錢買煤”以及持續健康發展，全力保障今冬明春的電力安全穩定供應。

今年1-8月煤炭供需持續趨緊，煤炭供給量同比增加4.4%，而全國煤炭消費量增加了11%，形成了較大的煤炭供需缺口，導致價格大幅上漲。1-8月煤炭長協和現貨加權平均價格同比上漲約20%，9月份以來煤炭現貨價格已上漲至1200元以上，燃煤發電企業“買不到煤”、“買不起煤”矛盾凸顯，從而導致煤電企業缺煤停機并引發部分地區限電，對經濟社會發展帶來了較大影響。

近期，隨著供需形勢變化，多個地區燃煤發電市場交易價格已在“基準價+上浮10%”的范圍內上漲。《通知》中明確擴大了煤電價格浮動范圍至正負20%，基準價浮動比例能夠覆蓋目前煤炭長協與現貨價格綜合漲幅，有利于進一步緩解煤電企業經營困難，確保發電企業持續健康發展，全力保障今年迎峰度冬期間的電力安全穩定供應。

二、大力推進電力市場建設，化解長期煤電價格矛盾，促進電力市場有序發展

通過推動煤電、工商業用戶全部進入市場，進一步擴大市場范圍，從而建立起順暢且閉環的價格傳導機制。

對煤電而言，2020年我國煤電發電量占比60.7%，煤電市場化電量占煤電總發電量70%左右。通過推動煤電全部進入市場一方面解決了煤電成本長期有效回收的問題，同時也推動了電力市場化進程，標志著電力市場化改革進入新階段。

對工商業用戶而言，為促使工商業用戶進入市場，使其共享改革紅利、共擔市場風險，《通知》要求有序推動工商業用戶全部進入市場，取消工商業目錄銷售電價，能夠利用市場價格信號引導用戶提高用能效率和優化用能習慣。同時，推進工商業全部進入市場有助于電力市場供需兩端規模對等，形成有效的競爭性市場。也體現了我國電力市場化發展“分類施策、有序推進”的解決思路。

三、銜接電力市場價格機制，多措并舉穩定居民、農業用電價格，保障居民農業用電安全

對居民、農業用戶而言，短期內不適宜進入電力市場參與交易，用電繼續執行現行目錄電價政策。為堅決保障居民、農業用電價格穩定，文件要求由低價電源優先提供居民、農業用電來源。該舉措立足我國國情，穩定了我國居民農業交叉補貼來源，為建設具有中國特色的電力市場奠定良好基礎。

四、規范電網企業代理購電方式，明確電網企業責任

目前，我國已完成兩輪輸配電價改革工作，對電網企業實施嚴格的輸配電價監管。工商業目錄銷售電價取消且全部進入市場后，電網企業責任分工將更加明確，電網收入構成更加清晰，工商業用電價格結構也將更加透明。

另一方面，電網企業社會責任也更加凸顯。《通知》允許電網企業扮演類似“保底售電公司”的角色參與市場，代理居民、農業和未直接從電力市場買電的工商業用戶購電，形成了完整的市場邏輯閉環，保證了電力市場所有用戶“有電可買、有電可用”。