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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（物價局），華能集團、大唐集團、華電集團、國家能源集團、國家電投集團、國投電力有限公司，國家電網有限公司、南方電網公司、內蒙古電力（集團）有限責任公司：
  為貫徹落實《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》、《中共中央 國務院關于推進價格機制改革的若干意見》精神，加快推進電力價格市場化改革，有序放開競爭性環節電力價格，提升電力市場化交易程度，經國務院同意，現就深化燃煤發電上網電價形成機制改革提出以下意見。
  一、改革必要性
  2004年以來，燃煤發電標桿上網電價及煤電價格聯動機制逐步建立，并成為上網側電價形成的重要基準，對規范政府定價行為、促進不同類型上網電價合理形成、優化電力行業投資、引導電力企業效率改善、推動電力上下游產業健康發展發揮了重要作用。近年來，隨著電力市場化改革的不斷深化，競爭性環節電力價格加快放開，現行燃煤發電標桿上網電價機制已難以適應形勢發展，突出表現為不能有效反映電力市場供求變化、電力企業成本變化，不利于電力上下游產業協調可持續發展，不利于市場在電力資源配置中發揮決定性作用。
  黨中央、國務院關于電力體制改革和價格機制改革的相關文件明確提出，要堅持“管住中間、放開兩頭”，有序放開輸配以外的競爭性環節電力價格；2018年中央經濟工作會議也明確要求提升電力市場化交易程度。當前，輸配電價改革已經實現全覆蓋，“準許成本+合理收益”的定價機制基本建立；各地電力市場化交易規模不斷擴大，約50%的燃煤發電上網電量電價已通過市場交易形成，現貨市場已開始建立；全國電力供需相對寬松、燃煤機組發電利用小時數低于正常水平，進一步深化燃煤發電上網電價形成機制改革已具備堅實基礎和有利條件，應抓住機遇加快推進競爭性環節電力價格市場化改革。
  二、總體思路和基本原則
  （一）總體思路。堅持市場化方向，按照“管住中間、放開兩頭”的體制架構，進一步深化燃煤發電上網電價機制改革，加快構建能夠有效反映電力供求變化、與市場化交易機制有機銜接的價格形成機制，為全面有序放開競爭性環節電力價格、加快確立市場在電力資源配置中的決定性作用和更好發揮政府作用奠定堅實基礎。
  （二）基本原則。
  堅持整體設計，分步推進。按照市場化改革要求，既要強化頂層設計，凡是能放給市場的堅決放給市場，政府不進行不當干預；又要分步實施，有序擴大價格形成機制彈性，防止價格大幅波動，逐步實現全面放開燃煤發電上網電價，確保改革平穩推進。
  堅持統籌謀劃，有效銜接。充分考慮不同類型、不同環節電價之間的關系，統籌謀劃好核電、水電、燃氣發電、新能源上網電價形成機制，以及不同類型用戶銷售電價形成機制，確保深化燃煤發電上網電價機制改革措施有效銜接。
  堅持協同推進，保障供應。充分認識改革的復雜性，廣泛聽取意見建議，強化配套保障措施，確保改革有序開展。加快推進電力市場建設，協同深化電量、電價市場化改革，確保電力系統安全穩定運行，保障電力供應。
  堅持強化監管，規范有序。按照放管并重的要求，加強電力價格行為監管，建立價格異常波動調控機制，健全市場規范、交易原則、電力調度、資金結算、風險防范、信息披露等制度，確保燃煤發電上網電價合理形成。
  三、改革舉措
  （一）為穩步實現全面放開燃煤發電上網電價目標，將現行燃煤發電標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。基準價按當地現行燃煤發電標桿上網電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。對電力交易中心依照電力體制改革方案開展的現貨交易，可不受此限制。國家發展改革委根據市場發展適時對基準價和浮動幅度范圍進行調整。
  （二）現執行標桿上網電價的燃煤發電電量，具備市場交易條件的，具體上網電價由發電企業、售電公司、電力用戶等市場主體通過場外雙邊協商或場內集中競價（含掛牌交易）等市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內形成，并以年度合同等中長期合同為主確定；暫不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業用戶用電對應的電量，仍按基準價執行。
  （三）燃煤發電電量中居民、農業用戶用電對應的電量仍按基準價執行。
  （四）燃煤發電電量中已按市場化交易規則形成上網電價的，繼續按現行市場化規則執行。
  （五）燃煤發電上網電價形成機制改革后，現行煤電價格聯動機制不再執行。
  四、配套改革
  （一）健全銷售電價形成機制。通過市場化方式形成上網電價的工商業用戶用電價格，包括市場化方式形成上網電價、輸配電價（含交叉補貼和線損，下同）、政府性基金，不再執行目錄電價。由電網企業保障供應的用戶用電價格，繼續執行各地目錄電價。其中，居民、農業用電繼續執行現行目錄電價，確保價格水平穩定。
  （二）穩定可再生能源發電價補機制和核電、燃氣發電、跨省跨區送電價格形成機制。納入國家補貼范圍的可再生能源發電項目上網電價在當地基準價（含脫硫、脫硝、除塵電價）以內的部分，由當地省級電網結算，高出部分按程序申請國家可再生能源發展基金補貼。核電、燃氣發電、跨省跨區送電價格形成機制等，參考燃煤發電標桿上網電價的，改為參考基準價。
  （三）相應明確環保電價政策。執行“基準價+上下浮動”價格機制的燃煤發電電量，基準價中包含脫硫、脫硝、除塵電價。仍由電網企業保障供應的電量，在執行基準價的基礎上，繼續執行現行超低排放電價政策。燃煤發電上網電價完全放開由市場形成的，上網電價中包含脫硫、脫硝、除塵電價和超低排放電價。
  （四）規范交叉補貼調整機制。以2018年為基數，綜合考慮電量增長等因素，在核定電網輸配電價時統籌確定交叉補貼金額，以平衡電網企業保障居民、農業用電產生的新增損益。
  （五）完善輔助服務電價形成機制。通過市場機制形成燃煤機組參與調峰、調頻、備用、黑啟動等輔助服務的價格，以補償燃煤發電合理成本，保障電力系統安全穩定運行。對于燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份，可建立容量補償機制，容量電價和電量電價通過市場化方式形成。
  五、實施安排
  （一）各地要結合當地情況組織開展燃煤發電上網電價機制改革，制定細化實施方案，經省級人民政府批準后，于2019年11月15日前報國家發展改革委備案。尚不具備條件的地方，可暫不浮動，按基準價（即現行燃煤發電標桿上網電價）執行?，F貨市場實際運行的地方，可按現貨市場規則執行。
  （二）實施“基準價+上下浮動”價格機制的省份，2020年暫不上浮，確保工商業平均電價只降不升。國家發展改革委可根據情況對2020年后的浮動方式進行調控。
  （三）國家發展改革委動態跟蹤實施情況，結合電力體制改革總體進展，適時開展評估調整。
  六、保障措施
  （一）強化居民、農業等電力保障。居民、農業用電電量以及不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業用戶電量，由電網企業保障供應，主要通過優先發電計劃保障，不足部分由所有參與電力市場的發電企業機組等比例保障。
  （二）規范政府行為。各地要堅持市場化方向，按照國家制定的市場規則和運營規則來開展市場建設和電力交易，對用戶和發電企業準入不得設置不合理門檻，在交易組織、價格形成等過程中，不得進行不當干預。
  （三）加強電力市場價格行為監管。充分依托各地現有電力交易市場，積極發揮市場管理委員會作用，完善市場交易、運行等規則，規范市場主體交易行為，保障市場交易公平、公正、公開。積極配合市場監管部門及時查處電力市場中市場主體價格串通、實施壟斷協議、濫用市場支配地位等違法違規價格行為，以及地方政府濫用行政權力排除、限制競爭的行為。鼓勵市場主體參與價格監督。依托市場信用體系，構建市場主體價格信用檔案，對價格違法行為予以聯合懲戒。
  （四）建立電價監測和風險防范機制。價格主管部門定期監測燃煤發電交易價格波動情況，評估價格波動的合理性。當交易價格出現異常波動時，依法及時采取干預措施，確保燃煤發電價格形成機制改革平穩有序推進。
  （五）加強政策解讀引導。采取多種方式全面、準確解讀深化燃煤發電上網電價形成機制改革政策，加強輿情監測預警，積極回應社會關切，做好應急預案，為改革營造良好輿論環境。
  本指導意見自2020年1月1日起實施。各地價格主管部門、電網企業、發電企業要充分認識深化燃煤發電上網電價形成機制改革的重要性、緊迫性和復雜性、艱巨性，切實擔當起主體責任，精心細化改革實施方案，認真抓好落實，確保改革平穩實施。