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发展改革委就深化燃煤发电上网电价形成机制改革答记者问(2)
问：此次改革会对电力市场发展、煤电行业发展、电力用户等带来哪些影响？
答：此次改革，将对电力体制改革、电力市场发展、行业上下游发展和降低用户用电成本等多个领域产生广泛和积极的影响，可概括为“四个有利于”。
一是有利于加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用。当前，我国燃煤发电量约占全部发电量的65%。此次改革将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，可以有效反映电力供求变化，促进电力资源进一步优化配置。
二是有利于促进电力市场加快发展。此次改革明确执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的上网电量，具体价格由交易双方通过市场化方式形成，这将显著增大市场交易主体数量、拓展市场交易规模，为电力交易市场规范发展、售电公司加快发展创造巨大空间。
三是有利于煤电及上下游行业平稳健康发展。此次改革更加注重着眼中长期加快健全市场化价格形成机制，通过促进电力市场发展、辅助服务市场培育，推动煤电行业结构调整，实现高质量发展。同时，考虑到各地情况差异较大，明确短期内暂不具备市场交易条件的电量仍可按基准价执行，有利于保障行业上下游平稳运行。
四是有利于促进降低企业用电成本。当前，全国电力供需相对宽松。抓住时机深化改革，将燃煤发电标杆上网电价和煤电价格联动机制改为“基准价＋上下浮动”的市场化机制，且明确2020年电价暂不上浮，有利于充分发挥市场机制作用，更好发挥政府调控作用，进一步降低企业用电成本。
问：改革实施后，各类用户用电成本会有什么变化？
答：简单讲，改革后各类用户的用电成本将呈现“三不变，一降低”。
一是居民、农业用户电价水平不变，由电网企业保障供应，销售电价继续执行各地目录电价，确保价格水平稳定，不会增加居民、农业用电负担。
二是已参与电力市场化交易的用户电价水平不变，继续按现行市场规则形成价格。
三是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价水平不变，可继续执行各地目录电价。
四是采用“基准价+上下浮动”方式参与市场的用户电价水平有所降低。改革为现未参与市场交易的电力用户增加了一种选择，且明确2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。
问：现行燃煤发电的环保电价政策会有什么变化？
答：改革明确现行环保电价政策维持不变。执行“基准价+上下浮动”市场化价格机制的燃煤发电电量，原标杆上网电价包含的脱硫、脱硝、除尘电价，基准价仍然包含。由电网企业保障供应的电量，在执行基准价的同时，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，保持现行规则不变。
问：改革后，原来与燃煤发电标杆上网电价相关联的其他电源电价政策如何衔接？
答：改革明确稳定可再生能源发电价补机制和核电、燃气发电、跨省跨区送电等价格形成机制，原先参考燃煤发电上网标杆电价的，改为参考基准价。
纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在当地燃煤发电基准价以内的部分，由当地省级电网结算，高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。
新投产核电机组所在地燃煤发电基准价高于全国核电标杆上网电价（0.43元/千瓦时）的，新投产核电机组上网电价执行全国核电标杆上网电价；所在地燃煤发电基准价低于0.43元/千瓦时的，新投产核电机组上网电价执行所在地燃煤发电基准价。
各地在核定燃气发电上网电价时，最高电价不得超过当地燃煤发电基准价0.35元/千瓦时。
送、受电省份在协商跨省跨区送电价格时，原参考受电省份燃煤发电标杆上网电价的，改为参考受电省份燃煤发电基准价。

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