中国特色社会主义进入新时代，建设现代化经济体系是跨越关口的迫切要求和我国发展的战略目标。落实这一新要求，需要全面深化价格改革，形成主要由市场决定价格机制。党的十八大以来，我国价格主管部门在推进价格市场化改革方面做出了巨大努力，包括大幅度缩减政府定价范围、基本建立以“准许成本+合理收益”为核心的科学定价制度、进一步完善市场监管与反垄断机制等，对激发市场活力、增强发展动力以及保障改善民生发挥了积极作用。

在电力领域，国家发展改革委近日印发了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（以下简称《指导意见》），将现行标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，进一步确立了市场在电力资源配置中的决定性作用，迈出了现代电力经济体系建设的关键一步。

一、健全科学反映成本效率的灵活定价机制

近年来，贯彻落实中共中央、国务院2015年“9号文”和“28号文”文件决策部署，国家发展改革委按照“管住中间，放开两头”的总体思路，不断深化电价市场化改革，取得了许多积极进展。目前输配电价改革已经实现全面覆盖，以“成本加收益”定价办法和激励性监管机制为基础，输配电价监管体系初步建立；电力市场建设如火如荼进行，国家和地方电力交易中心陆续成立，售电公司大量涌现，各地电力市场交易规模不断扩大，约50%的燃煤发电上网电量电价已通过市场交易形成，现货市场已经开始建立。

随着电力市场化改革的不断深化，深入推进燃煤发电上网电价机制改革，使价格灵活动态调整、体现质量效率、科学反映市场供求，是适应形势发展的必然要求。

一是使价格灵活动态调整。2004年以来，国家发展改革委逐步建立了燃煤发电标杆上网电价及煤电价格联动机制，对规范政府定价行为、优化电力行业投资、提升电力企业效率、推动电力上下游产业健康发展发挥了重要作用。然而随着新一轮电改的推进和电力交易市场的完善，燃煤标杆电价的调整已经难以随着市场变化而做出及时动态调整，难以灵活反映电力市场供求变化，进而制约电力市场化交易的完成，不利于电力资源的优化配置，有必要将燃煤发电上网电价交由市场，形成市场化动态调整的价格机制。

二是使价格体现质量效率。过去几十年里，我国电力行业的生产技术不断提升，各类能源发电成本包括所产生外部成本显著下降。例如，上海外高桥第三发电厂的发电机组在改良国外技术设备基础上通过技术研发和创新，已经成功将供电煤耗降低至276克/千瓦时，成为全球燃煤电厂的效率标杆和煤电节能减排的先锋。然而燃煤发电标杆上网电价的调整并未体现技术进步、节能减排等因素，电价水平在一定程度上仍然较高，体现在电价运行过程中仍有一些低效率的机组能够满负荷运转，拥有高效率机组的电厂即使闲置也不能多发，出现了火电企业长年存在利用小时与供电煤耗“倒挂”的情况。简言之，燃煤标杆上网电价未能起到淘汰低效率机组的作用，不利于电力行业整体效率的提升，迫切需要使价格机制充分体现发电质量和效率。

三是使价格科学反映成本。按照我国光伏、风电、核电等新能源补贴机制，其上网电价是在当地燃煤发电标杆上网电价基础上加上补贴强度。也就是说，新能源上网电价很大程度上受燃煤发电标杆上网电价的影响。在燃煤发电标杆上网电价扭曲的情形下，新能源电价的偏离程度有可能更高，未能真实反映新能源的发电成本，有必要还原电力商品属性，科学反映电力全成本。

二、促进电力市场体系资源高效有序配置

燃煤发电上网电价形成机制改革就是要坚持市场化改革方向，目的是构建能够有效反映电力供求变化、与市场化交易机制有机衔接的价格形成机制，为全面放开燃煤发电上网电价奠定坚实基础。核心措施包括：

一是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，基准价按各地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。

二是现执行标杆上网电价的燃煤发电电量中，具备市场交易条件的，具体上网电价由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；暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的工商业用户用电电量仍按基准价执行。

三是燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量仍按基准价执行。

四是已按市场化交易规则形成上网电价的燃煤发电电量，继续按现行市场化规则执行。

五是燃煤发电上网电价形成机制改革后，现行煤电价格联动机制不再执行。

《指导意见》还提出相应配套改革措施和保障措施，以确保改革平稳实施。此次改革，将进一步释放电价市场化改革红利，有利于加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用，还原电力商品属性。

一是加速电力市场的完善。标杆电价向“基准价+上下浮动”的转变，电价可以更充分反映市场供求变化、科学反映真实成本。这将打破现行价格机制带来的市场进入壁垒，激励更多市场主体参与到市场竞争中，促进市场交易规模进一步扩大，从而形成良性循环，加速电力市场建设的完成。

二是促进存量资源的盘活。燃煤发电上网电价形成机制改革后，技术进步带来的效率提升将会反映在电价中，此时不同类型的机组（新老机组、高效率或低效率机组）可以通过公平竞争进行发电，高成本企业由于利润空间缩小或亏损选择停止生产，以各种交易形式将发电权转移给高效率、低成本的企业，低效率机组逐渐退出市场，从而实现资源的优化配置和发电效率的整体提升。《指导意见》在配套改革措施中提出，要完善辅助服务电价形成机制，以补偿燃煤发电合理成本，对于燃煤机组利用小时严重偏低的省份，可建立容量补偿机制，逐步扭转利用小时与煤耗倒挂的现象，促进存量资源的盘活。

三是加速能源结构调整。我国电力生产结构长期以火电为主。针对电力生产过程中产生的负外部性，现行价格机制未能有效将燃煤发电造成的外部环境成本内部化。2017年，火电平均上网电价为371.65元每千千瓦时，同期核电、风电、太阳能的电价水平较高，分别为402.95、562.3和939.9元每千千瓦时，新能源竞价上网缺乏成本优势。《指导意见》明确提出，基准价中包含脱硫、脱硝和除尘电价，现行超低排放电价政策继续执行，这将使得电价水平真实反映燃煤发电成本、供需状况以及外部成本，确保新能源发电和火电之间的公平竞争，促进能源结构调整，进一步释放节能减排红利。

四是促进政府资源再配置。《指导意见》通过对燃煤发电上网电价形成机制进行改革，为全面有序放开竞争性环节电力价格奠定了坚实基础。当市场可以在竞争领域充分发挥决定性作用时，政府便能够更好地将有限资源利用在自然垄断监管、成本监审等方面，提高运行效率，实现政府职能资源的再配置。

三、确保改革平稳落地、取得实效

燃煤发电是基础性电源，燃煤发电价格在整个电价体系中也处于基础性地位。深化燃煤发电价格形成机制改革牵一发而动全身，有利于加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用，形成能够有效反映电力供求变化的价格机制，促进煤电行业结构调整、功能转型，实现有序健康发展。

但同时，在改革过程中，也将面临交叉补贴妥善处理、普遍服务稳步推进、环境气候政策协调以及政府职能转变等一些问题，需要在细化实化改革方案、推进改革具体实施中，进一步加强研究，完善普遍服务机制、优化脱硫脱硝价格政策、强化降成本与环境之间的平衡与协调、加强政策解读和宣传引导等，妥善解决好改革中出现的新情况、新问题，确保改革平稳落地、取得实效。