中國特色社會主義進入新時代，建設現代化經濟體系是跨越關口的迫切要求和我國發展的戰略目標。落實這一新要求，需要全面深化價格改革，形成主要由市場決定價格機制。黨的十八大以來，我國價格主管部門在推進價格市場化改革方面做出了巨大努力，包括大幅度縮減政府定價范圍、基本建立以“準許成本+合理收益”為核心的科學定價制度、進一步完善市場監管與反壟斷機制等，對激發市場活力、增強發展動力以及保障改善民生發揮了積極作用。

在電力領域，國家發展改革委近日印發了《關于深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》（以下簡稱《指導意見》），將現行標桿上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化機制，進一步確立了市場在電力資源配置中的決定性作用，邁出了現代電力經濟體系建設的關鍵一步。

一、健全科學反映成本效率的靈活定價機制

近年來，貫徹落實中共中央、國務院2015年“9號文”和“28號文”文件決策部署，國家發展改革委按照“管住中間，放開兩頭”的總體思路，不斷深化電價市場化改革，取得了許多積極進展。目前輸配電價改革已經實現全面覆蓋，以“成本加收益”定價辦法和激勵性監管機制為基礎，輸配電價監管體系初步建立；電力市場建設如火如荼進行，國家和地方電力交易中心陸續成立，售電公司大量涌現，各地電力市場交易規模不斷擴大，約50%的燃煤發電上網電量電價已通過市場交易形成，現貨市場已經開始建立。

隨著電力市場化改革的不斷深化，深入推進燃煤發電上網電價機制改革，使價格靈活動態調整、體現質量效率、科學反映市場供求，是適應形勢發展的必然要求。

一是使價格靈活動態調整。2004年以來，國家發展改革委逐步建立了燃煤發電標桿上網電價及煤電價格聯動機制，對規范政府定價行為、優化電力行業投資、提升電力企業效率、推動電力上下游產業健康發展發揮了重要作用。然而隨著新一輪電改的推進和電力交易市場的完善，燃煤標桿電價的調整已經難以隨著市場變化而做出及時動態調整，難以靈活反映電力市場供求變化，進而制約電力市場化交易的完成，不利于電力資源的優化配置，有必要將燃煤發電上網電價交由市場，形成市場化動態調整的價格機制。

二是使價格體現質量效率。過去幾十年里，我國電力行業的生產技術不斷提升，各類能源發電成本包括所產生外部成本顯著下降。例如，上海外高橋第三發電廠的發電機組在改良國外技術設備基礎上通過技術研發和創新，已經成功將供電煤耗降低至276克/千瓦時，成為全球燃煤電廠的效率標桿和煤電節能減排的先鋒。然而燃煤發電標桿上網電價的調整并未體現技術進步、節能減排等因素，電價水平在一定程度上仍然較高，體現在電價運行過程中仍有一些低效率的機組能夠滿負荷運轉，擁有高效率機組的電廠即使閑置也不能多發，出現了火電企業長年存在利用小時與供電煤耗“倒掛”的情況。簡言之，燃煤標桿上網電價未能起到淘汰低效率機組的作用，不利于電力行業整體效率的提升，迫切需要使價格機制充分體現發電質量和效率。

三是使價格科學反映成本。按照我國光伏、風電、核電等新能源補貼機制，其上網電價是在當地燃煤發電標桿上網電價基礎上加上補貼強度。也就是說，新能源上網電價很大程度上受燃煤發電標桿上網電價的影響。在燃煤發電標桿上網電價扭曲的情形下，新能源電價的偏離程度有可能更高，未能真實反映新能源的發電成本，有必要還原電力商品屬性，科學反映電力全成本。

二、促進電力市場體系資源高效有序配置

燃煤發電上網電價形成機制改革就是要堅持市場化改革方向，目的是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，為全面放開燃煤發電上網電價奠定堅實基礎。核心措施包括：

一是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，基準價按各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%。

二是現執行標桿上網電價的燃煤發電電量中，具備市場交易條件的，具體上網電價由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電量仍按基準價執行。

三是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。

四是已按市場化交易規則形成上網電價的燃煤發電電量，繼續按現行市場化規則執行。

五是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。

《指導意見》還提出相應配套改革措施和保障措施，以確保改革平穩實施。此次改革，將進一步釋放電價市場化改革紅利，有利于加快確立市場在電力資源配置中的決定性作用，還原電力商品屬性。

一是加速電力市場的完善。標桿電價向“基準價+上下浮動”的轉變，電價可以更充分反映市場供求變化、科學反映真實成本。這將打破現行價格機制帶來的市場進入壁壘，激勵更多市場主體參與到市場競爭中，促進市場交易規模進一步擴大，從而形成良性循環，加速電力市場建設的完成。

二是促進存量資源的盤活。燃煤發電上網電價形成機制改革后，技術進步帶來的效率提升將會反映在電價中，此時不同類型的機組（新老機組、高效率或低效率機組）可以通過公平競爭進行發電，高成本企業由于利潤空間縮小或虧損選擇停止生產，以各種交易形式將發電權轉移給高效率、低成本的企業，低效率機組逐漸退出市場，從而實現資源的優化配置和發電效率的整體提升。《指導意見》在配套改革措施中提出，要完善輔助服務電價形成機制，以補償燃煤發電合理成本，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，逐步扭轉利用小時與煤耗倒掛的現象，促進存量資源的盤活。

三是加速能源結構調整。我國電力生產結構長期以火電為主。針對電力生產過程中產生的負外部性，現行價格機制未能有效將燃煤發電造成的外部環境成本內部化。2017年，火電平均上網電價為371.65元每千千瓦時，同期核電、風電、太陽能的電價水平較高，分別為402.95、562.3和939.9元每千千瓦時，新能源競價上網缺乏成本優勢。《指導意見》明確提出，基準價中包含脫硫、脫硝和除塵電價，現行超低排放電價政策繼續執行，這將使得電價水平真實反映燃煤發電成本、供需狀況以及外部成本，確保新能源發電和火電之間的公平競爭，促進能源結構調整，進一步釋放節能減排紅利。

四是促進政府資源再配置。《指導意見》通過對燃煤發電上網電價形成機制進行改革，為全面有序放開競爭性環節電力價格奠定了堅實基礎。當市場可以在競爭領域充分發揮決定性作用時，政府便能夠更好地將有限資源利用在自然壟斷監管、成本監審等方面，提高運行效率，實現政府職能資源的再配置。

三、確保改革平穩落地、取得實效

燃煤發電是基礎性電源，燃煤發電價格在整個電價體系中也處于基礎性地位。深化燃煤發電價格形成機制改革牽一發而動全身，有利于加快確立市場在電力資源配置中的決定性作用，形成能夠有效反映電力供求變化的價格機制，促進煤電行業結構調整、功能轉型，實現有序健康發展。

但同時，在改革過程中，也將面臨交叉補貼妥善處理、普遍服務穩步推進、環境氣候政策協調以及政府職能轉變等一些問題，需要在細化實化改革方案、推進改革具體實施中，進一步加強研究，完善普遍服務機制、優化脫硫脫硝價格政策、強化降成本與環境之間的平衡與協調、加強政策解讀和宣傳引導等，妥善解決好改革中出現的新情況、新問題，確保改革平穩落地、取得實效。