人民网北京10月25日电 （记者 杜燕飞）国家发展改革委24日公布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的发改指导意见》（以下简称《指导意见》），明确从2020年1月1日起，委促取消煤电价格联动机制，进电将现行燃煤发电标杆上网电价机制，力资改为“基准价+上下浮动”的源进业用市场化价格机制。发改委相关负责人表示，步优本这标志着我国电价市场化改革迈出关键一步。化配

　　抓住时机 深化燃煤发电上网电价形成机制改革

　　目前，置降按照“管住中间、低企电成放开两头”总体思路，发改我国电价市场化改革正在稳步推进。委促燃煤发电是进电保障我国电力供应的主力电源，平稳有序放开燃煤发电上网电价，力资是源进业用电价市场化改革的重点任务，也是步优本深化电力市场化改革的关键。

　　2004年，我国确立了现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制，这一机制的建立和运行，对规范政府定价行为、促进发电侧价格体系合理形成、激励电力企业效率提升、推动煤电及上下游产业健康发展发挥了重要作用。

　　但是，随着电力体制改革的不断推进，现行燃煤发电标杆上网电价和煤电联动机制不适应形势发展变化的矛盾越来越突出，难以继续形成有效的价格信号，迫切需要坚持问题导向，加快推进市场化改革。

　　首先，难以反映电力市场供求变化。燃煤发电标杆上网电价基于成本因素确定，难以及时、准确地反映电力供求关系变化，特别是难以适应近年来电力供求相对宽松的形势。

　　其次，难以反映燃煤发电成本变化。近几年，电煤价格高位运行，燃煤发电成本上升，但在电力供求相对宽松的背景下，燃煤发电标杆上网电价难以联动上调。

　　第三，难以继续发挥“定价之锚”作用。燃煤发电上网电价是不同电源、环节电力定价的“锚”，因价格缺乏弹性且自身形成机制不完善，导致其“定价之锚”作用明显减弱，客观上不利于水电、核电、燃气发电等上网电价以及跨省跨区送电价格的合理形成。

　　值得注意的是，目前我国输配电价改革已实现全覆盖，“准许成本+合理收益”的定价机制基本建立；经营性发用电计划已经全面放开，市场化交易条件加快健全。

　　电力市场化交易规模不断扩大。2018年，全国市场化交易电量约2.17万亿千瓦时，比2017年增长30.7%。电力现货市场开始建立。发电企业、售电公司、电力用户等主体的市场意识加快形成，各类主体参与市场交易的意愿不断增强。

　　同时，当前电力供需总体相对宽松，燃煤机组发电利用小时数连年低于设计利用水平，市场化交易电价明显低于燃煤发电标杆上网电价，市场化改革后燃煤发电上网电价不具备上涨的基础。

　　“这为进一步深化燃煤发电上网电价形成机制改革奠定了坚实基础，提供了有利条件，应抓住机遇加快推进市场化改革。”发改委相关负责人表示。

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