广东发改委关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的实施方案

　　日前，广东省发改委发布了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的实施方案》，粤发改价格〔2019〕400号，其中指出：燃煤发电新增交易电量的“基准价”指广东发改委公布的该燃煤机组现行含脱硫、脱硝、除尘电价的上网电价标准；“上下浮动”中的上浮幅度不超过10%，我省统一为上浮不超过每千瓦时4.53分，2020年暂不上浮；下浮幅度不超过15%，广东省统一为下浮不超过每千瓦时6.8分。

　　详情如下：

　　关于印发《广东省发展改革委关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的实施方案》的通知

　　粤发改价格〔2019〕400号

　　各地级以上市发展改革局（委），广东电网公司、广州供电局、深圳供电局，广东电力交易中心，相关发电企业：

　　为加快推进电力价格市场化改革，有序放开燃煤发电上网电价，根据《国家发展改革委关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）规定，经省政府批准，我们制定了《广东省发展改革委关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的实施方案》，现印发你们，请按照执行。

　　附件：广东省发展改革委关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的实施方案

　　广东省发展改革委

　　2019年12月31日

　　附件

广东省发展改革委关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的实施方案

　　为加快推进电力价格市场化改革，有序放开燃煤发电上网电价，确保改革平稳实施，根据《国家发展改革委关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》（发改价格规〔2019〕1658号）规定，结合我省实际，制定本实施方案。

　　一、改革措施

　　（一）2020年1月1日起，我省燃煤发电电量分为基数电量、已参与市场交易电量（简称已交易电量，下同）、新增参与市场交易电量（简称新增交易电量，下同）三部分。其中，基数电量为保障居民、农业用户、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的电量，燃煤发电机组的基数电量指导计划由省能源主管部门确定；已交易电量为燃煤发电机组2019年参与我省电力市场交易的电量；新增交易电量为燃煤发电机组总上网电量扣除基数电量和已交易电量后的电量。（省发展改革委、国家能源局南方监管局、省能源局负责）

　　（二）燃煤发电的基数电量执行基准价，基准价标准为我委已公布的该燃煤机组现行含脱硫、脱硝、除尘电价的上网电价标准，同时按规定继续执行超低排放电价政策；已交易电量按照现行电力市场交易规则继续参与电力市场交易；新增交易电量执行“基准价+上下浮动”的市场化价格机制。在我省电力现货市场实际运行前，已交易电量和新增交易电量的脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价仍按现有政策执行。（省发展改革委、国家能源局南方监管局、省能源局负责）

　　（三）燃煤发电新增交易电量的“基准价”指我委公布的该燃煤机组现行含脱硫、脱硝、除尘电价的上网电价标准；“上下浮动”中的上浮幅度不超过10%，我省统一为上浮不超过每千瓦时4.53分，2020年暂不上浮；下浮幅度不超过15%，我省统一为下浮不超过每千瓦时6.8分。（省发展改革委、国家能源局南方监管局、省能源局负责）

　　（四）燃煤发电新增交易电量的市场化价格机制全部在现行电力市场交易的“年度双边协商交易”中予以确定和落实。省能源主管部门确定全省燃煤发电新增交易电量并将其落实到相关燃煤发电机组；燃煤发电机组在与电力大用户或售电公司协商签订年度双边协商交易合同时，新增交易电量的上下浮动标准不得超过上述第（三）点的规定。（省发展改革委、省能源局、广东电力交易中心、相关发电企业负责）

　　（五）广东电力交易中心应对年度双边协商交易合同进行审核，按照价差从小到大的原则，优先认定新增交易电量，并确保合同符合上述第（四）点的规定。如合同不符合规定，广东电力交易中心应通知燃煤发电机组并退回合同，由燃煤发电机组重新协商签订合同直至符合规定。（广东电力交易中心、相关发电企业负责）

　　二、配套改革

　　（六）我省参与电力市场交易的电力用户的用电价格，继续按照电力市场交易规则执行，我省正式运行电力现货市场后，按现货市场的规则执行；不参与电力市场交易的用户用电价格，继续执行我委公布的目录电价。（省发展改革委、国家能源局南方监管局、省能源局负责）

　　（七）我省可再生能源发电等项目的电价机制中原参考或按照燃煤机组标杆上网电价执行的，改为参考或按照燃煤机组基准价执行，标准保持不变。（省发展改革委、广东电网公司、广州供电局、深圳供电局负责）

　　（八）燃煤发电上网电价完全由市场形成的，上网电价中包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。（省发展改革委、广东电网公司、广州供电局、深圳供电局负责）

　　（九）综合考虑我省推进电力现货市场建设及电价交叉补贴等情况，制定公布我省第二监管周期输配电价。（省发展改革委负责）

　　（十）完善辅助服务电价形成机制。通过市场机制形成燃煤机组参与调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务的价格，以补偿燃煤发电合理成本，保障电力系统安全稳定运行。探索建立容量补偿机制。（国家能源局南方监管局、省能源局负责）

　　三、保障措施

　　（十一）省级电网企业应优先保障我省居民、农业用户、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的用电,密切关注全省电力供需情况及电力市场交易变化情况，及时提出保障用电的意见及建议；省能源主管部门将根据情况动态调整各类发电计划和市场电量比例，确保我省电力供应安全可靠。（省能源局、广东电网公司、广州供电局、深圳供电局负责）

　　（十二）充分依托各地现有电力交易市场，积极发挥市场管理委员会作用，完善市场交易、运行等规则，规范市场主体交易行为，保障市场交易公平、公正、公开。（国家能源局南方监管局、省能源局负责）

　　（十三）加强对电力市场价格行为监管，及时查处电力市场中市场主体价格串通、实施垄断协议、滥用市场支配地位等违法违规价格行为。依托市场信用体系，构建市场主体价格信用档案，对价格违法形成予以联合惩戒。建立电力市场价格行为监管联合执法机制。（省市场监管局、省发展改革委、国家能源局南方监管局、省能源局负责）

　　（十四）定期监测全省电力市场交易情况及燃煤发电交易价格波动情况，评估价格波动的合理性。当交易价格出现异常波动时，依法及时采取干预措施。广东电力交易中心应定期报送电力市场交易相关情况，特别是燃煤发电新增交易电量市场化价格机制的落实情况。（省发展改革委、国家能源局南方监管局、省能源局、广东电力交易中心负责）

　　（十五）加强政策解读引导，向全部电力市场主体特别是燃煤发电企业全面、准确宣传国家和省的意见和方案，积极回应社会关切。（省发展改革委、国家能源局南方监管局、省能源局、广东电力交易中心负责）

　　四、执行时间

　　（十六）本方案自2020年1月1日起实施，我省电力现货市场实际运行后，按照电力现货市场的规则执行，不受上述“基准价+上下浮动”机制的限制。