各设区市、省直管县（市）发展改革委，赣江新区经发局，省直有关部门，国网江西省电力有限公司，江西电力交易中心，各市场交易主体：

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）要求，经省政府同意，报国家发展改革委备案，现将《江西省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》印发给你们，请认真贯彻落实。  

                                                                     2019年12月25日

江西省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案 

为加快推进我省电力价格市场化改革，有序放开竞争性环节电力价格，提升电力市场化交易程度，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）要求，结合我省实际，制定本实施方案。

一、总体思路和基本原则

（一）总体思路。

坚持市场化方向，按照“管住中间、放开两头”的体制架构，进一步深化燃煤发电上网电价机制改革，加快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，为全面有序放开竞争性环节电力价格、加快确立市场在电力资源配置中的决定性作用和更好发挥政府作用奠定坚实基础。

（二）基本原则。

坚持市场导向，分步实施。按照市场化改革要求，凡是能放给市场的坚决放给市场，政府不进行不当干预。分步实施，有序扩大价格形成机制弹性，防止价格大幅波动，逐步实现全面放开燃煤发电上网电价。

坚持协同推进，配套落实。统筹处理好水电、燃气发电、新能源上网电价形成机制，完善不同类型用户销售电价形成机制。加快推进电力市场建设，确保电力系统安全稳定运行，保障电力供应。

坚持强化监管，规范有序。加强电力价格行为监管，建立价格异常波动调控机制，健全市场规范、交易原则、电力调度、资金结算、风险防范、信息披露等制度，确保燃煤发电上网电价合理形成。

二、改革措施

（一）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。2020年1月1日起，基准价按现行燃煤发电标杆上网电价每千瓦时0.4143元（含税）确定，浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，并根据国家发展改革委对基准价和浮动幅度调控情况适时进行调整。对省电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易，可不受此限制。

（二）燃煤发电电量中具备市场交易条件的，具体上网电价由发电企业、售电公司、电力用户等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。

（三）燃煤发电电量中居民、农业用户用电对应的电量，以及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对应的电量，现执行标杆上网电价的，改按基准价执行；现未执行标杆上网电价的，暂按现行上网电价执行，今后根据国家政策适时调整。

（四）燃煤发电电量中已按市场化交易规则形成上网电价的，继续按现行市场化规则执行。

三、配套措施

（一）销售电价形成机制。通过市场化方式形成上网电价的工商业用户用电价格，包括市场化方式形成上网电价、输配电价（含交叉补贴和线损，下同）、政府性基金，不再执行目录电价。由电网企业保障供应的用户用电价格，继续执行我省目录电价。其中，居民、农业用电继续执行现行目录电价，确保价格水平稳定。

（二）可再生能源发电价补机制和天然气分布式发电项目、企业自备电厂富余上网电量价格形成机制。纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价，参考燃煤发电标杆上网电价由江西电网结算的部分，改为参考基准价结算，高出基准价的部分继续按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。天然气分布式发电项目、企业自备电厂富余上网电量价格形成机制等，参考燃煤发电标杆上网电价的，改为参考基准价。

（三）环保电价政策。执行“基准价+上下浮动”价格机制的燃煤发电电量，基准价中包含脱硫、脱硝、除尘电价。仍由电网企业保障供应的电量，在执行基准价的基础上，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。

（四）交叉补贴调整机制。以2018年为基数，综合考虑电量增长等因素，在国家核定江西电网输配电价时统筹确定交叉补贴金额，以平衡电网企业保障居民、农业用电产生的新增损益。

（五）辅助服务电价形成机制。建立健全燃煤机组调峰、调频、备用、黑启动等辅助服务市场化机制，以补偿燃煤发电合理成本，保障电力系统安全稳定运行。结合我省实际情况，逐步建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。

四、保障措施

（一）确保平稳过渡。实施“基准价+上下浮动”价格机制的燃煤发电电量，2020年暂不上浮，确保工商业平均电价只降不升。

（二）强化居民、农业等电力保障。居民、农业用电电量以及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量，主要通过年度优先发电和基数电量计划保障，由电网企业按统购统销模式保障供应。

（三）建立电力市场监管机制。依法将参与电力市场交易的发电企业、电力用户、电网企业、电力交易机构、电力调度机构和独立辅助服务提供者等市场成员纳入电力市场监管范围。加大对参与交易市场成员的市场份额、价格、电量串谋等异常交易行为，以及电费结算、信息披露等制度的监管力度。依法查处电力市场中不执行电价政策、不按规定结算电费、价格串通、操纵市场价格等价格违法行为，以及实施垄断协议、滥用市场支配地位等违法违规行为，以及政府部门滥用行政权力排除、限制竞争的行为。依托市场信用体系，构建市场主体价格信用档案，依法依规对价格违法行为主体实施联合惩戒。

（四）建立电价监测和风险防范机制。建立电力市场价格监测报告制度，将江西电力交易中心纳入省价格监测定点单位，定期监测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，确保燃煤发电价格形成机制改革平稳有序推进。

（五）按规定完善电力用户市场准入机制。坚持市场化方向，严格按照国家制定的市场规则和运营规则来开展市场建设和电力交易，对用户和发电企业准入不得设置不合理门槛，在交易组织、价格形成等过程中，不得进行不当干预。

五、职责分工

省发展改革委负责牵头组织实施本方案，会同省直有关部门、电网企业、重点发电企业建立落实国家深化燃煤发电上网电价形成机制改革推进工作小组，统筹推进改革措施进展情况，研究解决工作中遇到的问题。省市场监管局根据价格监管职能，开展电力市场价格监管,加强反垄断执法。省能源局负责按规定完善辅助服务电价形成机制和电力市场用户准入机制，并依法依规开展电力市场监管。各单位根据职能分工，负责解读相关改革政策，积极回应社会关切，为改革营造良好舆论环境。

本方案自2020年1月1日起实施。

文章来源：http://drc.jiangxi.gov.cn/art/2019/12/26/art_14590_1300627.html