各州市发展和改革委员会，云南电网有限责任公司，相关发电企业：

为贯彻落实《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）精神，经省人民政府批准，制定了《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的实施方案》，现印发给你们，请遵照执行。

附件：关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的实施方案

云南省发展和改革委员会

2020年3月16日

（此件公开发布）

关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的实施方案

按照《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》和《中共中央国务院关于推进价格机制改革的若干意见》精神，我省积极推进电价市场化改革，有序放开除公益性电量外的上网电价，不断扩大市场化交易规模，基本建立了市场决定价格的电力价格形成机制，在供给侧结构性改革降成本中发挥了重要作用。为巩固和完善电力市场化改革成果，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）（以下简称《指导意见》）精神，结合云南实际，现提出以下实施方案：

一、坚持市场化改革方向

2016年，按照“管住中间，放开两头”的总体思路，国家发展改革委在开展成本监审基础上核定了云南电网分电压等级输配电价，为电力改革奠定了基础。为深化电力供给侧改革，发挥好市场配置资源的决定性作用，我省全面放开燃煤发电上网电价，着力构建了能及时反映市场供求变化的电价形成机制。并且，在年度电力市场化交易方案中明确了保障电网安全稳定运行的燃煤发电优先上网电量和电价，初步确立市场在资源配置中的决定性地位，更好发挥了政府作用。按照深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见，我省将坚持市场化改革方向，不断完善市场化机制，健全市场决定价格的机制。

二、燃煤发电上网电价继续按现行市场化方式形成

云南电网统调燃煤发电电量继续按现行市场化方式形成。按照《指导意见》规定，煤电价格联动机制不再执行，燃煤发电标杆上网电价改为基准价，基准价为我省电价市场化改革前的燃煤发电标杆上网电价为每千瓦时0.3358元，国家发展改革委根据市场发展适时对基准价和浮动幅度范围进行调整的，我省相应调整。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、确保销售电价水平稳定

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）、政府性基金及附加，不再执行目录电价。由电网企业保障供应的用户用电价格，继续执行云南电网目录电价。居民、农业用电价格保持稳定。一般工商业电力用户严格执行《云南省发展和改革委员会转发国家发展改革委关于降低一般工商业电价文件的通知》（云发改价格〔2019〕454号）规定的一般工商业用户电价标准。

四、稳定可再生能源发电价补机制

纳入国家补贴范围的可再生能源发电项目上网电价在云南燃煤发电基准价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由电网企业结算，高出部分按程序申请国家可再生能源发展基金补贴。其他参考燃煤发电标杆上网电价的价格形成机制，改为参考基准价。

五、相应明确环保电价政策

保障电网安全稳定运行的云南电网统调燃煤电厂上网电量由云南电网统购，在执行基准价的基础上，继续执行现行超低排放电价政策，上网电价为每千瓦时0.3458元，计入云南电网购电成本。其余燃煤发电量上网电价继续通过市场化方式形成，上网电价中包含脱硫、脱硝、除尘电价和超低排放电价。

六、规范交叉补贴调整机制

以2018年为基数，综合考虑电量增长等因素，在核定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。

七、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。

八、研究建立容量补偿机制

针对我省燃煤机组利用小时严重偏低的实际，以及我省来水不确定性对火电企业发电产生的影响，由省发展和改革委员会同省能源局在2020年底前，研究建立容量补偿机制，容量电价和电量电价通过市场化方式形成。

九、加强电力市场价格行为监管

电力运行主管部门要加强对昆明电力交易中心的监管，积极发挥市场管理委员会作用，完善市场化交易、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。价格主管部门主动与市场监管部门沟通，充分发挥部门会商机制作用，配合市场监管部门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，以及地方政府滥用行政权力排除、限制竞争的行为。鼓励市场主体参与价格监督。依托市场信用体系，构建市场主体价格信用档案，对价格违法行为予以联合惩戒。