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北極星售電網訊:北極星售電網獲悉，山東省發改委、山東省市場監督管理局、山東能監辦、山東省能源局聯合發佈了《山東省深化燃煤發電上網電價形成機制改革實施方案》的通知，取消煤電價格聯動機制，按照國家有關規定，將現行燃煤發電標杆上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，其中：基準價為每千瓦時0.3949元（含稅，下同），最高價格為0.4344元（上浮10%，2020年暫不上浮），最低價格為0.3357元（下浮15%）。
逐步擴大電力市場交易規模。嚴格按照市場規則和運營規則開展電力市場建設，除居民、農業、重要公用事業和公益性服務等行業電力用戶以及電力生產供應所必需的廠用電和線損之外，分批、分行業放開經營性電力用戶發用電計劃。
詳情如下：
各市發展改革委（能源局）、市場監管局，國網山東省電力公司，山東電力交易中心，華能山東發電有限公司、華電國際電力股份有限公司山東分公司、國家能源集團山東電力有限公司、大唐山東發電有限公司、國家電力投資集團公司山東分公司、華潤電力控股有限公司華東大區、神華國華壽光發電有限責任公司、山東核電有限公司：
根據國家發展改革委《關於深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》（發改價格規〔2019〕1658號）規定，省發展改革委、省市場監管局、山東能源監管辦、省能源局研究制定了《山東省深化燃煤發電上網電價形成機制改革實施方案》，已經省政府同意，現印發給你們，請認真貫徹落實。
山東省發展和改革委員會 山東省市場監督管理局
國家能源局山東監管辦公室 山東省能源局
2019年12月31日
山東省深化燃煤發電上網電價形成機制改革實施方案
根據國家發展改革委《關於深化燃煤發電上網電價形成機制改革的指導意見》（發改價格規〔2019〕1658號）等文件規定，經省政府同意，結合我省實際，制定本方案。
一、指導思想
有序推進全省電力市場化價格機制改革，加快確立市場在電力配置資源中的決定性作用。實施過程中，充分考慮全省電源結構特點，統籌處理好不同類型、不同環節電價之間的關係，穩定核電、可再生能源等上網電價政策，確保各項改革措施穩步推進。
二、改革內容
取消煤電價格聯動機制，按照國家有關規定，將現行燃煤發電標杆上網電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，其中：基準價為每千瓦時0.3949元（含稅，下同），最高價格為0.4344元（上浮10%，2020年暫不上浮），最低價格為0.3357元（下浮15%）。
三、配套政策
（一）穩定可再生能源發電價格補貼政策。可再生能源發電上網電價國網山東省電力公司承擔部分，由按燃煤發電標杆上網電價結算，調整為按基準價結算。省內小水電上網電價繼續按照每千瓦時0.37元標準執行。
（二）穩定承擔國產化任務的核電機組上網電價政策。對承擔AP1000自主化依託工程的山東核電有限公司海陽一期項目，2021年底之前設計利用小時以內電量上網電價，繼續按照每千瓦時0.4151元標準執行。到期根據國家有關規定另行確定。
（三）實行民生採暖型燃煤背壓機組兩部制電價政策。對供暖季正常運行、非供暖季關停、環保設施全部驗收合格、單機容量5萬千瓦及以下的民生採暖型燃煤背壓機組執行兩部制電價，即：非供暖季關停期間執行容量電價，其他時間按電量電價執行。
（四）完善燃煤自備電廠價格政策。2020-2022年，自備電廠企業按自發自用電量繳納政策性交叉補貼，繼續按照每千瓦時0.05元標準執行；系統備用費繼續按照每千瓦時0.02元（220千伏）、0.03元（110千伏）、0.035元（35千伏及以下）標準執行，承擔上述社會責任的自備機組，執行與公用機組相同的環保電價政策；企業自備機組轉公用運行（含關停、拆除）後，其參加電力市場直接交易執行階段性電價支持政策。
（五）探索制定電力市場燃煤機組容量補償政策。現貨市場初期，綜合考慮發電機組類型、容量級別、發電能耗等因素，測算燃煤發電機組固定成本，研究以容量電價（或發電機組固定成本補償，主要包括機組固定資產折舊、財務費用，市場供求關係確定的比例係數，以及機組的實際可用容量）方式補償參與現貨市場交易的燃煤發電機組固定成本。遠期探索建立容量市場，燃煤發電機組可以通過容量市場收回部分成本，以便在需求高峰時供市場調用，確保發電資源的長期充裕性。
四、保障機制
（一）建立電力市場監管機制。將參與電力市場交易的發電企業、電力用戶、電網企業、電力交易機構、電力調度機構和獨立輔助服務提供者等市場成員全部納入電力市場監管範圍。加強對參與交易的市場成員市場份額和市場力，價格、電量串謀等異常交易行為，以及電費結算、信息披露等制度的監管力度。依法查處電力市場中市場主體不執行電價政策、不按規定結算電費、價格串通等價格違法行為，以及實施壟斷協議、濫用市場支配地位、濫用行政權力排除限制競爭等違法行為。
（二）建立電力市場價格監測和風險防範機制。將山東電力交易中心納入省價格監測定點單位範圍，定期監測電價、電量信息，研究、評估價格波動情況，及時制定應對措施。
（三）建立政策性交叉補貼定期測算機制。結合電價改革進程，逐步減少工商業內部交叉補貼，妥善處理居民、農業用戶交叉補貼。現階段，政策性交叉補貼暫按居民和農業用電量乘以其合理輸配電價與實際輸配電價之差，計算居民、農業用電等享受的政策性交叉補貼總額。具備條件時，進一步測算更加準確合理的分電壓等級、分用戶類別政策性交叉補貼。國網山東省電力公司根據國家有關規定，定期向省發展改革委申報現有各類用戶電價間交叉補貼數額。
（四）健全輔助服務電價形成機制。現貨市場正式運行前,燃煤機組通過輔助服務市場機制形成調峰、調頻等輔助服務價格。現貨市場正式運行後，通過現貨市場調頻交易機制形成燃煤機組調頻價格，探索建立調頻費用由市場用戶和發電主體的分攤機制，以補償燃煤發電機組發電合理成本，保障電力系統安全穩定運行。
（五）逐步擴大電力市場交易規模。嚴格按照市場規則和運營規則開展電力市場建設，除居民、農業、重要公用事業和公益性服務等行業電力用戶以及電力生產供應所必需的廠用電和線損之外，分批、分行業放開經營性電力用戶發用電計劃。
五、職責分工
省發展改革委負責牽頭組織實施本方案，研究制定相關價格政策。省市場監管局根據價格監管職能，開展電力市場價格監管,加強反壟斷執法。山東能源監管辦負責完善輔助服務電價形成機制，根據監管職能，開展電力市場監管。省能源局負責電力市場建設相關工作。
本實施方案自2020年1月1日起執行。
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