前几天，国家发改委发表了《关于深化燃煤发电网络电价构成机制改革的指导意见》(以下全称《指导意见》)，具体将现行燃煤发电基准网络电价机制恢复到基准价格浮动的市场化价格机制。该《指导意见》的实施标志着电价改革在坚决的市场化方向上迈出了新的重要步伐。随着《指导意见》的执行，竞争性环节的电价不会放松，电力市场化交易水平会进一步提高，规模会进一步扩大，不利于放松市场在电力资源配置中的决定性，恢复电力商品的属性。《指导意见》总共包括六个部分，五项最重要的改革措施、五项辅助改革措施，为燃煤发电网络电费构成机制改革工作的实际落地说明了方向。

笔者指出，《指导意见》全文一直坚定地实现电价市场化改革的主线和核心，以急剧进步为基础，不利于大力、稳定、有序进行电价市场化改革。现阶段，中国燃煤发电项目的网络电量主要包括计划电量(或基数电量)部分和市场交易电量部分。根据2018年中国电力企业联合会的统计数据，计划电力(或基数电力)部分约占57%，市场化交易电力约占43%。

党中央、国务院明确提出文件，必须有序放配送以外竞争性环节的电力价格。2019年底，中央经济工作会议也进一步明确提出提高电力市场化交易程度。在此背景下，现在继续执行基准网络电费的燃煤发电量转移到市场的创造条件成为必然的选择。

此次《指导意见》改革涉及的是未转入市场的燃煤发电量(或基数电量)。改革后，原部分燃煤发电网络电价由发电企业、采购企业、电力用户等市场主体通过场外双边协商或场内集中竞争价格(不包括上海证券交易所交易)等市场化方式构成。可行性估计，除了电网企业确保供应的居民、农业用户电力外，本次改革将42%的燃煤发电网络电力转移到市场建设条件外，电力市场化交易程度必将大幅提高。

承认各方面的合理利益表达意见，以急剧有序前进为实施战略是我国40多年价格改革的成功经验。本次《指导意见》也遵循了该改革的实施脉络，在坚决市场化方向的前提下，合理关注各方面的意见，有序、急剧推进改革的前进。(1)确保民用电价格一定对与基本民用有关的居民、农业用户，为了防止市场化用户对这类用户的价格冲击，指导意见具体的煤炭发电量中居民、农业用户的电力对应的电力仍按基准价格继续，这类用户也继续实行现在的目录电力价格，确保居民、农业等电力价格的基本稳定。

(二)供求双方利益指导意见明确提出，在政策过渡期间，原部分规划电力网络电价由市场化方式构成，但与几乎市场化竞争没有一定差异的，可以说是限制竞争方式，市场竞争价格限制在基准价格和上下浮动范围内，浮动幅度范围大约为10%与2018年度统计统计数据相比，在当前供超过的整体供求形势下，15%的下降系数基本上可以复盖面积大部分省市场交易电力的实际下降水平[根据中国电力企业联合会的统计数据，2018年度全国煤电参与市场交易的部分电力价格比燃煤基准电力价格的平均下降率为11.24%。]但是，对于新疆、宁夏等市场竞争白热化的省份，浮游上限的设置可以很好地防止煤电企业的经营风险发生防火墙，防止改革前进带来的巨大煤电企业的经营压力。另外，考虑到可再生能源占大幅度提高的电力系统，煤电本质上更好地分担了系统辅助服务和容量可用功能。

为了反映合理性和公平性，《指导意见》在辅助改革措施中明确提出完善的辅助服务电费构成机制，补偿燃煤发电的合理成本。建议在燃煤机组利用小时数相当高的省份，建立容量补偿机制。同时，对于这个轮流进入市场的工商用户，由于原作的最低下潜系数不到10%，2020年下潜暂停，这样的用户进入市场的价格风险也基本上很有效率。(三)稳定发电外侧网络电价系统在原政策系统中，燃煤机组基准网络电价一般是参考系统，新能源网络电价补偿部分、核电、燃气发电、跨省区域检查价格与燃煤机组基准网络电价相互关联。

为了防止煤电价格调整对其他类型电源价格的过大影响，《指导意见》认为，上述各种发电、检查项目参考系仍被订购为相同的基准价格，与基准价格的上下浮动暂缓。《指导意见》在执行决定部分的具体情况下，各地要融合当地情况制定细分实施方案。笔者建议，在细分化实施方案中，各地应根据当地实际情况，重点细分继续执行标准价格，降低浮动价格机制这一部分燃煤发电量的市场化交易方式，创造新参与市场的工商用户用电价格和原天内电价政策的交易，保证改革明确提出的核心措施稳定落地。

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