發(fā)改委：現(xiàn)行環(huán)保電價政策維持不變 繼續(xù)執(zhí)行現(xiàn)行超低排放電價政策
近日，發(fā)改委印發(fā)關于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見指出，為穩(wěn)步實現(xiàn)全面放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價目標，將現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。
配套改革包括，一是，健全銷售電價形成機制。通過市場化方式形成上網(wǎng)電價的工商業(yè)用戶用電價格，包括市場化方式形成上網(wǎng)電價、輸配電價（含交叉補貼和線損，下同）、政府性基金，不再執(zhí)行目錄電價。
二是，穩(wěn)定可再生能源發(fā)電價補機制和核電、燃氣發(fā)電、跨省跨區(qū)送電價格形成機制。納入國家補貼范圍的可再生能源發(fā)電項目上網(wǎng)電價在當?shù)鼗鶞蕛r（含脫硫、脫硝、除塵電價）以內(nèi)的部分，由當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)結算，高出部分按程序申請國家可再生能源發(fā)展基金補貼。核電、燃氣發(fā)電、跨省跨區(qū)送電價格形成機制等，參考燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價的，改為參考基準價。
三是，相應明確環(huán)保電價政策。執(zhí)行“基準價+上下浮動”價格機制的燃煤發(fā)電電量，基準價中包含脫硫、脫硝、除塵電價。
四是，規(guī)范交叉補貼調(diào)整機制。以2018年為基數(shù)，綜合考慮電量增長等因素，在核定電網(wǎng)輸配電價時統(tǒng)籌確定交叉補貼金額，以平衡電網(wǎng)企業(yè)保障居民、農(nóng)業(yè)用電產(chǎn)生的新增損益。
五是，完善輔助服務電價形成機制。通過市場機制形成燃煤機組參與調(diào)峰、調(diào)頻、備用、黑啟動等輔助服務的價格，以補償燃煤發(fā)電合理成本，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。對于燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份，可建立容量補償機制，容量電價和電量電價通過市場化方式形成。
國家發(fā)展和改革委員會關于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價
形成機制改革的指導意見
發(fā)改價格規(guī)〔2019〕1658號
各省、自治區(qū)、直轄市及計劃單列市、新疆生產(chǎn)建設兵團發(fā)展改革委（物價局），華能集團、大唐集團、華電集團、國家能源集團、國家電投集團、國投電力有限公司，國家電網(wǎng)有限公司、南方電網(wǎng)公司、內(nèi)蒙古電力（集團）有限責任公司：
為貫徹落實《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》、《中共中央 國務院關于推進價格機制改革的若干意見》精神，加快推進電力價格市場化改革，有序放開競爭性環(huán)節(jié)電力價格，提升電力市場化交易程度，經(jīng)國務院同意，現(xiàn)就深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革提出以下意見。
一、改革必要性
2004年以來，燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價及煤電價格聯(lián)動機制逐步建立，并成為上網(wǎng)側電價形成的重要基準，對規(guī)范政府定價行為、促進不同類型上網(wǎng)電價合理形成、優(yōu)化電力行業(yè)投資、引導電力企業(yè)效率改善、推動電力上下游產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展發(fā)揮了重要作用。近年來，隨著電力市場化改革的不斷深化，競爭性環(huán)節(jié)電力價格加快放開，現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制已難以適應形勢發(fā)展，突出表現(xiàn)為不能有效反映電力市場供求變化、電力企業(yè)成本變化，不利于電力上下游產(chǎn)業(yè)協(xié)調(diào)可持續(xù)發(fā)展，不利于市場在電力資源配置中發(fā)揮決定性作用。
黨中央、國務院關于電力體制改革和價格機制改革的相關文件明確提出，要堅持“管住中間、放開兩頭”，有序放開輸配以外的競爭性環(huán)節(jié)電力價格；2018年中央經(jīng)濟工作會議也明確要求提升電力市場化交易程度。當前，輸配電價改革已經(jīng)實現(xiàn)全覆蓋，“準許成本+合理收益”的定價機制基本建立；各地電力市場化交易規(guī)模不斷擴大，約50%的燃煤發(fā)電上網(wǎng)電量電價已通過市場交易形成，現(xiàn)貨市場已開始建立；全國電力供需相對寬松、燃煤機組發(fā)電利用小時數(shù)低于正常水平，進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革已具備堅實基礎和有利條件，應抓住機遇加快推進競爭性環(huán)節(jié)電力價格市場化改革。
二、總體思路和基本原則
（一）總體思路。堅持市場化方向，按照“管住中間、放開兩頭”的體制架構，進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價機制改革，加快構建能夠有效反映電力供求變化、與市場化交易機制有機銜接的價格形成機制，為全面有序放開競爭性環(huán)節(jié)電力價格、加快確立市場在電力資源配置中的決定性作用和更好發(fā)揮政府作用奠定堅實基礎。
（二）基本原則。
堅持整體設計，分步推進。按照市場化改革要求，既要強化頂層設計，凡是能放給市場的堅決放給市場，政府不進行不當干預；又要分步實施，有序擴大價格形成機制彈性，防止價格大幅波動，逐步實現(xiàn)全面放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價，確保改革平穩(wěn)推進。
堅持統(tǒng)籌謀劃，有效銜接。充分考慮不同類型、不同環(huán)節(jié)電價之間的關系，統(tǒng)籌謀劃好核電、水電、燃氣發(fā)電、新能源上網(wǎng)電價形成機制，以及不同類型用戶銷售電價形成機制，確保深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價機制改革措施有效銜接。
堅持協(xié)同推進，保障供應。充分認識改革的復雜性，廣泛聽取意見建議，強化配套保障措施，確保改革有序開展。加快推進電力市場建設，協(xié)同深化電量、電價市場化改革，確保電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，保障電力供應。
堅持強化監(jiān)管，規(guī)范有序。按照放管并重的要求，加強電力價格行為監(jiān)管，建立價格異常波動調(diào)控機制，健全市場規(guī)范、交易原則、電力調(diào)度、資金結算、風險防范、信息披露等制度，確保燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價合理形成。
三、改革舉措
（一）為穩(wěn)步實現(xiàn)全面放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價目標，將現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制。基準價按當?shù)噩F(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。對電力交易中心依照電力體制改革方案開展的現(xiàn)貨交易，可不受此限制。國家發(fā)展改革委根據(jù)市場發(fā)展適時對基準價和浮動幅度范圍進行調(diào)整。
（二）現(xiàn)執(zhí)行標桿上網(wǎng)電價的燃煤發(fā)電電量，具備市場交易條件的，具體上網(wǎng)電價由發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等市場主體通過場外雙邊協(xié)商或場內(nèi)集中競價（含掛牌交易）等市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內(nèi)形成，并以年度合同等中長期合同為主確定；暫不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業(yè)用戶用電對應的電量，仍按基準價執(zhí)行。
（三）燃煤發(fā)電電量中居民、農(nóng)業(yè)用戶用電對應的電量仍按基準價執(zhí)行。
（四）燃煤發(fā)電電量中已按市場化交易規(guī)則形成上網(wǎng)電價的，繼續(xù)按現(xiàn)行市場化規(guī)則執(zhí)行。
（五）燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革后，現(xiàn)行煤電價格聯(lián)動機制不再執(zhí)行。
四、配套改革
（一）健全銷售電價形成機制。通過市場化方式形成上網(wǎng)電價的工商業(yè)用戶用電價格，包括市場化方式形成上網(wǎng)電價、輸配電價（含交叉補貼和線損，下同）、政府性基金，不再執(zhí)行目錄電價。由電網(wǎng)企業(yè)保障供應的用戶用電價格，繼續(xù)執(zhí)行各地目錄電價。其中，居民、農(nóng)業(yè)用電繼續(xù)執(zhí)行現(xiàn)行目錄電價，確保價格水平穩(wěn)定。
（二）穩(wěn)定可再生能源發(fā)電價補機制和核電、燃氣發(fā)電、跨省跨區(qū)送電價格形成機制。納入國家補貼范圍的可再生能源發(fā)電項目上網(wǎng)電價在當?shù)鼗鶞蕛r（含脫硫、脫硝、除塵電價）以內(nèi)的部分，由當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)結算，高出部分按程序申請國家可再生能源發(fā)展基金補貼。核電、燃氣發(fā)電、跨省跨區(qū)送電價格形成機制等，參考燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價的，改為參考基準價。
（三）相應明確環(huán)保電價政策。執(zhí)行“基準價+上下浮動”價格機制的燃煤發(fā)電電量，基準價中包含脫硫、脫硝、除塵電價。仍由電網(wǎng)企業(yè)保障供應的電量，在執(zhí)行基準價的基礎上，繼續(xù)執(zhí)行現(xiàn)行超低排放電價政策。燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價完全放開由市場形成的，上網(wǎng)電價中包含脫硫、脫硝、除塵電價和超低排放電價。
（四）規(guī)范交叉補貼調(diào)整機制。以2018年為基數(shù)，綜合考慮電量增長等因素，在核定電網(wǎng)輸配電價時統(tǒng)籌確定交叉補貼金額，以平衡電網(wǎng)企業(yè)保障居民、農(nóng)業(yè)用電產(chǎn)生的新增損益。
（五）完善輔助服務電價形成機制。通過市場機制形成燃煤機組參與調(diào)峰、調(diào)頻、備用、黑啟動等輔助服務的價格，以補償燃煤發(fā)電合理成本，保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。對于燃煤機組利用小時嚴重偏低的省份，可建立容量補償機制，容量電價和電量電價通過市場化方式形成。
五、實施安排
（一）各地要結合當?shù)厍闆r組織開展燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價機制改革，制定細化實施方案，經(jīng)省級人民政府批準后，于2019年11月15日前報國家發(fā)展改革委備案。尚不具備條件的地方，可暫不浮動，按基準價（即現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價）執(zhí)行，F(xiàn)貨市場實際運行的地方，可按現(xiàn)貨市場規(guī)則執(zhí)行。
（二）實施“基準價+上下浮動”價格機制的省份，2020年暫不上浮，確保工商業(yè)平均電價只降不升。國家發(fā)展改革委可根據(jù)情況對2020年后的浮動方式進行調(diào)控。
（三）國家發(fā)展改革委動態(tài)跟蹤實施情況，結合電力體制改革總體進展，適時開展評估調(diào)整。
六、保障措施
（一）強化居民、農(nóng)業(yè)等電力保障。居民、農(nóng)業(yè)用電電量以及不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業(yè)用戶電量，由電網(wǎng)企業(yè)保障供應，主要通過優(yōu)先發(fā)電計劃保障，不足部分由所有參與電力市場的發(fā)電企業(yè)機組等比例保障。
（二）規(guī)范政府行為。各地要堅持市場化方向，按照國家制定的市場規(guī)則和運營規(guī)則來開展市場建設和電力交易，對用戶和發(fā)電企業(yè)準入不得設置不合理門檻，在交易組織、價格形成等過程中，不得進行不當干預。
（三）加強電力市場價格行為監(jiān)管。充分依托各地現(xiàn)有電力交易市場，積極發(fā)揮市場管理委員會作用，完善市場交易、運行等規(guī)則，規(guī)范市場主體交易行為，保障市場交易公平、公正、公開。積極配合市場監(jiān)管部門及時查處電力市場中市場主體價格串通、實施壟斷協(xié)議、濫用市場支配地位等違法違規(guī)價格行為，以及地方政府濫用行政權力排除、限制競爭的行為。鼓勵市場主體參與價格監(jiān)督。依托市場信用體系，構建市場主體價格信用檔案，對價格違法行為予以聯(lián)合懲戒。
（四）建立電價監(jiān)測和風險防范機制。價格主管部門定期監(jiān)測燃煤發(fā)電交易價格波動情況，評估價格波動的合理性。當交易價格出現(xiàn)異常波動時，依法及時采取干預措施，確保燃煤發(fā)電價格形成機制改革平穩(wěn)有序推進。
（五）加強政策解讀引導。采取多種方式全面、準確解讀深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革政策，加強輿情監(jiān)測預警，積極回應社會關切，做好應急預案，為改革營造良好輿論環(huán)境。
本指導意見自2020年1月1日起實施。各地價格主管部門、電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)要充分認識深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的重要性、緊迫性和復雜性、艱巨性，切實擔當起主體責任，精心細化改革實施方案，認真抓好落實，確保改革平穩(wěn)實施。
深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革答記者問
為堅持市場化方向，進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革，平穩(wěn)有序放開競爭性環(huán)節(jié)電力價格，經(jīng)國務院同意，日前國家發(fā)展改革委出臺《關于深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革的指導意見》。國家發(fā)展改革委有關負責人就相關情況回答了記者提問。
問：為什么要深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革？
答：中共中央、國務院《關于推進價格機制改革的若干意見》和《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》明確提出，要按照“管住中間，放開兩頭”的體制架構，推進電價市場化改革，有序放開競爭環(huán)節(jié)電價，建立主要由市場決定價格的機制，這為深化電價市場化改革指明了方向。燃煤發(fā)電是保障我國電力供應的主力電源，平穩(wěn)有序放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價，是電價市場化改革的重點任務，也是深化電力市場化改革的關鍵。為深入貫徹落實黨中央、國務院決策部署，迫切需要抓住時機，進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革。
深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革是推進電價市場化改革的必然要求。2004年，經(jīng)國務院批準，我委建立了現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價和煤電聯(lián)動機制，這一機制的建立和運行，對規(guī)范政府定價行為、促進發(fā)電側價格體系合理形成、激勵電力企業(yè)效率提升、推動煤電及上下游產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展發(fā)揮了重要作用。當前，隨著電力體制改革的不斷推進，現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價和煤電聯(lián)動機制不適應形勢發(fā)展變化的矛盾越來越突出。首先，難以反映電力市場供求變化。燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價基于成本因素確定，難以及時、準確地反映電力供求關系變化，特別是難以適應近年來電力供求相對寬松的形勢。其次，難以反映燃煤發(fā)電成本變化。近幾年，電煤價格高位運行，燃煤發(fā)電成本上升，但在電力供求相對寬松的背景下，燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價難以聯(lián)動上調(diào)。第三，難以繼續(xù)發(fā)揮“定價之錨”作用。燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價是不同電源、環(huán)節(jié)電力定價的“錨”，因價格缺乏彈性且自身形成機制不完善，導致其“定價之錨”作用明顯減弱，客觀上不利于水電、核電、燃氣發(fā)電等上網(wǎng)電價以及跨省跨區(qū)送電價格的合理形成？偟目矗F(xiàn)行價格機制已難以繼續(xù)形成有效的價格信號，迫切需要堅持問題導向，加快推進市場化改革。
深化燃煤發(fā)電價格形成機制改革有利于促進電力體制改革、優(yōu)化電力資源配置。近年來，我國電力體制改革不斷深化。電價改革是電力體制改革的核心之一，與電力市場建設、售電側改革、放開發(fā)用電計劃等其他專項改革相互交融、互為支撐。深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價改革，構建市場化的價格形成機制，平穩(wěn)有序放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價，將有力推動電力交易市場建設發(fā)展，加快形成能夠有效反映電力供求變化、體現(xiàn)煤電功能作用的價格信號。這將對協(xié)同推進電力體制改革，促進發(fā)電行業(yè)結構調(diào)整，優(yōu)化電力資源配置，推動電力、煤炭上下游行業(yè)協(xié)調(diào)發(fā)展，保障能源供應安全發(fā)揮重要作用。
深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價形成機制改革具備堅實基礎。當前是深化市場化改革的難得時機，具備諸多有利條件。首先，輸配電價改革已實現(xiàn)全覆蓋，“準許成本+合理收益”的定價機制基本建立；經(jīng)營性發(fā)用電計劃已經(jīng)全面放開，市場化交易條件加快健全。其次，電力市場化交易規(guī)模不斷擴大。2018年，全國市場化交易電量約2.17萬億千瓦時，比2017年增長30.7%。電力現(xiàn)貨市場開始建立。發(fā)電企業(yè)、售電公司、電力用戶等主體的市場意識加快形成，各類主體參與市場交易的意愿不斷增強。第三，當前電力供需總體相對寬松，燃煤機組發(fā)電利用小時數(shù)連年低于設計利用水平，市場化交易電價明顯低于燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價，市場化改革后燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價不具備上漲的基礎。
問：此次改革的總體思路和核心內(nèi)容是什么？
答：此次改革，總體思路是貫徹落實黨中央、國務院決策部署，按照“放開兩頭”的要求，堅持市場化方向，構建“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，平穩(wěn)有序地放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價。在方向上，強調(diào)凡是能放給市場的堅決放給市場，政府不進行不當干預，最大程度放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價，為全面放開競爭性環(huán)節(jié)電力價格、加快確立市場在電力資源配置中的決定性作用奠定堅實基礎。在方法上，強調(diào)平穩(wěn)有序、分步實施，逐步擴大價格形成機制彈性，防范簡單放開引發(fā)價格大幅波動，穩(wěn)步實現(xiàn)全面放開燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價目標，確保改革平穩(wěn)推進。
核心改革內(nèi)容包括五個方面：一是將現(xiàn)行燃煤標桿上網(wǎng)電價機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，基準價按各地現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定，浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。國家發(fā)展改革委適時對基準價和浮動范圍進行調(diào)整。二是現(xiàn)執(zhí)行標桿上網(wǎng)電價的燃煤發(fā)電電量中，具備市場交易條件的，上網(wǎng)電價由市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內(nèi)形成，并以年度合同為主確定；現(xiàn)貨市場實際運行的地方，可按現(xiàn)貨市場規(guī)則執(zhí)行；暫不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業(yè)用戶用電對應的電量，仍按基準價執(zhí)行。三是燃煤發(fā)電電量中居民、農(nóng)業(yè)用戶用電對應的電量仍按基準價執(zhí)行。四是已按市場化交易規(guī)則形成上網(wǎng)電價的燃煤發(fā)電電量，繼續(xù)按現(xiàn)行市場化規(guī)則執(zhí)行。五是改革后，現(xiàn)行煤電價格聯(lián)動機制不再執(zhí)行。
問：此次改革會對電力市場發(fā)展、煤電行業(yè)發(fā)展、電力用戶等帶來哪些影響？
答：此次改革，將對電力體制改革、電力市場發(fā)展、行業(yè)上下游發(fā)展和降低用戶用電成本等多個領域產(chǎn)生廣泛和積極的影響，可概括為“四個有利于”。
一是有利于加快確立市場在電力資源配置中的決定性作用、更好發(fā)揮政府作用。當前，我國燃煤發(fā)電量約占全部發(fā)電量的65%。此次改革將燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價和煤電價格聯(lián)動機制改為“基準價+上下浮動”的市場化價格機制，可以有效反映電力供求變化，促進電力資源進一步優(yōu)化配置。
二是有利于促進電力市場加快發(fā)展。此次改革明確執(zhí)行“基準價+上下浮動”市場化價格機制的上網(wǎng)電量，具體價格由交易雙方通過市場化方式形成，這將顯著增大市場交易主體數(shù)量、拓展市場交易規(guī)模，為電力交易市場規(guī)范發(fā)展、售電公司加快發(fā)展創(chuàng)造巨大空間。
三是有利于煤電及上下游行業(yè)平穩(wěn)健康發(fā)展。此次改革更加注重著眼中長期加快健全市場化價格形成機制，通過促進電力市場發(fā)展、輔助服務市場培育，推動煤電行業(yè)結構調(diào)整，實現(xiàn)高質(zhì)量發(fā)展。同時，考慮到各地情況差異較大，明確短期內(nèi)暫不具備市場交易條件的電量仍可按基準價執(zhí)行，有利于保障行業(yè)上下游平穩(wěn)運行。
四是有利于促進降低企業(yè)用電成本。當前，全國電力供需相對寬松。抓住時機深化改革，將燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價和煤電價格聯(lián)動機制改為“基準價＋上下浮動”的市場化機制，且明確2020年電價暫不上浮，有利于充分發(fā)揮市場機制作用，更好發(fā)揮政府調(diào)控作用，進一步降低企業(yè)用電成本。
問：改革實施后，各類用戶用電成本會有什么變化？
答：簡單講，改革后各類用戶的用電成本將呈現(xiàn)“三不變，一降低”。
一是居民、農(nóng)業(yè)用戶電價水平不變，由電網(wǎng)企業(yè)保障供應，銷售電價繼續(xù)執(zhí)行各地目錄電價，確保價格水平穩(wěn)定，不會增加居民、農(nóng)業(yè)用電負擔。
二是已參與電力市場化交易的用戶電價水平不變，繼續(xù)按現(xiàn)行市場規(guī)則形成價格。
三是不具備市場交易條件或沒有參與市場交易的工商業(yè)用戶電價水平不變，可繼續(xù)執(zhí)行各地目錄電價。
四是采用“基準價+上下浮動”方式參與市場的用戶電價水平有所降低。改革為現(xiàn)未參與市場交易的電力用戶增加了一種選擇，且明確2020年暫不上浮，確保工商業(yè)平均電價只降不升。
問：現(xiàn)行燃煤發(fā)電的環(huán)保電價政策會有什么變化？
答：改革明確現(xiàn)行環(huán)保電價政策維持不變。執(zhí)行“基準價+上下浮動”市場化價格機制的燃煤發(fā)電電量，原標桿上網(wǎng)電價包含的脫硫、脫硝、除塵電價，基準價仍然包含。由電網(wǎng)企業(yè)保障供應的電量，在執(zhí)行基準價的同時，繼續(xù)執(zhí)行現(xiàn)行超低排放電價政策。燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價完全放開由市場形成的，上網(wǎng)電價中包含脫硫、脫硝、除塵電價和超低排放電價，保持現(xiàn)行規(guī)則不變。
問：改革后，原來與燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價相關聯(lián)的其他電源電價政策如何銜接？
答：改革明確穩(wěn)定可再生能源發(fā)電價補機制和核電、燃氣發(fā)電、跨省跨區(qū)送電等價格形成機制，原先參考燃煤發(fā)電上網(wǎng)標桿電價的，改為參考基準價。
納入國家補貼范圍的可再生能源發(fā)電項目上網(wǎng)電價在當?shù)厝济喊l(fā)電基準價以內(nèi)的部分，由當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)結算，高出部分按程序申請國家可再生能源發(fā)展基金補貼。
新投產(chǎn)核電機組所在地燃煤發(fā)電基準價高于全國核電標桿上網(wǎng)電價（0.43元/千瓦時）的，新投產(chǎn)核電機組上網(wǎng)電價執(zhí)行全國核電標桿上網(wǎng)電價；所在地燃煤發(fā)電基準價低于0.43元/千瓦時的，新投產(chǎn)核電機組上網(wǎng)電價執(zhí)行所在地燃煤發(fā)電基準價。
各地在核定燃氣發(fā)電上網(wǎng)電價時，最高電價不得超過當?shù)厝济喊l(fā)電基準價0.35元/千瓦時。
送、受電省份在協(xié)商跨省跨區(qū)送電價格時，原參考受電省份燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價的，改為參考受電省份燃煤發(fā)電基準價。
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