贵州黔西南州：合理确定地方电网参与电力市场交易范围

北极星输配电网获悉，9月19日，黔西南州人民政府发布《关于进一步完善全州煤电网产电价形成机制的指导意见（试行）》（以下简称《意见（试行）》）。

《意见（试行）》指出，合理确定地方电网参与电力市场交易范围。深入贯彻落实《省发展改革委关于进一步深化我省电价市场化改革有关事项的通知》（黔发改价格〔2021〕769 号）和《省发展改革委关于<转发国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知>的通知》(黔发改价格〔2021〕854 号)文件精神，推动地方电网供电的 10kV 及以上电压等级的工商业用户及其他用电类别用户参与市场交易。

原文如下：

州人民政府关于印发《关于进一步完善全州煤电网产电价

形成机制的指导意见（试行）》的通知

黔西南府发〔2022〕8 号

各县、市人民政府，义龙新区管委会，州级各部门、各直属机构：

《关于进一步完善全州煤电网产电价形成机制的指导意见（试行）》经州人民政府同意，现印发你们，请结合实际抓好贯彻落实。

黔西南州人民政府办公室

2022 年 8 月 26 日

（此件公开发布）

关于进一步完善全州煤电网产电价形成机制的指导意见（试行）

关于进一步完善全州煤电网产电价形成机制的指导意见（试行）为深入推进黔西南州地方电网电力市场化改革，完善地方电网煤电网各环节电价形成机制，夯实“工业强州”战略实施的能源基础，进一步发挥地方电网对全州工业经济发展的带动作用，实现煤电网产全产业链高质量发展。结合工作实际，特制定本指导意见。

一、指导思想

坚持以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻落实《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》(中发〔2015〕9 号)、《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》（发改运行〔2018〕1027 号）、《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（发改运行〔2019〕1105号）、《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）、《省发展改革委关于进一步深化我省电价市场化改革有关事项的通知》（黔发改价格〔2021〕769 号）以及《关于支持贵州在新时代西部大开发上闯新路的意见》（国发〔2022〕2 号）等文件精神，坚持“一二三四”工作思路，围绕“四新”主攻“四化”，深入实施“煤电网产”发展战略，遵循市场经济基本规律和电力工业运行客观规律，建立健全科学的电价形成机制，持续发挥地方电网优势，全力实现煤电网产全产业链高质量发展。

二、工作目标

贯彻落实电力体制改革“管住中间、放开两头”总体要求，推动地方电网发电企业参与电力市场交易，实现电厂上网电价及时合理反映发电成本、市场供应状况、资源稀缺程度和环境保护支出，建立燃煤发电侧电价煤电联动机制。进一步加强对输配电环节的管制，规范输配电环节价格行为，形成科学合理、公开透明、激励有效的输配电价格，促进售电侧市场公平竞争，更好发挥政府作用。统筹推进“煤电网产”有效联动，实现煤电网产全产业链高质量发展。

三、工作内容

（一）合理确定地方电网参与电力市场交易范围

深入贯彻落实《省发展改革委关于进一步深化我省电价市场化改革有关事项的通知》（黔发改价格〔2021〕769 号）和《省发展改革委关于<转发国家发展改革委办公厅关于组织开展电网企业代理购电工作有关事项的通知>的通知》(黔发改价格〔2021〕854 号)文件精神，推动地方电网供电的 10kV 及以上电压等级的工商业用户及其他用电类别用户参与市场交易。

（二）完善发输配电价分段形成机制

落实电力体制改革厂网分开和市场化交易要求，推动发电企业与输配电企业独立核算，发电企业参与市场交易，最终形成用户、输配电企业、发电企业三方参与的电价形成机制。具体为：用户结算电价=电厂上网电价+输配电价+政府性基金及附加。

（三）建立燃煤发电煤电联动机制

1.建立燃煤发电上网电价煤电联动机制

燃煤发电上网电价根据燃煤发电厂单位供电完全成本进行确定，具体公式为：电厂上网电价=燃煤成本[标煤市场单价 P（元/大卡）×供电标煤耗(299 克/千瓦时）×7000 大卡/千克]+单位供电相对固定成本（折 0.1219 元/度）。

在当前经济形势严峻、电煤价格居高不下的情况下，电厂折旧按照减半执行，对相对固定成本影响约 0.015 元/度。在整体经济形势好转、电煤价格回落后，报经州人民政府常务会议确定后再行取消减半折旧政策。减半折旧后，公式调整为：电厂上网电价=燃煤成本[标煤市场单价 P（元/大卡）×供电标煤耗(299 克/千瓦时）×7000 大卡/千克]+单位供电相对固定成本（折 0.1069元/度）。

当电厂发电成本高于《省发展改革委关于进一步深化我省电价市场化改革有关事项的通知》（黔发改价格〔2021〕769 号）规定的最高限额时，燃煤发电上网电价按省最高限额 0.4218 元/千瓦时的价格执行；单位供电完全成本低于省最低限额时，燃煤发电上网电价按省最低限额 0.2812 元/千瓦时的价格执行，在此区间燃煤发电上网电价实行煤电联动。国家和省以后有新规定的从其规定。

2.建立电煤价格定期监测机制

为公平合理体现地方电网电煤价格，决定以州内统调电厂兴义电厂、普安电厂的电煤均价作为地方电网燃煤发电企业上网电价核定依据，由州能源局每日监测、按月汇总、季度公布，作为地方电网燃煤发电价格确定的依据。

3.建立燃煤发电上网电价周期调整机制

综合考虑燃煤价格波动和电力价格相对稳定等需要，按季度对燃煤发电上网电价进行调整，按照煤电联动价格机制，以州内统调电厂上一季度电煤价格为基础，在每季度第一日公布本季度燃煤发电上网电价。

（四）核定地方电网输配电价格

鉴于地方电网输配电尚未核定，综合考虑地方电网可持续发展需求，以地方电网运行成本为基础，参考贵州省发展改革委核定的贵州电网输配电价，各电压等级输配电价格暂定为：

220 千伏：0.0431 元/千瓦时；

110 千伏：0.0579 元/千瓦时；

35 千伏：0.0815 元/千瓦时；

10 千伏：0.1260 元/千瓦时。

（五）构建多元化的地方电网电价形成机制

1.积极推广以煤换电或代加工模式。鼓励用户主动购买电煤供应地方电网所属电厂，按照本意见确定的电价形成机制，双方达成一致后可另行确定电价，地方电网负责收取输配电费和燃煤发电的固定成本，代收政府性基金及附加。电煤价格降低取得的收益归属电煤提供企业。按此方式形成的电价不受本意见规定的调价周期影响。

2.鼓励用户和电厂签订较长周期供电合同。为实现电力价格相对稳定，避免电价频繁调整给企业预期带来的不利影响，根据双方对未来电煤市场变化的预判，在协商一致的基础上，可以签订较长期限的供电合同，不受调价周期限制。

（六）建立重点产业引导培育机制

在招商引资和产业培育工作中，对州、县（市、新区）政府确定重点发展的产业，按照企业对地方经济贡献增加值，州、县两级以适当方式给予奖补支持。其中：州政府确定支持的重点企业（项目），州、县（市、新区）按比例进行奖补，州级承担资金从州工业发展专项资金中统筹安排，县级承担资金列入县级财政预算。具体奖补方案由州工业和信息化局根据年度预算安排情况商州、县有关部门研究制定，并按程序报州政府常务会议审定后执行。县（市、新区）政府（管委会）确定支持的重点企业（项目），奖补支持方式由县（市、新区）政府（管委会）自行确定。

四、工作要求

（一）强化组织领导。成立由州政府主要领导任组长，州政府分管发展改革工作的领导任副组长，州发展改革委、州财政局、州工业和信息化局、州国资委、州能源局、州投资促进局和各县（市、新区）人民政府（管委会）主要负责同志为成员的全州煤电网产电价形成机制领导小组，统筹推进相关工作。领导小组下设办公室在州发展改革委，由州发展改革委主要负责同志任办公室主任，州国资委、州能源局、州投资促进局、金州电力主要负责同志为办公室成员。领导小组要及时研究国家、省关于电力改革的政策动态，并建立联席机制，定期召开联席会议研究解决改革工作中遇到的重大问题，确保电价改革工作落细落实。

（二）妥善处理存量。对已经签订供电合同的企业，按照“一企一策”要求进行处理，金州电力要本着诚信原则，继续执行已经签定的合同，合同期满后再按照本意见精神重新签订供电合同。

（三）强化政策执行。州发展改革委负责组织各县（市、新区）发展改革部门主动向有关企业宣传好地方电网电价改革政策，推动电价改革政策及时落地见效。州发展改革委、州能源局、州工业和信息化局等州直相关部门以及金州电力要协同推进电价改革工作，加强舆情监测预警，积极回应社会关切，为地方电网电价改革营造良好舆论环境。

（四）着力降低电煤成本。金州电力要全力加大电煤采购资金筹措与支付，加强资金保障力度，建立良好的电煤采购体系，发挥地方国有企业优势和煤电网产一体化优势，着力降低电煤成本。

（五）着力降低发电成本。地方电网燃煤发电厂要积极实施技术改造，不断提高机组技术水平，推动供电煤耗向国家标杆水平靠拢，着力降低供电煤耗；要加强调度管理，减少发电过程中油、气浪费，全力提高机组利用小时数，摊薄发电固定成本。