扩大市场交易电价上下浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。
推动工商业用户都进入市场。各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成，首次向代理用户售电时，至少提前1个月通知用户。已参与市场交易、改为电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。
鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。
通知全文
国家发展改革委关于进一步深化
燃煤发电上网电价市场化改革的通知
发改价格〔2021〕1439号
各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委，华能集团、大唐集团、华电集团、国家电投集团、国家能源集团、国投电力有限公司，国家电网有限公司、南方电网有限责任公司、内蒙古电力（集团）有限责任公司：
为贯彻落实党中央、国务院决策部署，加快推进电价市场化改革，完善主要由市场决定电价的机制，保障电力安全稳定供应，现就进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革及有关事宜通知如下：
一、总体思路
按照电力体制改革“管住中间、放开两头”总体要求，有序放开全部燃煤发电电量上网电价，扩大市场交易电价上下浮动范围，推动工商业用户都进入市场，取消工商业目录销售电价，保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用、更好发挥政府作用，保障电力安全稳定供应，促进产业结构优化升级，推动构建新型电力系统，助力碳达峰、碳中和目标实现。
二、改革内容
（一）有序放开全部燃煤发电电量上网电价。燃煤发电电量原则上全部进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价。现行燃煤发电基准价继续作为新能源发电等价格形成的挂钩基准。
（二）扩大市场交易电价上下浮动范围。将燃煤发电市场交易价格浮动范围由现行的上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%，扩大为上下浮动原则上均不超过20%，高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。电力现货价格不受上述幅度限制。
（三）推动工商业用户都进入市场。各地要有序推动工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，取消工商业目录销售电价。目前尚未进入市场的用户，10千伏及以上的用户要全部进入，其他用户也要尽快进入。对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电，代理购电价格主要通过场内集中竞价或竞争性招标方式形成，首次向代理用户售电时，至少提前1个月通知用户。已参与市场交易、改为电网企业代理购电的用户，其价格按电网企业代理其他用户购电价格的1.5倍执行。
鼓励地方对小微企业和个体工商户用电实行阶段性优惠政策。
（四）保持居民、农业用电价格稳定。居民（含执行居民电价的学校、社会福利机构、社区服务中心等公益性事业用户）、农业用电由电网企业保障供应，执行现行目录销售电价政策。各地要优先将低价电源用于保障居民、农业用电。
三、保障措施
（一）全面推进电力市场建设。加强政策协同，适应工商业用户全部进入电力市场需要，进一步放开各类电源发电计划；健全电力市场体系，加快培育合格售电主体，丰富中长期交易品种，加快电力现货市场建设，加强辅助服务市场建设，探索建立市场化容量补偿机制。
（二）加强与分时电价政策衔接。各地要加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，引导用户错峰用电、削峰填谷。电力现货市场未运行的地方，要做好市场交易与分时电价政策的衔接，市场交易合同未申报用电曲线以及市场电价峰谷比例低于当地分时电价政策要求的，结算时购电价格按当地分时电价峰谷时段及浮动比例执行。
（三）避免不合理行政干预。各地要严格按照国家相关政策要求推进电力市场建设、制定并不断完善市场交易规则，对电力用户和发电企业进入电力市场不得设置不合理门槛，不得组织开展电力专场交易，对市场交易电价在规定范围内的合理浮动不得进行干预，保障市场交易公平、公正、公开。国家发展改革委将会同相关部门进一步加强指导，对地方不合理行政干预行为，通过约谈、通报等方式及时督促整改。
（四）加强煤电市场监管。各地发展改革部门要密切关注煤炭、电力市场动态和价格变化，积极会同相关部门及时查处市场主体价格串通、哄抬价格、实施垄断协议、滥用市场支配地位等行为，电力企业、交易机构参与电力专场交易和结算电费等行为，以及地方政府滥用行政权力排除、限制市场竞争等行为，对典型案例公开曝光，维护良好市场秩序。指导发电企业特别是煤电联营企业统筹考虑上下游业务经营效益，合理参与电力市场报价，促进市场交易价格合理形成。
各地发展改革部门要充分认识当前形势下进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的重要意义，统一思想、明确责任，会同相关部门和电力企业精心做好组织实施工作；要加强政策宣传解读，及时回应社会关切，增进各方面理解和支持，确保改革平稳出台、落地见效。
本通知自2021年10月15日起实施，现行政策与本通知不符的，以本通知规定为准。
国家发展改革委
2021年10月11日
专家解读
保障供需安全，促进市场发展
——《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》政策解读
国网能源研究院财会与审计研究所所长 李成仁
“碳达峰、碳中和”目标提出后，电力供给结构、供需形势将发生显著变化，需进一步发挥市场在电力资源优化配置中的作用。国家发改委近日印发了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（以下简称《通知》），进一步推进了电力市场化建设，是改革进程中的又一重大突破。
《通知》提出全面放开燃煤发电上网电价和工商业目录销售电价，并对煤电上网电价、用户销售电价、电网代理购电等机制进行了调整及明确，更为客观、科学、系统的指导新形势下电力市场改革的方向。短期来看，《通知》提出了通过电力市场缓解现阶段煤电价格矛盾、保障电力供应安全的解决措施。长期来看，《通知》对推进电力市场化建设、明确电网企业责任、保障居民农业用电安全等方面进一步予以明确，并提出了具体举措。具体来说，《通知》可以总结为对以下四个方面进行了优化调整。
一、加大煤电价格浮动力度，解决短期煤电价格矛盾，保障今冬明春电力供应
通过市场机制确保发电企业“有钱买煤”以及持续健康发展，全力保障今冬明春的电力安全稳定供应。
今年1-8月煤炭供需持续趋紧，煤炭供给量同比增加4.4%，而全国煤炭消费量增加了11%，形成了较大的煤炭供需缺口，导致价格大幅上涨。1-8月煤炭长协和现货加权平均价格同比上涨约20%，9月份以来煤炭现货价格已上涨至1200元以上，燃煤发电企业“买不到煤”、“买不起煤”矛盾凸显，从而导致煤电企业缺煤停机并引发部分地区限电，对经济社会发展带来了较大影响。
近期，随着供需形势变化，多个地区燃煤发电市场交易价格已在“基准价+上浮10%”的范围内上涨。《通知》中明确扩大了煤电价格浮动范围至正负20%，基准价浮动比例能够覆盖目前煤炭长协与现货价格综合涨幅，有利于进一步缓解煤电企业经营困难，确保发电企业持续健康发展，全力保障今年迎峰度冬期间的电力安全稳定供应。
二、大力推进电力市场建设，化解长期煤电价格矛盾，促进电力市场有序发展
通过推动煤电、工商业用户全部进入市场，进一步扩大市场范围，从而建立起顺畅且闭环的价格传导机制。
对煤电而言，2020年我国煤电发电量占比60.7%，煤电市场化电量占煤电总发电量70%左右。通过推动煤电全部进入市场一方面解决了煤电成本长期有效回收的问题，同时也推动了电力市场化进程，标志着电力市场化改革进入新阶段。
对工商业用户而言，为促使工商业用户进入市场，使其共享改革红利、共担市场风险，《通知》要求有序推动工商业用户全部进入市场，取消工商业目录销售电价，能够利用市场价格信号引导用户提高用能效率和优化用能习惯。同时，推进工商业全部进入市场有助于电力市场供需两端规模对等，形成有效的竞争性市场。也体现了我国电力市场化发展“分类施策、有序推进”的解决思路。
三、衔接电力市场价格机制，多措并举稳定居民、农业用电价格，保障居民农业用电安全
对居民、农业用户而言，短期内不适宜进入电力市场参与交易，用电继续执行现行目录电价政策。为坚决保障居民、农业用电价格稳定，文件要求由低价电源优先提供居民、农业用电来源。该举措立足我国国情，稳定了我国居民农业交叉补贴来源，为建设具有中国特色的电力市场奠定良好基础。
四、规范电网企业代理购电方式，明确电网企业责任
目前，我国已完成两轮输配电价改革工作，对电网企业实施严格的输配电价监管。工商业目录销售电价取消且全部进入市场后，电网企业责任分工将更加明确，电网收入构成更加清晰，工商业用电价格结构也将更加透明。
另一方面，电网企业社会责任也更加凸显。《通知》允许电网企业扮演类似“保底售电公司”的角色参与市场，代理居民、农业和未直接从电力市场买电的工商业用户购电，形成了完整的市场逻辑闭环，保证了电力市场所有用户“有电可买、有电可用”。