近日，新疆自治区发改委发布关于公开征求《自治区贯彻落实进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革方案上网电价市场化改革方案（征求意见稿）》意见的公告，详情如下：
自治区贯彻落实进一步深化燃煤发电
上网电价市场化改革方案
（征求意见稿）
为持续深化电价市场化改革，完善市场决定电价的机制，根据《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）、《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》（发改办价格〔2021〕809号）、《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）要求，结合自治区实际，就贯彻落实进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革提出以下方案。
一、基本原则
坚持市场化改革方向。放开全部燃煤发电电量上网电价，推动工商业用户都进入市场，进一步提高市场化电价比重，促进发用电价格顺畅传导。
守住民生用能底线。居民、农业用电价格仍执行现行目录销售电价，优先将低价电源用于保障居民和农业用电，保持民生用电价格稳定。
规范市场价格合理运行。更好发挥政府作用和市场在资源配置中的决定性作用，推动市场化电价与煤炭价格有效衔接，促进电力市场规范有序。
二、主要任务
（一）放开燃煤发电上网电价
燃煤发电电量全部进入电力市场。通过交易在“基准价+上下浮动”范围内形成市场化的上网电价。
扩大燃煤发电市场交易电价上下浮动范围。上下浮动幅度原则上均不超过20%，适应煤炭价格波动与市场化电价联动的需要。高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制，通过市场化机制更加有效地遏制高耗能行业无序发展。
推动燃煤发电交易电价合理形成。鼓励市场主体在中长期合同签订中明确交易电价随燃料成本变化合理浮动条款，实行交易电价与煤炭价格挂钩联动。
（二）调整目录销售电价
取消工商业目录销售电价。推动工商业用户都进入市场，通过市场化方式购电形成用电价格，相应取消现行大工业用电、一般工商业及其他用电目录销售电价。非电网直供电价格基准为市场化交易到户电价或电网企业代理购电到户电价。
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）、农业用电执行现行目录销售电价政策。居民电采暖用电继续执行现行到户电价。
支持纺织服装等劳动密集型企业发展。纺织服装生产和南疆四地州电子装配、鞋业、玩具、假发等劳动密集型企业用电，继续执行特殊电价政策。
（三）建立电网企业代理采购机制
明确代理购电用户范围。10千伏及以上的工商业用户要全部进入市场，其他工商业用户也要尽快进入。鼓励工商业用户直接参与市场交易，暂未直接参与市场交易的，由电网企业代理购电。加快电力市场培育和发展，不断缩小电网企业代理购电范围。
合理确定代理购电规模。电网企业定期预测代理购电工商业用户用电量及典型负荷曲线，综合居民和农业用户预测电量及保量保价的优先发电电量等因素，确定市场化采购电量的规模。
明确代理购电用户电价构成。电网企业通过参与场内集中交易方式代理购电。电网企业代理购电用户电价由代理购电价格、输配电价、政府性基金及附加组成，按月测算并提前3日通过营业厅等线上线下渠道公布，于次月与用户进行电费结算，并及时做好信息公开和宣传引导。
规范代理购电关系变更。电网企业首次代理工商业用户购电时，应至少提前1个月通知用户，期间应积极履行告知义务，与电力用户签订代理购电合同。
（四）完善分时电价机制
明确执行范围。大工业、一般工商业及其他用电执行分时电价（除国家明确规定的电气化铁路牵引用电外），居民、农业用电不执行。
优化时段划分。将每日用电时间划分为高峰、平段、低谷时段，具体为：高峰时段8小时（8:00—11:00，19:00—24:00）；平段8小时（11:00—14:00，16:00—19:00，0:00—2:00）；低谷时段8小时（2:00—8:00，14:00—16:00）。夏季7月份的21:00—23:00，冬季1、11、12月份的19:00—21:00由高峰时段调整为尖峰时段，执行尖峰电价。
明确分时电价标准。工商业用电高峰、低谷电价分别在平段电价基础上上下浮动65%。尖峰时段电价在高峰时段电价基础上上浮20%。
完善市场化用户执行方式。所有市场主体参与交易时均应按规定的用电时段和峰谷价差比例申报用电曲线。对市场交易合同中未申报用电曲线或未形成分时价格的电力用户，结算时购电价格按分时电价机制规定的时段划分及浮动比例执行。
三、保障措施
（一）全面推进电力市场建设。发展改革部门要适应工商用户全部进入电力市场的需要，进一步放开发用电计划，完善电力中长期交易机制，推动电力现货市场建设，推进电力辅助服务市场化，着力打造多层次电力市场体系。
（二）完善新能源电价机制。发展改革部门要研究完善有利于新能源发展的价格机制，严格可再生能源消纳权重考核，推动新能源电价与煤电价格合理衔接，引导企业投资积极性，更好地体现绿色电力价值。
（三）做好市场价格波动风险防控。发展改革部门要密切跟踪电力市场和价格变化，及时发现苗头性、趋势性、潜在性问题，做好风险预警防控，保障代理购电机制平稳运行。
（四）强化市场运行监管。发展改革部门要积极配合能源监管、市场监管部门，重点围绕发用电市场中的交易行为、信息公开、电费结算、服务质量等，加强对发电企业、电网企业、电力交易机构的监管，及时查处信息公开不规范、电费结算不及时，以及运用垄断地位影响市场交易等违规行为，促进电力市场规范平稳运行。
