一、理顺上网电价形成机制

（一）着力推进发电侧降本增效。立足省内煤炭资源现状加大开采开发利用力度，持续释放省内煤炭产能，完善产、供储、销体系建设，有效提升电煤自给率，力争达到80％。积极对接省外市场，协调运力保障，发挥中长期协议保供稳价作用增强市场供应能力。建立完善政府储备、企业社会责任储备和企业商业储备有效结合、互为补充的煤炭储备体系，提升煤炭调控能力，有效应对市场波动，平抑电煤市场价格，保障燃煤发电成本总体平稳。推动煤电行业实施节能降耗改造、供热改造和灵活性改造制造“三改联动”工作，持续优化能源电力结构和布局，深入推进煤电清洁、高效、灵活、低碳、智能化高质量发展。对于无法改造的机组逐步淘汰关停，并视情况将具备条件的转为应急备用电源。大力发展新能源产业，推动新能源装备制造业技术迭代和工艺优化，持续降低新能源发电系统投资成本，增强新能源企业同传统火电、水电企业间市场竞争力。

（二）合理制定优先发用电计划。改革现行电力调度方式，在确保电力系统安全稳定运行和电力、热力可靠供应的前提下，适应工商业用户全部进入电力市场需要，坚持规范有序稳妥的原则，全面放开经营性电力用户发用电计划。现阶段，以“保量保价”和“保量竞价”相结合的形式，通过市场交易落实优先发电计划，其中“保量保价”优先发电电量不超过保障居民、农业用电和电网企业代理工商业用户购电规模，形成以市场为主的电力电量平衡机制。坚持“利益共享、责任共担”的原则，推动外送受端省份公平承担新能源保障性收购电量，合理减轻我省全额收购压力，腾出更多电量空间参与市场交易，充分激发新能源企业市场活力及投资动力。

（三）深化上网电价形成机制改革。全面放开燃煤发电电量进入市场，严格执行“基准价十上下浮动”机制，上下浮动均不超过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下浮动幅度限制。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。统筹水电综合成本，改革一厂一价定价方式，理顺水电上网电价机制，平稳推进水电上网电价市场化改革。优化新能源发电上网电价形成机制，2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目国家财政不再补贴。支持平价新能源发电企业自愿参与市场化交易形成上网电价，更好体现光伏发电、风电的绿色电力价值。落实抽水蓄能电站上网电价政策，健全支持储能发展的电价措施，推动通过市场机制形成燃煤机组参与辅助服务的价格，以补偿燃煤发电合理成本，推动辅助服务成本向用户侧传导，保障电力系统安全稳定运行，更好服务以新能源为主体的新型电力系统。

二、深化输配电价改革

（一）科学核定输配电价标准。积极配合国家发展改革委，深化输配电价改革，加强输配电成本监审，科学核定省电力公司经营范围内输配电设施成本及为用户提供输配电服务的合理费用支出，依据不同电压等级用户的用电特性和成本结构，综合考虑政策性交叉补贴、用户负荷特性等因素，分电压等级、分用户类别，按照“准许成本加合理收益”方法，统筹核定输配电价。用户类别原则上分为大工业用电、一般工商业及其它用电类别，视电力市场化改革情况和经济社会发展条件，逐步缩小大工业、般工商业用户间输配电价差距，力争2025年底前实现工商业用户同价，并完善两部制电价制度，工商业用户可自主选择执行单一制电价或两部制电价。

（二）加强电网输配电收入监管。电网企业应当按照输配电价格成本监管要求，建立健全成本核算制度和成本监审报表制度，完整准确记录、单独核算输配电业务成本和收入，并于每年5月底之前将上一年有关数据及材料报送省发展改革委。对一个监管周期内因新增投资、电量增长、电量结构受化守于延巴巴的企实际收入的变化，由省发展改革委组织进行年度统计，在下一监管周期统筹处理。研究建立输配电价灵活动态调整机制，结合货市场实际需要，探索实行具有一定弹性的分时输配电价政策。

四、完善销售电价政策

（一）优化销售电价体系。进一步精简销售目录电价结构消工商业目录销售电价，仅保留居民、农业用电目录销售电介，工商业用户全部进入电力市场，按照市场价格购电，对暂未直接从电力市场购电的用户由电网企业代理购电。科学测算政策性交叉补贴规模，逐步缩减不同电压等级、不同类型用户间的交叉补贴，积极向上争取，逐步化解农业排灌用电价格结构性矛盾修订完善高可靠性供电收费政策，规范燃煤自备电厂系统备用费改策，推动燃煤自备机组公平承担社会责任，科学核定增量配电网配电价格，促进电力资源合理配置，为用户提供更多的用电模式选择。

（二）加强价格引导作用。充分发挥价格信号对电力生产、消费的引导作用，适时调整居民阶梯电价分档电量标准及加价幅度，促进全社会节约用电。结合发用电曲线变化、电能出力分布及新能源消纳等因素，不断完善分时电价政策，探索适应不同季节的峰谷时段划分方式，合理确定并动态调整峰谷时段，科学设定峰谷价差，引导电力用户削峰填谷、错峰避峰。居民用户可根据自身实际用电需求，自主选择执行修谷分时申价或平段目录电全面推行居民用电执行峰谷分时电价。适时坚持“谁受益谁负担”原则，建立可中断负荷电价机制，通过竞争性招标等市场化机制或政府定价方式，形成需求响应可中断负荷电价，合理确定需求响应可中断负荷电价补贴资金来源和分摊机制，引导电力用户自愿参与需求响应。

五、充分发挥市场机制作用

   （一）健全市场交易规则。加强电力中长期、现货、辅助服务市场有效衔接，实现一体化设计、联合运营，以市场机制激发发用电企业活力，引导发用两侧市场主体公平竞争、良性发展，范电力中长期合同签订工作，全面实现市场主体分时段、带价签约，合理体现分时电力供需关系。加快建立发电、售电用电、储能企业共同参与的双边现货市场，充分传导市场红利，加强不平衡资金使用管理。推进交易机构独立规范运行，持续优化交易方式，不断丰富交易品种，提升交易平台功能建设，加强对市场主体交易业务指导。强化市场准入、交易合同、交易价格等重点环节监管，提高市场主体诚信履约意识，促进有序公平竞争。

  （二）理顺市场价格秩序。参与市场交易用户的用电价格由交易上网电价（电能量交易价格）、输配电价、辅助服务费用、政府性基金及附加等构成。交易上网电价通过发、用双方自主协商或集中交易方式确定，第三方不得干预输配电价格、政府性基金及附加按照国家有关规定执行。除国家有明确规定的情况外，双边协商交易原则上不进行限价集中竞价交易中，为避免市场操纵以及恶性竞争，可对报价或者出清价格设置上、价格上、下限原则上由电力市场管理委员会提出，经甘肃能源监管办和省政府有关部门审定。推动建立交易上网电价与发电成本联动浮动机制，灵活动态调整交易合同价格。

（三）全面放开市场准入。所有符合条件的工商业电力用户发电企业、售电公司一律平等参与电力市场交易，目前尚未进市场的工商业电力用户，10千伏及以上的用户要全部进入，任何单位和个人不得设置不合理门槛，不得滥用行政权力排除、限制市场竞争。

（四）建立代理购电机制。对10千伏以下未直接参与市场交易的工商业用户，10千伏及以上暂无法直接参与市场交易的工商业用户，已直接参与市场交易又退出的工商业用户，暂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。

六、健全配套电价政策

（一）实施绿色电价机制。2025年年底前，继续对实行两部制电价的污水处理企业用电、电动汽车集中式充换电设施用电带口岸电运营商用电，免收需量（容量）电费，支持绿色环保产业发展。进一步完善高耗能行业阶梯电价政策，对高耗能行业执行基于单位产品能耗水平的分档加价措施，鼓励相关企业提高风电、光伏发电等非水可再生能源利用水平，减少化石能源消耗促进行业生产效能提升。全面清理取消对高耗能行业实施的优惠电价，禁止各地擅自出台优惠电价措施、违规承诺目标电价等行为。

（二）实施清洁取暖电价支持政策。居民分户取暖，取暖期不执行居民阶梯电价，统一执行峰谷分时目录电价，并取消高峰时段，将低谷时段延长至10小时，用电价格执行居民生活用电谷段目录电价，其他时段执行居民生活用电目录电价。以居民供热为主的集中供暖企业，受电变压器（含不通过变压器的用电设备）容量在315千伏安及以上的电供暖设备用电，调整执行大工业用电类别，将工商业电采暖用户取暖期低谷时段延长两小时。鼓励工商业电采暖参与电力市场交易，通过双边协商和集中撮合等方式确定上网电价，签订带曲线、分时段发用电合同，用电价格按输配电价顺价模式结算，其基本电费减半执行，谷段输配电价按相应电压等级输配电价标准的50％执行。非取暖期用电恢复执行现行峰谷分时电价政策。

（三）清理供电环节不合理收费。取消供电企业及其所属或委托的安装工程公司在用电报装工程验收接入环节向用户收取的移表费、监测费、试验费、集资费、调试费等类似名目费用，禁政府部门、相关机构对供电计量装置强制检定收费。规范非电网直供电收费行为，对安装非分时计量电表的用户，非电网直供电电价按“基准电价十最大上浮幅度”方式形成，最大上浮幅度10％；　严禁以强制服务、捆绑收费等形式收取不合理费用。在城镇规划建设用地范围内，供电企业的投资界面应延伸至用户建筑法规和相关政策另有规定外，不得由用户承担区划红线，除法律法规和相关政策另有规定外，建筑区划红线外发生的任何费用。严禁供电企业外发生的任何费用。严禁供电企业实施垄断行为，对违反反垄断法、妨碍市场公平竞争、损害其他市场主体和消费利益的，按照相关法律法规予以处罚。持续规范非电网直供电价格行为，切实减轻非电网直供电用户电费负担。加快改造网直供“—户一表”改造。

张掖市发展和改革委员会等五部门关于转发省发改委等六部门印发《甘肃　省“十四五”时期深化电价形成机制改革　推动经济社会高质量发展的实施意见》的通知