近日，国家发展改革委发布了《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》那么，此次改革到底涉及哪些方面呢？今天我们一起来了解改革中提到的四项改革内容和四大保障措施！
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
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。
1.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。
2.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。
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。
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。
一：加快推动电力市场化建设，理顺价格形成机制。
二：履行代理购电职责，规范代理购电业务。
三：保持居民、农业用电价格稳定，牢牢守住保障民生用电底线。
四：优化完善营销体系，做好优质服务。
近日，广东电网制定出台《广东电网公司落实国家深化燃煤发电上网电价市场化改革工作方案》。
按照国家改革要求和具体措施，积极配合国家发改委、省发改委、省能源局等政府主管部门，加快推进电力市场化改革，完善电力市场建设，稳妥推进广东全部燃煤机组上网电价有序放开、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。
建立完善“能跌能涨”的市场化电价机制、电网企业代理购电机制，实现电价更灵活反映电力供需形势和成本变化，有效疏导发电侧燃料成本矛盾，保障电力安全稳定供应，推动构建新型电力系统，助力双碳目标实现。
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