五是推动跨省跨区电力交易，降低受电地区用电成本。2015年4月，国家发展改革委发文降低了部分跨省跨区的输电价格，平均降价幅度每千瓦时2分钱，并完善跨省跨区电力市场化价格机制，由送电、售电市场主体通过协商或竞价的方式确定送受电量、价格。2016年，跨省跨区送电价格根据受电省份燃煤标杆电价变动幅度同步降低，将有利于降低受电省份企业用电成本。在原有计划之外，新增跨省跨区用电通过市场协商进一步降低价格。指导北京、广州两大交易中心，进一步组织跨省跨区电力直接交易，将西部地区“弃风”、“弃光”、“弃水”的电力以较低的价格送到东部负荷中心，既降低东部地区用电成本，又促进西部地区可再生能源发展。例如，“银东直流跨区送电直接交易”共成交90亿千瓦时，每千瓦时降价6分钱，减少山东用电企业支出5.4亿元。北京市创新工作方法，由电力公司统一代理(自愿选择其他售电公司代理的除外)郊区工商业用户挂牌采购区外电力，郊区工商电价平均降低2.44分钱，促进了非首都功能疏解。
问：在输配电价改革方面，还将开展哪些工作？
答：目前，我们已经实现了省级电网输配电价改革试点的全覆盖。近期即将公布第二批12个省级电网的输配电价，剩余14个省级电网输配电价成本监审的实地审核即将完成，并转入输配电价测算阶段，预计明年二季度将全部向社会公布。接下来，根据电力体制改革和价格机制改革的总体部署，我们还将开展以下工作：
第一，合理核定区域电网和跨省跨区电网输电价格。华北电网的成本监审工作已经完成，并对输配电价作了初步测算，明年将启动东北、西北、华中、华东等区域电网的输配电价核定；同时，还将合理制定或调整跨区跨省线路的输电价格，促进跨省区电力交易的发展和西部可再生能源的消纳。
第二，指导地方核定地方电网和新增配电网配电价格。为有序向社会资本开放配售电业务，国家发展改革委已经发布了第一批105个新增配电网试点；四川、广西、云南等地还有一些地方小电网。明年，我们将参照省级电网输配电价办法，指导地方科学核定地方电网和新增配电网配电价格。
第三，研究建立常态化监管制度。我们已初步建立了有关电网企业按规定上报日常运行的数据信息，并将以相关信息为基础构建电价监管的数据库，定期对电网企业的投资、生产、运营数据进行核查，不断提高价格监管的科学性合理性。
第四，积极推动电力市场化交易。输配电价改革在“管住中间”建立了制度框架的基础上，也为“放开两头”、推进电力市场化交易提供了重要基础。我们将积极与有关部门一道，共同研究电力市场交易的规则、办法，共同推动建立统一开放、竞争有序的电力市场体系，不断扩大市场决定电力交易、电价的范围，构建主要由市场决定电力资源配置的体制机制。
问：去年，国家发展改革委发布了新的煤电价格联动机制。今年1月1日下调了电价。今年下半年煤价出现大幅上涨，请问明年1月1日还启动煤电价格联动吗？
答：经国务院批准，发展改革委于2015年底完善了煤电价格联动机制。完善后的煤电价格联动机制规定，依据向社会公布的中国电煤价格指数和上一年度煤电企业供电标准煤耗，测算煤电标杆上网电价。每期电煤价格按照上一年11月至当年10月电煤价格平均数确定。本期全国电煤价格指数平均为每吨347.5元，中国电力企业联合会公布的年度燃煤电厂供电标准煤耗为每千瓦时319克。
根据煤电价格联动计算公式测算，2017年煤电标杆上网电价全国平均应上涨每千瓦时0.18分钱。由于联动机制规定，标杆上网电价调整水平不足每千瓦时0.20分钱时，当年不调整，调价金额纳入下一周期累计计算。据此，2017年1月1日全国煤电标杆上网电价将不作调整。
在当前形势下，煤电标杆上网电价不调整，客观上有利于稳定市场预期，有利于稳定实体经济用能成本，有利于促进煤电行业供给侧结构性改革。我们将密切跟踪电煤价格走势，继续采取释放先进产能、调配铁路运力、推动签订长协、稳定市场预期等措施，推动电煤价格尽快合理回归，促进燃煤发电行业平稳健康发展。
