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为理顺煤热价格关系，促进企业与用户降低、节约能耗和公平负担，规范热力价格行为，指导各地建立反映煤炭市场价格变化的煤热价格联动机制，现提出如下意见。
本指导意见中供采暖用热电联产热力出厂价格和热力销售价格统称为热力价格。热力价格的制定和调整授权市、县人民政府管理。
一、定价原则
各地要依据以下定价原则实施煤热价格联动。
根据生产企业经济寿命周期，按照合理补偿成本、确定合理收益并维护消费者合法利益，兼顾热电联产企业、热力销售企业以及消费者利益，制定和调整热力出厂价格。
按照合理成本、收支平衡、公平负担、保本微利的原则并考虑消费者的承受能力，制定和调整热力销售价格。
各地制定和调整网源一体的热力价格参照上述定价原则。
二、联动基期和周期
考虑我省冬季采暖特性，确定2017年5月1日至2018年4月30日采暖年度为首个煤热价格联动基期;确定自2018年5月1日起，以每年5月1日至次年4月30日为煤热价格联动周期。若周期内本地热电联产热源和锅炉热源剔税后的综合入厂标煤单价加权平均值与上一周期综合入厂标煤单价加权平均值相比变动达到或超过10%，则应启动煤热价格联动，适时调整热力出厂价格和热力销售价格;若本周期内综合煤价变动未达到10%，则下一周期累计计算，直到累计变化幅度达到或超过10%，启动煤热价格联动。
三、联动基期热力价格的制定
(一)基期热力出厂价格的制定
首个基期热力出厂价格暂由变动成本、环保成本和税金构成。
1.变动成本：由供热消耗的燃煤、水、分摊的厂用电成本构成。热电联产企业消耗的燃煤成本暂按全省平均每吉焦消耗标煤定额为40.72公斤计算;用水成本按热电联产企业年度实际发生的用于供热的水费除以年度供热总量计算;厂用电成本按分摊的每吉焦消耗厂用电定额折合标煤为2.49公斤计算(厂用电折合成发电煤耗)及具体热电联产企业平均到厂标煤价格进行核算。
2.环保成本：环保成本逐步计入定价成本，由各地根据实际情况确定。热电联产企业单位环保成本上限值为：脱硫达标企业每吉焦热量核加环保成本1.55元;脱硝达标企业每吉焦热量核加环保成本1.19元;除尘达标企业每吉焦热量核加环保成本0.24元;超低排放达标企业每吉焦热量核加环保成本1.19元。环保参数未达标的企业，不得将其对应的环保成本计入定价成本。
3.税金：按照国家有关规定执行。
(二)基期热力销售价格的制定
1.成本：由当地价格主管部门按照《吉林省城市供热定价成本监审办法(试行)》核定。
核定成本时，准许集中供热管网资产折旧费用按规定计提，同时集中供热管网建设收取的费用要按相同年限抵减成本。
单位成本构成为：首个基期的单位成本+(首个基期出厂热价-调整前出厂热价)×购热量÷供热面积。
2.利润：按照国家有关规定执行。
3.税金：按照国家有关规定执行。
4.如当地财政给予热力销售企业供热补贴，在制定价格时，应予以相应核减。
四、联动周期热力价格调整
(一)热力出厂价格的调整
各地可根据实际情况逐步将环保成本计入定价成本，剩余的环保成本及合理利润待条件成熟后逐步予以疏导。疏导顺序为剩余的环保成本、合理利润。
1.变动成本：主要由供热消耗的燃煤、水、分摊的厂用电成本构成。热电联产企业消耗的燃煤成本按全省平均每吉焦消耗标煤定额暂按40.72公斤计算;用水成本按热电联产企业年度实际发生的用于供热的水费除以年度供热总量计算;厂用电成本按分摊的每吉焦消耗厂用电定额折合标煤为2.49公斤计算(厂用电折合成发电煤耗)及企业平均到厂标煤(剔税)价格进行核算。当煤炭价格累计上涨超过10%的幅度，启动煤热价格联动，热电联产企业应先消化20%煤价上涨因素，煤价变动幅值的80%计入定价成本;在煤炭价格下降时，热电联产企业按消化上涨因素的同等比例核减热价下调幅度。
2.环保成本：环保成本逐步计入定价成本，由各地根据实际情况确定。热电联产企业单位环保成本上限值为：脱硫达标企业每吉焦热量核加环保成本1.55元;脱硝达标企业每吉焦热量核加环保成本1.19元;除尘达标企业每吉焦热量核加环保成本0.24元;超低排放达标企业每吉焦热量核加环保成本1.19元。环保参数未达标的企业，不得将其对应的环保成本计入定价成本。
3.利润：按照国家有关规定执行。
4.税金：按照国家有关规定执行。
5.联动周期内，综合煤价下降超过10%启动煤热价格联动机制，应优先疏导消化的煤价上涨因素、剩余的环保成本及合理利润。待上述项目疏导完毕后，再下调热力出厂价格。
6.启动煤热价格联动后，同时取消超基数供热量的价格协商机制。
(二)热力销售价格的调整
1.成本：由当地价格主管部门按照《吉林省城市供热定价成本监审办法(试行)》核定。
核定成本时，准许集中供热管网资产折旧费用按规定计提，集中供热管网建设收取的费用要按相同年限抵减成本。
利用热电联产企业热源供热的热力销售企业，在核定成本时可将当期调整的热电联产企业热力出厂价格计入其定价成本，成本构成为：单位成本+(当期核定的出厂热价±调整前出厂热价)×购热量÷供热面积。
有锅炉热源的热力销售企业应先行消化20%的煤炭价格上涨因素。煤价变动幅值的80%计入定价成本。在煤价下降时，有锅炉热源的供热销售企业按消化上涨因素的同等比例核减热价下调幅度。
2.利润：按照国家有关规定执行。
3.税金：按照国家有关规定执行。
4.如当地财政给予热力销售企业补贴，在制定价格时，应予以相应核减。
五、相关要求
(一)强化组织领导
供热价格关系民生和社会稳定，各地要高度重视，精心组织，审慎决策。结合当地供热的实际以及热电联产企业、热力销售企业的经营状况，当地财政状况和终端用户的承受能力等情况，依照程序科学合理调整热力价格，并采取补贴或用热费用减免等措施，切实保障城市低收入群体利益。各地调整热力出厂价格和热力销售价格时，要将调价文件抄送省级价格和供热行政主管部门。
各地价格主管部门可对煤热价格联动机制进行听证，依据听证后的煤热价格联动机制调整热力销售价格时，可不再开展定价听证。
(二)加强供热价格和行业监督管理
1.建立热力生产企业煤炭价格监测与定期报送制度。
从2018年8月份起，省内四大发电集团应每月向省级价格主管部门上报所属热电联产企业煤炭价格变动情况。省级价格主管部门适时发布全省所有热电联产企业入厂标煤单价(剔税后)加权平均值和同比变动幅值。
各地要探索建立本地锅炉热源企业价格监测定期报送制度。
各地价格主管部门要在供暖期结束后将当期本地供热用煤平均价格、不同热源供热煤耗等相关信息适时向社会公布，作为煤热价格联动的主要依据，增加煤热价格联动和供热价格管理的透明度。各有关企业应按照《价格法》有关规定，如实提供相关数据资料和情况。
2.各地供热行政主管部门要强化对供热行业的监督管理，促使企业努力降低运行成本，提高供热质量，确保居民温暖过冬。
(三)密切配合、引导预期
各地价格和供热行政主管等部门要加强沟通和衔接，密切配合，准确分析和预判社会反映和承受能力，主动开展宣传及政策解读工作，做好舆情引导，确保热力价格调整工作平稳实施。
