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Opinions on implementation of the orderly opening up of electricity generation and consumption planning

Published on: November 26, 2015

Original title: 关于印发电力体制改革配套文件的通知(发改经体[2015]2752号)
Links: Original CN (url).

国家发展改革委 

国家能源局
电力体制改革配套文件

发改经体[2015]2752号

各省、自治区、直辖市人民政府,新疆生产建设兵团:
为贯彻落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号),推进电力体制改革实施工作,经报请国务院同意,现将国家发展改革委、国家能源局和中央编办、工业和信息化部、财政部、环境保护部、水利部、国资委、法制办等部门制定,并经经济体制改革工作部际联席会议(电力专题)审议通过的6个电力体制改革配套文件,印发给你们,请按照执行。

附件:1.《关于推进输配电价改革的实施意见》
2.《关于推进电力市场建设的实施意见》
3.《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》
4.《关于有序放开发用电计划的实施意见》
5.《关于推进售电侧改革的实施意见》
6.《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》

国家发展改革委
国 家 能 源 局
2015年11月26日

附件 4

 

关于有序放开发用电计划的实施意见

为贯彻落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改 革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)有关要求,推进发用电计 划改革,更多发挥市场机制的作用,逐步建立竞争有序、保障有 力的电力运行机制,现就有序放开发用电计划提出以下意见。

 

一、总体思路和主要原则

(一)总体思路。

通过建立优先购电制度保障无议价能力的用户用电,通过建 立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网, 通过直接交易、电力市场等市场化交易方式,逐步放开其他的发 用电计划。在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下,实现 电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主,并 促进节能减排。

(二)主要原则。

坚持市场化。在保证电力安全可靠供应的前提下,通过有序 缩减发用电计划、开展发电企业与用户直接交易,逐步扩大市场 化电量的比例,加快电力电量平衡从以计划手段为主向以市场手 段为主转变,为建设电力市场提供空间。

坚持保障民生。政府保留必要的公益性、调节性发用电计划, 以确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电。在有序放开发用电计划的过程中,充分考虑企业和社会的承受能力,保障基本公共服务的供给。常态化、精细化开展有序用电工作,有 效保障供需紧张情况下居民等重点用电需求不受影响。

坚持节能减排和清洁能源优先上网。在确保供电安全的前提 下,优先保障水电和规划内的风能、太阳能、生物质能等清洁能 源发电上网,促进清洁能源多发满发。

坚持电力系统安全和供需平衡。按照市场化方向,改善电力 运行调节,统筹市场与计划两种手段,引导供应侧、需求侧资源 积极参与调峰调频,保障电力电量平衡,提高电力供应的安全可 靠水平,确保社会生产生活秩序。

坚持有序推进。各地要综合考虑经济结构、电源结构、电价 水平、送受电规模、市场基础等因素,结合本地实际情况,制定 发用电计划改革实施方案,分步实施、有序推进。

 

二、建立优先购电制度

(一)优先购电基本内容。优先购电是指按照政府定价优先 购买电力电量,并获得优先用电保障。优先购电用户在编制有序 用电方案时列入优先保障序列,原则上不参与限电,初期不参与 市场竞争。

(二)优先购电适用范围。一产用电,三产中的重要公用事 业、公益性服务行业用电,以及居民生活用电优先购电。重要公 用事业、公益性服务包括党政军机关、学校、医院、公共交通、 金融、通信、邮政、供水、供气等涉及社会生活基本需求,或提 供公共产品和服务的部门和单位。

(三)优先购电保障措施。一是发电机组共同承担。优先购电对应的电力电量由所有公用发电机组共同承担,相应的销售电 价、上网电价均执行政府定价。二是加强需求侧管理。在负荷控 制系统、用电信息采集系统基础上,推广用电用能在线监测和需 求侧管理评价,积极培育电能服务,建立完善国家电力需求侧管 理平台。在前期试点基础上,推广需求响应,参与市场竞争,逐 步形成占最大用电负荷 3%左右的需求侧机动调峰能力,保障轻 微缺电情况下的电力供需平衡。三是实施有序用电。常态化、精 细化开展有序用电工作。制定有序用电方案,进行必要演练,增 强操作能力。出现电力缺口或重大突发事件时,对优先购电用户 保障供电,其他用户按照有序用电方案确定的顺序及相应比例分 担限电义务。通过实施有序用电方案,保障严重缺电情况下的社 会秩序稳定。四是加强老少边穷地区电力供应保障。加大相关投 入,确保无电人口用电全覆盖。

 

三、建立优先发电制度

(一)优先发电基本内容。优先发电是指按照政府定价或同 等优先原则,优先出售电力电量。优先发电容量通过充分安排发 电量计划并严格执行予以保障,拥有分布式风电、太阳能发电的 用户通过供电企业足额收购予以保障,目前不参与市场竞争。

(二)优先发电适用范围。为便于依照规划认真落实可再生 能源发电保障性收购制度,纳入规划的风能、太阳能、生物质能 等可再生能源发电优先发电;为满足调峰调频和电网安全需要, 调峰调频电量优先发电;为保障供热需要,热电联产机组实行“以热定电”,供热方式合理、实现在线监测并符合环保要求的在采暖期优先发电,以上原则上列为一类优先保障。为落实国家能源 战略、确保清洁能源送出,跨省跨区送受电中的国家计划、地方 政府协议送电量优先发电;为减少煤炭消耗和污染物排放,水电、 核电、余热余压余气发电、超低排放燃煤机组优先发电,以上原 则上列为二类优先保障。各省(区、市)可根据本地区实际情况, 按照确保安全、兼顾经济性和调节性的原则,合理确定优先顺序。

(三)优先发电保障措施。一是留足计划空间。各地安排年 度发电计划时,充分预留发电空间。其中,风电、太阳能发电、 生物质发电、余热余压余气发电按照资源条件全额安排发电,水 电兼顾资源条件、历史均值和综合利用要求确定发电量,核电在 保证安全的情况下兼顾调峰需要安排发电。二是加强电力外送和 消纳。跨省跨区送受电中原则上应明确可再生能源发电量的比例。 三是统一预测出力。调度机构统一负责调度范围内风电、太阳能 发电出力预测,并充分利用水电预报调度成果,做好电力电量平 衡工作,科学安排机组组合,充分挖掘系统调峰潜力,合理调整 旋转备用容量,在保证电网安全运行的前提下,促进清洁能源优 先上网;面临弃水弃风弃光情况时,及时预告有关情况,及时公 开相关调度和机组运行信息。可再生能源发电企业应加强出力预 测工作,并将预测结果报相应调度机构。四是组织实施替代,同 时实现优先发电可交易。修订火电运行技术规范,提高调峰灵活 性,为消纳可再生能源腾出调峰空间。鼓励开展替代发电、调峰 辅助服务交易。

 

四、切实保障电力电量平衡

未建立现货市场的地区,应以现有发用电计划工作为基础, 坚持公开、公平、公正,参照以下步骤做好年度电力电量平衡工 作。

(一)做好供需平衡预测。每年年底,各地预测来年本地区 电力供需平衡情况,预测总发用电量,测算跨省跨区送受电电量(含优先发电部分、市场交易部分),测算本地区平均发电利用 小时数,点对网发电机组视同为受电地区发电企业。

(二)安排优先发电。优先安排风能、太阳能、生物质能等 可再生能源保障性发电;根据电网调峰调频需要,合理安排调峰 调频电量;按照以热定电原则安排热电联产机组发电;兼顾资源 条件、系统需要,合理安排水电发电;兼顾调峰需要,合理安排 核电发电;安排余热余压余气发电;考虑节能环保水平,安排高 效节能、超低排放的燃煤机组发电。

(三)组织直接交易。组织符合条件的电力用户和发电企业, 通过双边交易或多边交易等方式,确定交易电量和交易价格;尽 可能确保用户用电负荷特性不得恶化,避免加大电网调峰压力; 尽可能避免非理性竞争,保障可持续发展。其中,供热比重大的 地区,直接交易不得影响低谷电力平衡和保障供热需要;水电比 重大的地区,直接交易应区分丰水期、枯水期电量。

(四)扣除相应容量。为促进直接交易价格合理反映电力资 源产品价值,在安排计划电量时,原则上应根据直接交易情况, 相应扣除发电容量。为调动发电企业参与积极性,直接交易电量折算发电容量时,可根据对应用户最大负荷利用小时数、本地工业用户平均利用小时数或一定上限等方式折算。

(五)安排好年度电力电量平衡方案。扣除直接交易的发电 量、发电容量后,剩余发电量、发电容量可以按照现行的差别电 量计划制定规则,考虑年度检修计划后,确定发电计划。计划电 量执行政府定价。电力企业应根据年度电力电量平衡方案协商签 订购售电合同。

(六)实施替代发电。发电计划确定后,在满足安全和供热 等约束条件下,组织发电企业通过自主协商或集中撮合等方式实 施替代发电,促进节能减排。计划电量和直接交易电量,均可按 照有关规定实施替代发电。

(七)保障电力平衡。所有统调发电机组均承担电力平衡和 调峰调频任务,对应的电量为调峰调频电量,计入计划电量,原 调度方式不变。

(八)适时调整年度电力电量平衡方案。通过调整方案,确 保交易电量得以执行。可于四季度,根据直接交易电量变化、用 电增速变化,以及有关奖惩因素等,按照上述规则调整年度电力 电量平衡方案,并签订调整补充协议。

 

五、积极推进直接交易

通过建立、规范和完善直接交易机制,促进中长期电力交易 的发展,加快市场化改革进程。

(一)用户准入范围。允许一定电压等级或容量的用户参与 直接交易;允许售电公司参与;允许地方电网和趸售县参与;允许产业园区和经济技术开发区等整体参与。落后产能、违规建设和违法排污项目不得参与。各地可结合本地区实际情况、产业政 策,以及能耗、环保水平等完善准入条件,并尽可能采用负面清 单、注册制方式。选择直接交易的用户,原则上应全部电量参与 市场交易,不再按政府定价购电。

(二)发电准入范围。允许火电、水电参与直接交易;鼓励 核电、风电、太阳能发电等尝试参与;火电机组中,超低排放的 燃煤发电机组优先参与。不符合国家产业政策、节能节水指标未 完成、污染物排放未达到排放标准和总量控制要求、违规建设等 电源项目不得参与。各地可结合本地区实际情况、发电产业政策, 以及发电机组容量、能耗、环保水平等完善准入条件,并尽可能 采用负面清单方式。发电机组参与直接交易的容量应保持合理比 例,以便保持调峰调频能力、避免影响供需平衡。

(三)交易方式和期限。符合条件的发电企业、售电企业和 用户可以自愿参与直接交易,协商确定多年、年度、季度、月度、 周交易量和交易价格。既可以通过双边交易,也可以通过多边撮 合交易实现;一旦参与,不得随意退出。年度交易量确定后,可 以根据实际情况进行月度电量调整。直接交易合同原则上至少为 期一年,双方必须约定违约责任,否则合同不得中途中止。具备 条件的,允许部分或全部转让合同,即卖电方可以买电、买电方 也可以卖电,以降低参与方的违约风险。

(四)直接交易价格。对于发电企业与用户、售电企业直接 交易的电量,上网电价和销售电价初步实现由市场形成,即通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定上网电价,按照用户、售电主体接入电网的电压等级支付输配电价(含线损、交叉补贴)、 政府性基金等。暂未单独核定输配电价的地区、扩大电力直接交 易参与范围的地区,可采取保持电网购销差价不变的方式,即发 电企业上网电价调整多少,销售电价调整多少,差价不变。

(五)保持用电负荷特性。为保持用户用电特性,避免加大 系统调峰压力,初期,直接交易电量应区分峰谷电量,实行峰谷 电价,峰谷电价比值应不低于所在省份峰谷电价比值;有条件的 地区,鼓励发用电双方提供负荷曲线。中期,在直接交易中努力 实现电力基本匹配,发用电双方均需提供负荷曲线,但不严格要 求兑现。后期,所有卖电方均需提供预计出力曲线;所有买电方 均需提供预计用电曲线。

(六)避免非理性竞争。为了建立长期稳定的交易关系,促 进可持续发展,参与直接交易的发电能力和用电量应保持合理比 例、基本匹配,避免出现非理性竞争,影响市场化改革进程。具 体比例可参考本地区可供电量与用电量的比值确定。

 

六、有序放开发用电计划

根据实际需要,在不影响电力系统安全、供需平衡和保障优 先购电、优先发电的前提下,全国各地逐步放开一定比例的发用 电计划,参与直接交易,促进电力市场建设。

(一)逐步放大直接交易比例。

用电逐步放开。现阶段可以放开 110 千伏(66 千伏)及以 上电压等级工商业用户、部分 35 千伏电压等级工商业用户参与直接交易。下一步可以放开全部 35 千伏及以上电压等级工商业用户,甚至部分 10 千伏及以上电压等级工商业用户参与;允许 部分优先购电的企业和用户自愿进入市场。具备条件时,可以放 开全部 10 千伏及以上电压等级用户,甚至允许所有优先购电的 企业和用户自愿进入市场;也可以通过保留一定交叉补贴,使得 无议价能力用户价格比较合理,在市场上具有一定竞争力,通过 市场解决;供电企业仍承担保底供电责任,确保市场失灵时的基 本保障。

发电相应放开。随着用电逐步放开,相应放开一定比例的发 电容量参与直接交易。目前保留各类优先发电,鼓励优先发电的 企业和用户自愿进入市场。具备条件时,调峰调频电量、供热发 电、核电、余热余压余气发电等优先发电尽可能进入电力市场。 跨省跨区送受电逐步放开。现阶段,国家计划、地方政府协 议送电量优先发电;其他跨省跨区送受电可给予一定过渡期,在 历史均值基础上,年电量变化幅度应控制在一定比例范围内,或 可通过跨省跨区替代发电实现利益调节。下一步,鼓励将国家计 划、地方政府协议送电量转变为中长期合同;其他跨省跨区送受 电由送受电各方自行协商确定,鼓励签订中长期合同。逐步过渡 到主要通过中长期交易、临时交易实现;既可以是政府间中长期 交易,电力企业、用户间中长期交易,也可以是电力企业、用户间临时交易。

(二)促进建立电力市场体系。

通过建立、规范和完善直接交易机制,促进电力中长期交易的发展。首先,选取试点地区开展现货市场试点,探索建立电力电量平衡新机制。然后,在现货市场试点基础上,丰富完善市场 品种,探索实施途径、积累经验、完善规则,尝试建立比较完整 的电力市场体系,为全国范围推广奠定基础。鼓励需求侧资源参 与各类市场竞争,促进分布式发电、电动汽车、需求响应等的发 展。后期,进一步完善各类电力市场和交易品种,并逐步在全国 范围推广、建立比较完善的电力市场体系,使得电力电量平衡能 够主要依靠电力市场实现,市场在配置资源中发挥决定性作用。

结合直接交易用户的放开,适时取消相应类别用户目录电价, 即用户必须自行参与市场或通过售电公司购电。逐步取消部分上 网电量的政府定价。除优先发电、优先购电对应的电量外,发电 企业其他上网电量价格主要由用户、售电主体与发电企业通过自 主协商、市场竞价等方式确定。在电力市场体系比较健全的前提 下,全部放开上网电价和销售电价。

(三)不断完善应急保障机制。

通过实施需求响应和有序用电方案,完善电力电量平衡的应 急保障机制和体系。在面临重大自然灾害和突发事件时,省级以 上人民政府依法宣布进入应急状态或紧急状态,暂停市场交易, 全部或部分免除市场主体的违约责任,发电全部或部分执行指令 性交易,包括电量、电价,用电执行有序用电方案。

 

七、因地制宜组织实施

(一)切实加强组织领导。各地区要建立工作机制,有关部 门要分工协作、相互配合,结合本地区实际情况,制定实施方案并报国家发展改革委和国家能源局;对于过渡时期可能出现的各种问题,早做考虑、早做预案;认真落实本指导意见提出的各项 任务,遇有重大问题及时反映。国家发展改革委和国家能源局将 会同有关部门加强对各地区实施方案制定和具体工作推进的指 导和监督;适时组织评估有序放开发用电计划工作,总结经验、 分析问题、完善政策。

(二)因地制宜开展工作。鉴于我国不同地区间电源电网结 构、实际运行特点以及经济结构等均存在较大差异,改革过程中 面临的困难各不相同、同步实施难度较大,各地可根据工作基础、 实施难度和实际进展等因素,在本地区实施方案中确定主要时间 节点,并制定不同阶段的放开比例和具体工作方案。建立现货市 场的试点地区,可以根据需要另行设计发用电计划改革路径。

(三)充分发挥市场作用。无论是制定、实施本地区实

施方案,还是组织开展试点工作,各地都要坚持发挥市场的作用, 注重制定完善规则,按规则办事,避免自由裁量空间过大。特别 是在直接交易等实施过程中,不得指定交易对象、交易电量、交 易价格。国家能源局派出机构应加强对此类情况的监督检查。如 经核实出现类似情况,将暂停该地区试点工作或改革推进工作, 待整改完毕后再行推进。

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