官方:有序放开发用电计划 减既有燃煤发电企业计

中新网4月10日电据国家发展改革委网站消息，《国家发展改革委国家能源局关于有序发布和制定用电计划的通知》近日发布，要求现有燃煤发电企业计划用电量逐年降低，2018年后计划发电比例将随着用电自由化进程逐年降低。

数据地图:“中国新能源之都”江西新余光伏电站航拍

有序开发利用规划相关事项如下:

一是加快组织发电企业与购电单位签订发电购电协议。各地要加快电力体制改革，逐步扩大市场化交易电力规模，组织发电企业，特别是燃煤发电企业，自文件发布之日起，尽快与售电企业、用户和电网企业签订三方发电和购电协议。签订的发电购电协议由电力交易机构按有关规定汇总确认，电力调度机构进行安全检查。只要燃煤发电企业不超过当地省内燃煤机组年发电小时数的最高限额，由电网企业予以保证。各地燃煤机组年最大发电小时数的计算，应当兼顾可再生能源消耗、电网安全、公平竞争和行业健康发展，由调度机构与省政府有关部门协商确定，并报国家发展改革委和国家能源局备案。

二、逐年降低现有燃煤发电企业的计划用电量。2017年，在优先支持已上市交易电量的基础上，其他燃煤发电机组计划用电量不高于上年火电计划用时的80%，属于节能环保单位和已签订自有发电和购电协议的企业，超过上年火电计划用时50%，比例可适当提高，但不超过85%。2018年后，计划发电比重和用电自由化进程将逐年下降。在不应以上年计划利用小时数为基数的地区，省政府有关部门可根据电力体制改革的有关精神，适当调整确定基数。可再生能源调峰机组的计划用电量按照《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》的相关要求进行安排。除优先发电计划外，其他电量均通过市场化交易实现。比如发电和用电计划发布不同步导致的电费结算损益，计入当地输配电价格平衡账户，可用于政策交叉补贴和辅助服务费。

三、新批准的发电机组积极参与市场交易。对于钟发9号文件颁布实施后批准的燃煤发电机组，原则上不安排发电计划，实行政府定价。投入生产后，全部纳入市场化交易，价格由市场形成。但合同用电量不得超过燃煤发电机组年最大发电小时数。新批准的水电、核电等单位，除按有关政策安排一定的优先发电计划外，应积极参与电力市场交易，按市场形成价格。

四、规范和完善电力市场价格调节机制。发电企业与售电企业、用户和电网企业签订市场化的发电和购电协议，鼓励签订中长期合同，并在合同中规定价格调整机制。燃煤发电企业的协议期限应与煤炭中长期合同挂钩，售电价格应建立与煤炭价格挂钩的调整机制，调整周期应充分考虑煤炭中长期合同的调整周期；有集中招标的地区鼓励建立价格调整机制，具体调整办法由双方在协议中明确。除煤电外，市场化电力也要建立价格调整机制，鼓励与集中竞价挂钩的调整机制。

五、有序发布跨省跨地区输电计划。跨省跨地区的送电和受电逐步过渡到优先发电计划和有序实现直接交易，并根据供电计划、供电类别和批准的运行时间推进送电和受电计划改革。

在国家计划内，有大型水电、核电、风力发电、太阳能发电和其他清洁能源发电，以及地方政府关于清洁能源网到网交付的协议，这些主要通过优先发电计划得到保障。优先发电计划用电量不低于上年实际水平或多年平均水平。价格由输电和受电市场双方在自愿平等的基础上，在实施国家能源战略的前提下，按照《国家发展改革委关于完善跨省跨地区电力交易价格形成机制的通知》的有关精神，按照“风险共担、利益共担”的原则确定。优先发电计划电量以外的电量，在受电区域参与市场竞价。

鼓励国家规划范围内的现有燃煤发电机组签订中长期协议。采取点到网或类似的点到网传输方式送电，作为受电区的发电机组，参与电量平衡，同时根据受电区燃煤发电机组发电计划的发布，推进市场化。历史上已经形成了统一配电的燃煤发电机组，发电计划的释放比例是受电地区的一半。

在实施优先发电计划的过程中，钟发9号文件颁布实施后批准的清洁能源发电机组，应逐步扩大以市场化方式形成价格部分的比例。

钟发9号文件颁布实施后批准的国家计划内燃煤发电机组将不再保留现有电量或分配比例，发电计划释放比例为受电地区释放比例的一半。

六、认真制定优先发电计划。根据钟发9号文件及配套文件精神，各地制定优先发电计划，实施国家能源战略，确保清洁能源、调峰机组等经济适用电源的发电需求。各省计划风电、太阳能、核电机组在保证购电时间内的用电量，考虑水电资源、历史平均和综合利用所需的优先发电量，热电联产机组供暖期热量确定的发电量， 调峰和调频电力由省政府有关部门根据《关于有序发布和发展用电计划的实施意见》的要求和国家制定的相关措施确定为优先发电计划，由电网确定。优先发电计划可以由政府定价，也可以由市场化形成价格，比例可根据供电特点和供需情况等因素确定。 在确实难以落实可再生能源平价收购政策的地区，经与国家发展改革委、国家能源局协商，研究制定合理的解决方案，确保可再生能源发电保证时数逐年增加，直至达到国家制定的平价收购年利用时数标准。跨省、跨区送电和受电的优先发电计划应优先在受电地区进行。

七、允许优先发电计划指标有条件的市场转让。这是一个以市场为导向的优先发电计划。如果合同无法实现，可以市场化方式将指标转移到其他优先发电机组。优先发电计划指标的市场化转移可以在本地进行，也可以跨省跨地区进行。指标不能转移的，电网企业应当参照本地区同类型机组的平均购电价格，所产生的结算盈余计入当地输配电价平衡账户。风电、太阳能发电等不在规划范围内或不符合国家规定程序的可再生能源，不允许按规定并网。风电、太阳能等可再生能源是否符合规划，符合国家规定的程序，由当地能源主管部门会同能源局派出机构进行核查。被认定违规的单位，应当列入电力行业信用监管黑名单。

八、在保证无议价能力用户正常用电的基础上，引导其他电力购买者参与市场交易。各地要按照钟发9号文件及配套文件精神，明确优惠购电范围，制定优惠购电计划，确保无议价能力用户的用电需求。优惠购电计划由政府定价，电网公司担保。各地要加快放开非议价电力用户以外的电力用户参与市场交易，引导发电侧放开规模匹配需求侧。原则上，所有参与直接交易的电力买家都应参与市场交易，政府相关部门不再针对市场交易的电量发布用电计划。有条件的地区可以扩大电力用户自由化的范围，不受电压水平的限制。积极培育售电市场主体，售电公司可以作为大用户与发电企业进行直接电力交易。中小用户不能参与直电交易，但可以由售电公司代理。原则上，新的大型工业用户应通过签订直接电力交易协议来保证电力供应，鼓励其他新用户参与直接电力交易，并签订中长期协议。要加强电力用户参与市场意识的培养，大力发展电力服务业，帮助用户了解用电曲线，提高市场化意识。争取在两年内实现直电交易双方的发电量和用电量曲线实时对应。

九、参与市场交易的电力用户不再执行目录价。所有参与电力市场交易的电力用户将不再执行相应的目录价格。除优先购电和发电对应的电量外，发电企业其他上网电量价格主要由用户、售电人和发电企业通过自主协商和市场竞价确定。电力市场体系相对健全时，除公益性用电以外的所有上网电价和销售电价都将放开。已参与市场交易的用户再次退出的，电网企业应在通过售电公司购电或再次参与市场交易前承担保障供电责任。电网企业与电力用户交易的保证价格，在电力用户支付输配电价的基础上，按照政府批准的居民电价的1.2-2倍执行。保护价的具体水平由各省价格主管部门按照国家确定的上述原则确定。

十、采取切实措施，实行优先发电、优先购电制度。从2017年开始，去年年底，根据要求，结合实际发电量和用电量，测算今年优先发电和优先购电保护范围，并将今年优先发电和优先购电计划建议上报国家发改委；根据要求，国家电网公司和中国南方电网公司应在每年年底向国家发展和改革委员会报告下一年跨省、跨地区送受电优先发电计划的建议。报告称，国家发展改革委会同有关部门、地方和电力企业，确定地方和跨省送电、受电年度优先发电和购电计划，并纳入基础产业、新兴产业和部分重点领域年度发展规划，根据实际供需情况进行适当调整。国家发展改革委、国家能源局会同有关部门，不断完善发电优先、购电优先的管理措施。