保留公益性用电计划,保障居民、农业和重要用户用电。我国仍处于快速发展阶段,人均收入水平还不高。长期以来,对于涉及民生、社会服务的基本用电需求,一直是通过价格管制来保障的。一旦完全通过市场竞争形成用电价格,这些用电价格极有可能明显上涨,影响人民日常生活。本次改革中保留了居民、农业、重要公用事业和公益性服务等重点用户的发用电计划,继续执行政府定价,并通过实施有序用电方案,优先保障公益性用电,从而实现保障民生的目标。

对电力用户的影响,体现在保障公益性用电的基础上,扩大了用户选择权。对于公益性服务业行业以及居民生活用电需求,执行国家定价,不受发用电计划放开的影响,保障了电力基本公共服务供给。其他用户则可参与市场竞价,从自身利益最大化的视角出发,在市场中选择发电商或售电公司进行交易,也可选择电网公司做保底服务。当然,在更加市场化的情形下,需要用户提高风险防范与履约意识。一旦选择市场,用户需承担相关的市场风险,如果无法履约将面临合同约定的赔付和责任。

附件:关于有序放开发用电计划工作的通知

长期以来,我国电力生产一直在计划模式下运行,由政府根据电力供需形势编制年度发电计划方案,对电力供应进行宏观调控。发电计划在维持我国电力供需平衡、保障电力有序生产、促进电力工业平稳发展等方面发挥了重要作用。随着我国电力供需形势趋缓,电力市场化改革深化推进,严格按照发电计划进行电力生产的必要性已经逐步弱化。

为无议价能力用户的用电提供保障。目前,我国居民、农业和重要公用事业和公益性服务等的用电价格相对较低,这一部分如果完全放开,用电价格有可能显著提升,进而影响社会稳定与居民生活。《意见》明确,一产用电、三产中的重要公用事业、公益服务行业用电,以及居民生活用电优先购电,这体现了电力普遍服务的基本属性,为无议价能力用户的用电提供了重要保障。

十、合理确定优先购电、优先发电。2017年起,各地每年初要按照优先购电、优先发电保障要求,结合电力生产和消费实际,明确本地区优先购电、优先发电保障范围,向国家发展改革委上报本地区本年度优先购电、优先发电规模建议;国家电网公司、南方电网公司按照优先发电保障要求,每年初与跨省跨区送受电规模建议。国家发展发改委根据各地、电网公司上报情况,经与有关部门、地区和电力企业协调,确定各地年度优先购电、优先发电规模及跨省跨区优先送受电规模及跨省跨区优先送受电规模,纳入年度基础产业发展计划,确保优先购电、优先发电刚性执行。

有序推进是电力体制改革取得成功的重要保障。改革开放以来的实践表明,在由计划经济向社会主义市场经济的转轨过程中,正是遵循了渐进性的改革规律,才取得了经济发展的巨大成就。我国电力行业是一个具备高度特殊性和复杂性的领域,在引入“看不见的手”以提高资源配置和利用效率的同时,还需要兼顾居民、农业和重要公用事业用电的安全性和价格的合理性,确保电网安全稳定运行的需要以及兼顾节能减排,保障可再生能源发展的重要目标。因此,电力体制改革需要在政府这一“看得见的手”的系统统筹下,有序地、逐步地引入“看不见的手”,最终形成适合我国实际发展需要的电力体制机制。

对地方政府的影响,体现在政府调控能力减弱。今后地方政府仅制定公益性与调节性发用电计划,其余均通过省内外市场竞价,过去政府安排发电计划的调控能力受限。此外,可能会对地方经济利益和减排带来一定影响。随着市场化逐步扩大,跨省跨区电力交易规模送受端省份平均发电利用小时数将发生较大变化,进而影响送受端发电企业经营绩效、地方政府税收和减排指标。

一、加快组织煤电企业与售电企业、用户签订发购电协议。综合考虑用电需求、电源结构、外送电、电力安全运行和供需平衡要求等,各地测算确定煤电机组保障执行的发电小时基准数。不同地区的基准小时数,根据实际情况自行确定,最高不超过5000小时,为鼓励可再生能源调峰,自愿认定的可再生能源调峰机组基准小时数限制可适当提高,煤电机组发电量由非市场化电量和市场化交易两部分组成。非市场化电量利用小时数逐步过渡到完全落实优先发电、优先购电的刚性计划,协议由发电企业与电网公司签订。市场化交易电量逐步扩大规模,通过直接交易等市场化方式形成,发电企业与售电企业、用户签订的发购电协议。自文件下发之日起,各地应尽快组织发电企业与售电企业、用户签订发购电协议。

市场的“看不见的手”是有效配置资源的基础性工具。在保障公益性用电和调节性发电的基础上,通过在发用电两侧引入市场竞争机制,形成合理的电力价格形成机制,还原电力企业、消费者的市场主体地位和电力的商品属性,促进资源的优化配置和高效利用。

过渡期施行计划与市场手段并存的“双轨制”。即通过直接交易实现市场定价以及维持现状的政府定价情形同时并存。通过保留一部分公益性、调节性的发用电计划,保障优先购电与优先发电,这部分不参与市场竞争,仍然维持政府定价;再将剩余的发用电计划通过直接交易、电力市场等方式释放出来的,交给市场进行配置。进一步强调了放开计划“试点先行、稳步推进”的有序性,逐步放大直接交易的比例,建立、规范和完善直接交易机制,在此基础上积累经验、完善规则,进而向全国范围推广。

九、研究大型水电、核电等参与市场方式。为落实国家能源战略。实现资源优化配置,保障大型水电、核电等项目的安全稳定运行,各地要建立优先发电制度。坚持市场化改革方向,跨省跨区树洞水电、核电的、相关地方政府和电力企业要加强协商,签订框架协议,电力企业要签订长期购售电协议,现阶段按照发改价格[2015]962号文确定的市场化机制协调定价。双方协商达不成一致时,国家予以协调。鼓励发电企业与受电地区电力用户直接签订,暂时有困难的可由电网企业代理与发电企业签订。鼓励按照“计划+市场”的方式签订中长期送受电协议,在明确计划送受电量及价格的基础上,建立计划外电量的市场化消纳机制。签订中长期合同的水电、核电机组发电予以优先保障。

有序缩减发用电计划是我国电力运行由传统的计划模式向市场模式过渡的创造性路径,充分考虑了我国国情和发展的实际需要,为保障人民生产生活用电,充分发挥市场的作用提供了良好的条件。发用电计划的有序缩减,将为新一轮电力体制改革扫除体制障碍,促进我国电力市场化改革稳妥有序推进。

长期以来,发用电计划作为年度电力电量平衡方案,有力保障了电力供需平衡、电网安全稳定运行,特别是在电力供应紧张时期发挥了重要作用。然而,随着我国电力供需形势变化,计划模式下的电力生产管理已经不能完全适应供求关系变化和市场化改革的新要求。

五、适时取消相关目录电价。结合电力直接交易用户的放开,适时取消相应类别用户目录电价。220千伏电力用户已全部参与直接交易的地区,应尽快取消220千伏用电目录电价,110千伏用户已全部参与的,应尽快取消110千伏目录电价,即相应用户必须直接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。除优先购电、优先发电对应的电量外,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。

一、用好“看不见的手”,高效配置电力资源

在此背景下出台的《关于有序放开用电计划的实施意见》强调了“有序放开、平稳过渡”。其主要特点体现在以下几个方面:

六、不再安排新投产机组发电计划。对2017年3月15日后投产的煤电机组,各地除对优先购电对应电量安排计划外,不再安排其他发电计划。新投产煤电机组通过市场交易获得的发电量,不再执行上网标杆电价。鼓励新投产煤电机组自愿认定为可再生能源调峰机组。新投产水电、核电等机组也应积极参与电力市场交易,尽快实现以市场交易为主。

形成正确的电力价格信号,引导资源优化配置。在市场化的条件下,价格由供需双方根据自己的成本和用电价值,互相竞争共同形成正确的价格信号,使发电企业和用户根据价格信号进行决策,从而提高资源配置效率。发电企业可以在高电价期间多卖,低电价期间少卖;用户在高电价期间少用,低电价期间多用,从而提高用电效率和减少用户用电支出,进而降低全社会用电成本。同时,市场化的电价可以体现不同时段和不同区域的电力供求状况,从而引导发电投资合理流向不同区域,优化电源建设布局;用户也可以根据电价的高低选择不同的落点,优化工商业用户资源投入。

计划模式的弊端与放开

八、放开跨省跨区送受煤电计划。配套电源为煤电,但采取点对网或类似点对网方式送电的跨省跨区送受电,视同受电地区发电机组,参与电力电量平衡,根据受电地区煤电机组发用电计划放开情况同步推进市场化。没有明确配套电源,且主要输送煤电的跨省跨区送受电,不再保留现有的电力电量或分电比例,通过市场化方式调整。初期,可基于历史均值,放开电量比例控制在一定范围内,逐步过渡到全部由各方自行协调确定,鼓励签订中长期合同。

保留调节性发电计划,确保电网安全稳定运行,促进可再生能源多发满发。电网安全稳定运行是电力市场发展的基础。因此,基于电力特性,发电侧必须与用电侧相匹配,通过保留电网运行所需要的调峰调频发电计划,确保电网安全稳定运行。

一是对保障电力电量平衡和电网安全稳定运行带来较大挑战。放开发用电计划后,交易结果的多变性和不确定性,增加了电网企业调度机构安全校核的复杂性,加上调度可支配的调节资源减少、调节裕度降低,以及自备电厂参与市场,都将对电网安全稳定运行带来较大挑战。

联系人:王锟010-68505528,曾辉010-68505901

8455新澳门路线网址,当前,我国能源需求压力巨大,环境污染严重、雾霾频繁发生,对节能减排和治理大气污染提出了更高要求。作为节能减排的重要手段,我国政府已向国际社会多次承诺要提高可再生能源在我国能源结构中的占比。受可再生能源发电技术经济特性影响,其发电价格较高,难以与火电等传统能源同台竞争。因此,改革方案中保留了可再生能源的发电量计划,继续执行全额保障性收购政策,并将进一步挖掘系统调峰潜力,进一步提高可再生能源消纳的能力,促进可再生能源多发电,发满电,持续健康发展。

另一方面,计划模式下的电力生产管理也对发电企业节能减排的激励作用有限,其经营效益主要由年度发电计划决定,企业之间利用小时数差异较小,缺乏降低成本、提高机组效率、节能环保的主观能动性。此外,一定程度的行政干预也不容忽视。结合本地区经济利益和社会稳定等因素,政府部门对发电计划制定存在不同程度的影响,也间接导致跨省区送电发展缓慢。

七、推动新增用户进入市场。新增大工业用户原则上应通过签订电力直接交易合同保障供电,鼓励其他新增用户参与电力直接交易,鼓励与用户、售电公司签订中长期。

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