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《通知》强调,各地要根据实际,科学制定电力电量平衡方案,推进节能低碳电力调度,有效减少弃水弃风弃光,助推绿色生产。

三、坚持市场化方向,积极推进直接交易

四、引导电力用户参与市场交易。各地要加快放开电力用户参与市场交易,放开规模应与发电机组放开容量相匹配。具备条件的地区可扩大电力用户放开范围,不受电压等级限制,中小用户无法参与电力直接交易的,可由售电公司代理参与电力直接交易。积极培养售电市场主体,售电公司可视同大用户与发电企业开展电力直接交易。要加强对电力用户参与市场意识的培育,大力发展电能服务商,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110千伏以上大用户在参加电力直接交易时提供与及用电曲线,对未纳入优先购电的电力用户,电力直接交易合同之外的用电量由电网企业按照政府定价保底供应,保底价格应高于市场平均价格。电网企业应参考上网标杆电价与发电企业签订购电协议承担保底供应。

其中,在年度计划安排上,要全额安排可再生能源并网发电项目的上网电量;优先安排大型水电、核电、热电联产、资源综合利用机组发电;低污染、高效燃煤发电机组的年利用小时数应明显高于高污染、低效机组的年利用小时数,燃煤发电机组中容量、参数接近的要保持利用小时数基本相同。

提高清洁能源比例

七、做好行政执法和相关法规修订工作

各省、自治区、直辖市发展改革委、经信委、能源局、物价局,中国电力企业联合会办公厅、国家电网公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、国家电力投资集团公司、中国长江三峡集团公司、神华集团公司、国家开发投资公司办公厅:

针对电力供求矛盾缓解后有可能放松需求侧管理的倾向,发改委要求,各地要继续加强电力需求侧管理,充分发挥其在提高能效和强化有序用电方面的积极作用。其中,要积极推进提高电能效率。

此外,《通知》还要求各地按职责分工,增强服务意识,做好有关电力行政执法工作;探索行之有效的管理模式;积极推进地方性电力法规体系建设,为电力运行调节工作创造良好的环境等。

创新机制,推广需求响应。各地经济运行主管部门要会同有关单位,借鉴试点实践和国际经验,继续组织实施需求响应,以更加市场化的方式保障电力供需平衡。要配合有关部门研究完善尖峰电价或季节电价,为实施需求响应建立长效机制奠定基础。研究通过电能替代等方式科学增加用电,促进清洁能源消纳。

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。

在跨省交易方面,各地电力运行主管部门要会同有关方面做好本地区电力、电量的平衡预测,按照有利于促进节能减排和电能资源优化配置的原则,统筹制定本地区年度区内发电和外来电或外送电的方案。

《通知》中明确提出“坚持市场化方向,积极推进直接交易”。华北电力大学能源与电力经济研究咨询中心主任曾鸣认为,新电改有望在2016年取得重大突破。

二、落实优先发电、优先购电制度

各省、自治区、直辖市发展改革委、经信委、能源局、物价局,中国电力企业联合会办公厅、国家电网公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、国家电力投资集团公司、中国长江三峡集团公司、神华集团公司、国家开发投资公司办公厅:

为此,发改委要求,各地电力运行主管部门和电力企业要强化综合协调,采取有效措施,及时解决运行中出现的各种矛盾和问题,要做好统筹安排发电生产和跨省区电能交易两项工作。

推进电力直接交易

一、加强监测分析,准确把握电力供需形势

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。

记者

《通知》要求各地以电力直接交易为抓手,扩大交易规模,规范交易方式,还原电力商品属性,促进经济稳增长。“各地直接交易电量占全社会用电量比例应在2015年基础上进一步提高”。具体措施包括:参与直接交易的发电机组,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扣除发电容量;积极探索交易方式,鼓励各地尝试双边协商和集中撮合相结合进行交易,为建立完善电力市场积累经验并研究建立市场化的电力平衡机制。

各地经济运行主管部门要结合本地实际,组织落实优先发电制度,商能源建设主管部门优先预留规划内可再生能源的年度发电空间,鼓励可再生能源参与电力市场,合理确定纳入优先发电的机组类型及优先顺序。明确并提高京津冀、长三角、珠三角等区域接受外来电中清洁能源的比例,促进大气污染防治奋斗目标实现。电力企业要加强配合,提高可再生能源发电机组出力预测水平,减缓电力电量平衡压力。

关于征求《关于有序放开发用电计划工作的通知》意见的函

国家发改委日前在《关于做好2009年电力运行工作的通知》中称,受用电增幅下滑的影响,今年将是近十年来电力供需形势较为宽松的一年,全国大部分地区供大于求,发电设备利用率进一步下降。

《通知》要求,各地应加强监测分析,行业协会、电力企业积极配合,准确把握电力供需形势。同时,各有关单位要充分发挥煤电油气运保障工作部际协调机制、电力厂网协调例会机制、电力交易信息披露机制等平台的积极作用,沟通情况、反映问题和研究政策,共同做好电力运行调节工作。

一是认真做好可再生能源就近消纳试点相关工作。有关省份要按照《国家发展改革委办公厅关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》(发改办运行[2015]2554号)要求和试点方案内容,积极推进试点。其他可再生能源消纳矛盾突出地区,也可参照文件精神研究本地可再生能源就近消纳试点方案。

附件:关于有序放开发用电计划工作的通知

《通知》还要求各地落实优先发电、优先购电制度,明确并提高京津冀、长三角、珠三角等区域接受外来电中清洁能源的比例。电力企业要加强配合,提高可再生能源发电机组出力预测水平,减缓电力电量平衡压力。

总结城市综合试点工作。试点城市所在省份经济运行主管部门要认真梳理本地试点工作,总结工作经验,接受正式考核验收。有关电力企业要配合做好试点总结和考核验收工作。

二、加快缩减煤电机组非市场化电量。为保障改革平稳过渡、保持系统调节能力,在基准小时数以内,保障执行,签订的发购电协议由电力交易机构汇总,电力调度机构安全校核并负责执行。鼓励多签市场化电量,超过基准小时数时,各地根据电网安全稳定运行和放开发用电计划的规模确定最高上限。逐步减少煤电机组非市场化电量,对于签订发购电协议不足基准小时数的,按照基准小时数减去直接交易小时数,乘以一定系数折算,2016年根据实际情况适当选取系数,2017年系数为80%,以后逐年减小,缩减的电量转为市场化交易电量。非市场化交易电量、市场化交易电量之和与实际发电量的偏差在年底调整解决。

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