发改委：逐年减少既有燃煤发电企业计划电量

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发改委:加快组织发电企业与购电方签订发电和购电协议，逐年降低现有燃煤发电企业的计划用电量。允许有条件的市场优先转让发电计划指标，有序发布跨省、跨地区的送电和受电计划。

各省、自治区、直辖市发展和改革委员会、经济和信息化委员会(工业和信息化委员会、工业和信息化部)、能源局、物价局、国家能源局已派出能源监管机构、中国电力企业联合会、国家电网公司、中国南方电网公司、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、国家电力投资公司、中国三峡集团公司、神华集团公司等。

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》(钟发[2015]9号)和《国家发展和改革委员会国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发展和改革委员会[2015]2752号)精神，现就电力规划有序开发利用有关事项通知如下:

一是加快组织发电企业与购电单位签订发电和购电协议(合同)。文件下发后，各地要加快电力体制改革，逐步扩大市场化交易规模，尽快组织发电企业特别是燃煤发电企业与售电企业、用户和电网企业签订三方发电和购电协议(合同)。已签订的发电与购电协议(合同)由电力交易机构按有关规定进行汇总确认，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，就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考虑可再生能源的消耗、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，其他燃煤发电机组的计划电量不高于上一年度计划火电小时数的80%，属于节能环保单位和已签订自己的发电和购电协议(合同)的企业，超过上一年度计划火电小时数的50%，这一比例可适当提高，但不超过85%。2018年后，计划发电比例和电力消费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，适当调整和确定基数。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》(发改用[2016]1558号)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。例如，由于发电和用电计划的不同步发布而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[2015]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，它们将全部纳入市场化交易，价格将由市场形成。但是，合同用电量不应超过燃煤发电机组的最大年发电小时数。新批准的水电、核电等单位除了根据相关政策安排一定的优先发电计划外，还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(合同)，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(合同)期限应与中长期煤炭合同挂钩，销售电价应建立与煤炭价格挂钩的调整机制，调整周期应充分考虑中长期煤炭合同的调整周期；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(合同)中明确。除煤电外，还应建立市场化的电价调整机制，鼓励与集中竞价相结合的调整机制。

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，送电和受电计划的改革按照供电计划、供电类别和批准的运行时间推进。

在国家计划中，有清洁能源发电，如大规模水力发电、核电、风力发电和太阳能发电(000591，买入)，以及地方政府关于净到净输送清洁能源的协议，这些主要通过优先发电计划来保证。优先发电计划的用电量不低于上年实际水平或多年平均水平。根据《国家发展和改革委员会关于完善跨省跨地区电力交易价格形成机制的通知》(发改价格[2015]962号)的有关精神，按照“风险共担、利益共担”的原则，在自愿平等的基础上，在实施国家能源战略的前提下，由输电和受电市场双方自行确定价格。除优先发电计划的电量外，参与受电区域的市场竞价。

鼓励国家规划范围内的现有燃煤发电机组签署中长期协议(合同)。根据受电区燃煤发电机组发电计划的发布，采取点对点或类似的点对点传输方式送(分)电，作为受电区的发电机组，参与电力平衡，同时推进市场化。历史上，统一配电的燃煤发电机组已经形成，发电计划的释放率是受电地区的一半。

钟发[2015]9号文件颁布实施后批准的清洁能源发电机组，在实施优先发电计划的过程中，应逐步扩大以市场化方式形成价格部分的比重。

钟发[2015]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的电量或分配比例，发电计划的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[2015]9号文件及配套文件精神，各地制定优先发电计划，落实国家能源战略，确保清洁能源、调峰机组等可负担电源的发电需求。各省(区、市)计划风电、太阳能和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，热电联产机组供热期热量决定的发电量， 调峰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。优先发电计划可由政府定价，也可由市场化形成价格，其比例可根据供电特点和供需情况等因素确定。 在落实可再生能源可负担收购政策确实困难的地区，经与国家发展改革委、国家能源局协商，我们将研究制定合理的解决方案，确保可再生能源发电保证小时数逐年增加，直至达到国家制定的可负担收购年利用小时数标准。跨省、跨区送电和受电的优先发电计划应在受电区域优先考虑。

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，可以以市场化方式将指标转移到其他优先发电机组。以市场为导向的优先发电计划指标的转移可以在当地或跨省和地区进行。如果该指标不能转移，电网企业应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格平衡账户。不符合规划或者不符合国家规定程序的风能、太阳能等可再生能源，按照规定不得并网。风能、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列入电力行业信用监管黑名单。

八是在保证用户正常用电的基础上，引导其他购电者参与市场交易，不存在议价能力。各地要按照钟发[2015]9号文件及配套文件精神，明确优先购电范围，制定优先购电计划，确保无议价能力用户的用电需求。优先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购电者都应参与市场交易，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。积极培育电力销售市场主体，电力销售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接电力交易，但他们可以由电力销售公司代表。原则上，新的大型工业用户应通过签署直接电力交易协议(合同)来确保电力供应，鼓励其他新用户参与直接电力交易，并签署中长期协议(合同)。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。力争在两年内实现直接电力交易双方的发电和用电曲线的实时对应。

九、参与市场交易的电力用户不再执行目录电价。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的价格主要由用户、售电方和发电企业通过自主协商和市场竞价确定。当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将全部放开。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证供电的责任。电网企业与电力用户之间的交易保证价格，在电力用户支付输配电价的基础上，按照政府批准的住宅电价的1.2-2倍执行。保护价的具体水平由各省(区、市)价格主管部门按照国家规定的上述原则确定。

十、采取切实措施，实行优先发电、优先购电制度。从2017年开始，到去年年底，根据要求，结合实际生产用电情况，测算今年优先发电和优先购电保护的范围，并将今年优先发电和优先购电计划的建议上报国家发展改革委；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、跨地区送电和受电优先发电计划的建议。国家发展和改革委员会根据上报情况，与有关部门、地方和电力企业协商，确定地方和跨省送电和受电年度优先发电和购电计划，并纳入基础产业、新兴产业(Aiji、净值、信息)和部分重点领域的年度发展计划，根据实际供求情况进行适当调整。国家发展改革委、国家能源局及有关部门关于发电和购电优先管理的办法在不断完善。

国家发展和改革委员会

郭家能巨源

2017年3月29日

来源：荆州新闻