通知要求:加快结构发电企业与购电主体签订发购电协议(合同);逐年减少既有燃煤发电企业计划电量;新核准发电机组积极参与市场交易;规范和完善市场化交易电量价格调整机制;井然放开跨省跨区送受电计划;准许优先发电计划指标有条件市场化转让;参与市场交易的电力用户不再施行目录电价等。  通知要求:加快结构发电企业与购电主体签订发购电协议(合同);逐年减少既有燃煤发电企业计划电量;新核准发电机组积极参与市场交易;规范和完善市场化交易电量价格调整机制;井然放开跨省跨区送受电计划;准许优先发电计划指标有条件市场化转让;参与市场交易的电力用户不再施行目录电价等。

  
关于井然放开发用电计划的通知
发改运行〔2017〕294号
  各省、自治区、直辖市发展改革委、经信委(工信委、工信厅)、能源局、物价局国度能源局各派出能源监管机构中国电力企业联合会国度电网公司、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、国度电力投资集团公司、中国长江三峡集团公司、神华集团公司、国度开发投资公司、中国核工业集团公司、中国广核集团有限公司、华润集团有限公司:
  为贯彻《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)文件精神落实《国度发展改革委国度能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体[2015]2752号)要求现就井然放开发用电计划工作有关事项通知如下:
<各地要加快推进电力体制改革逐渐扩大市场化交易电量规模自文件下发之日起尽快结构发电企业专程是燃煤发电企业与售电企业、用户及电网企业签订三方发购电协议(合同)。   签订的发购电协议(合同)由电力交易机构根据有关规定汇总和确认电力调度机构进行安全校核燃煤发电企业只要不超过当地省域年度燃煤机组发电小时数最高上限由电网企业保障施行。各地年度燃煤机组发电小时数的最高上限综合考虑可再生能源消纳、电网安全、守正不阿竞争和行业健康发展等情况统筹测算由调度机构商省级政府有关部门确定并报国度发展改革委和国度能源局备案。      二、逐年减少既有燃煤发电企业计划电量。   2017年在优先支持已实行市场交易电量的基础上其他煤电机组安排计划电量不高于上年火电计划小时的80%属于节能环保机组及矛盾签订发购电协议(合同)超出上年火电计划利用小时数50%的企业比例可正当上调但不超过85%。   2018年以后计划发电量比例配合用电量放开进展逐年减小。   上年度计划利用小时数不宜作为基数的地区可由省级政府有关部门根据电力体制改革有关精神正当调整确定基数。可再生能源调峰机组计划电量按照《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》(发改运行[2016]1558号)有关要求安排。除优先发电计划外其他电量均通过市场化交易实现如因发用电计划放开不同步产生电费结算盈亏计入本地输配电价平衡账户可用于政策性交叉补贴、辅助服务费用等。      三、新核准发电机组积极参与市场交易。   对中发[2015]9号文颁布实施后核准的煤电机组原则上不再安排发电计划不再施行政府定价投产后一律纳入市场化交易和由市场形成价格但签约交易电量亦不应超过当地年度燃煤机组发电小时数最高上限。新核准的水电、核电等机组除根据有关政策安排一定优先发电计划外应积极参与电力市场交易由市场形成价格。   四、规范和完善市场化交易电量价格调整机制。   发电企业与售电企业、用户及电网企业签订市场化发购电协议(合同)鼓励签订中长期合同并在合同中约定价格调整机制。燃煤发电企业的协议(合同)期限应与电煤中长期合同挂钩发售电价格建立与电煤价格联动的调整机制调整周期足够考虑电煤中长期合同的调整周期;有聚集竞价的地区鼓励建立价格调整机制具体调整方法由双方在协议(合同)中明确。   煤电以外的市场化电量也应建立价格调整机制鼓励建立与聚集竞价相衔接的调整机制。   五、井然放开跨省跨区送受电计划。   跨省跨区送受电逐渐过渡到优先发电计划和井然实现直截了当交易相结合根据电源规划、电源类别和核准投运时间分类推进送受电计划改革。   国度规划内的既有大型水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电以及网对网送受清洁能源的地方政府协议通过优先发电计划予以重点保障。优先发电计划电量不低于上年实际水平或多年平均水平价格按照《国度发展改革委关于完善跨省跨区电能交易价格形成机制有关问题的通知》(发改价格[2015]962号)有关精神由送电、受电市场主体双方在自愿平等基础上在贯彻落实国度能源战略的前提下按照风险共担、利益共享原则协商或通过市场化交易方式确定送受电价格鼓励通过签订中长期合同的方式予以落实;优先发电计划电量以外部分参加受电地区市场化竞价。      国度规划内的既有煤电机组鼓励签订中长期协议(合同)。采取点对网或类似点对网专线输电方式送(分)电的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。历史形成统一分配电量的煤电机组发电计划放开比例为受电地区放开比例的一半。   国度规划内且在中发[2015]9号文颁布实施后核准的清洁能源发电机组在落实优先发电计划过程中市场化方式形成价格部分的比例应逐渐扩大。      国度规划内且在中发[2015]9号文颁布实施后核准的煤电机组不再保留现有的电力电量或分电比例发电计划放开比例为受电地区放开比例的一半。   六、细致订定优先发电计划。   各地按照中发[2015]9号文及配套文件精神订定优先发电计划以落实国度能源战略确保清洁能源、调峰机组等保障性电源发电需要。省(区、市)内消纳的规划内风电、太阳能发电、核电等机组在保障性收购小时以内的电量水电兼顾资源等条件、历史均值和综合利用要求的优先发电量热电联产机组供热期以热定电的发电量以及调峰调频电量由省级政府有关部门按照《关于井然放开发用电计划的实施意见》要求依据国度订定的有关办法确定为优先发电计划由电网企业保障施行。   优先发电计划可以施行政府定价也可通过市场化方式形成价格根据电源特性和供需形势等因素确定比例。落实可再生能源保障性收购政策确实存在困难的地区商国度发展改革委、国度能源局订定后研究订定合理的解决措施确保可再生能源发电保障小时数逐年添补直至达到国度订定的保障性收购年利用小时数标准。跨省跨区送受电的优先发电计划在受电地区优先消纳。      七、准许优先发电计划指标有条件市场化转让。   属于市场化方式形成价格的优先发电计划如不能实现签约指标可市场化转让给其他优先发电机组。优先发电计划指标市场化转让可在本地进行也可以跨省跨区开展。如指标胡作非为转让则由电网企业参考本地区同类型机组平均购电价格购买产生的结算盈余计入本地输配电价平衡账户。对规划以外或不符合国度规定程序的风电、太阳能发电等可再生能源按规定不准许并网运行。   风电、太阳能发电等可再生能源是否符合规划、符合国度规定程序由地方能源主管部门会同能源局派出机构进行核查。核查确定为违规机组还要纳入电力行业信用监管黑名单。   八、在保障无议价能力用户寻常用电基础上引导其他购电主体参与市场交易。   各地要按照中发[2015]9号文及配套文件精神明确优先购电范围订定优先购电计划确保无议价能力用户用电需要。优先购电计划施行政府定价由电网公司予以保障。各地要加快放开无议价能力用户以外的电力用户等购电主体参与市场交易引导发电侧放开规模与需求侧相匹配。参与直截了当交易的购电主体原则上应全部电量参与市场交易市场化交易的电量政府有关部门将不再下达用电计划。   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。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截了当交易。中小用户胡作非为参与电力直截了当交易的可由售电公司代理参与。新增大工业用户原则上应通过签订电力直截了当交易协议(合同)保障供电鼓励其他新增用户参与电力直截了当交易签订中长期协议(合同)。要增强对电力用户参与市场意识的培养大力发展电能服务产业帮助用户了解用电曲线提高市场化意识。   夺取在两年内初步实现电力直截了当交易双方发用电曲线实时对应。 <2-2倍施行。保底价格具体水平由各省(区、市)价格主管部门按照国度确定的上述原则确定。      十、采取切实措施落实优先发电、优先购电制度。2017年起各地上年末要按照要求结合电力生产和消费实际测算本地区本年度优先发电、优先购电保障范围向国度发展改革委上报本地区本年度优先发电、优先购电计划建议;国度电网公司、南方电网公司按照要求每年底向国度发展改革委上报次年度跨省跨区送受电优先发电计划建议。   国度发展改革委根据上报情况与有关部门、地方和电力企业协商确定各地及跨省跨区送受电年度优先发电、优先购电计划纳入年度基础产业、新兴产业和部分重点领域发展计划并根据实际供需正当调整。国度发展改革委、国度能源局会同有关部门不断完善优先发电、优先购电管理办法。