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(三)优先发电保障措施。一是留足计划空间。各地安排年度发电计划时,充分预留发电空间。其中,风电、太阳能发电、生物质发电、余热余压余气发电按照资源条件全额安排发电,水电兼顾资源条件、历史均值和综合利用要求确定发电量,核电在保证安全的情况下兼顾调峰需要安排发电。二是加强电力外送和消纳。跨省跨区送受电中原则上应明确可再生能源发电量的比例。三是统一预测出力。调度机构统一负责调度范围内风电、太阳能发电出力预测,并充分利用水电预报调度成果,做好电力电量衡工作,科学安排机组组合,充分挖掘系统调峰潜力,合理调整旋转备用容量,在保证电网安全运行的前提下,促进清洁能源优先上网;面临弃水弃风弃光情况时,及时预告有关情况,及时公开相关调度和机组运行信息。可再生能源发电企业应加强出力预测工作,并将预测结果报相应调度机构。四是组织实施替代,同时实现优先发电可交易。修订火电运行技术规范,提高调峰灵活性,为消纳可再生能源腾出调峰空间。鼓励开展替代发电、调峰辅助服务交易。
四、切实保障电力电量平衡未建立现货市场的地区,应以现有发用电计划工作为基础,坚持公开、公平、公正,参照以下步骤做好年度电力电量平衡工作。
(一)做好供需平衡预测。每年年底,各地预测来年本地区电力供需平衡情况,预测总发用电量,测算跨省跨区送受电电量(含优先发电部分、市场交易部分),测算本地区平均发电利用小时数,点对网发电机组视同为受电地区发电企业。
(二)安排优先发电。优先安排风能、太阳能、生物质能等可再生能源保障性发电;根据电网调峰调频需要,合理安排调峰调频电量;按照以热定电原则安排热电联产机组发电;兼顾资源条件、系统需要,合理安排水电发电;兼顾调峰需要,合理安排核电发电;安排余热余压余气发电;考虑节能环保水平,安排高效节能、超低排放的燃煤机组发电。
(三)组织直接交易。组织符合条件的电力用户和发电企业,通过双边交易或多边交易等方式,确定交易电量和交易价格;尽可能确保用户用电负荷特性不得恶化,避免加大电网调峰压力;尽可能避免非理性竞争,保障可持续发展。其中,供热比重大的地区,直接交易不得影响低谷电力平衡和保障供热需要;水电比重大的地区,直接交易应区分丰水期、枯水期电量。
(四)扣除相应容量。为促进直接交易价格合理反映电力资源产品价值,在安排计划电量时,原则上应根据直接交易情况,相应扣除发电容量。为调动发电企业参与积极性,直接交易电量折算发电容量时,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。
(五)安排好年度电力电量平衡方案。扣除直接交易的发电量、发电容量后,剩余发电量、发电容量可以按照现行的差别电量计划制定规则,考虑年度检修计划后,确定发电计划。计划电量执行政府定价。电力企业应根据年度电力电量平衡方案协商签订购售电合同。
(六)实施替代发电。发电计划确定后,在满足安全和供热等约束条件下,组织发电企业通过自主协商或集中撮合等方式实施替代发电,促进节能减排。计划电量和直接交易电量,均可按照有关规定实施替代发电。
(七)保障电力平衡。所有统调发电机组均承担电力平衡和调峰调频任务,对应的电量为调峰调频电量,计入计划电量,原调度方式不变。
(八)适时调整年度电力电量平衡方案。通过调整方案,确保交易电量得以执行。可于四季度,根据直接交易电量变化、用电增速变化,以及有关奖惩因素等,按照上述规则调整年度电力电量平衡方案,并签订调整补充协议。
五、积极推进直接交易通过建立、规范和完善直接交易机制,促进中长期电力交易的发展,加快市场化改革进程。
(一)用户准入范围。允许一定电压等级或容量的用户参与直接交易;允许售电公司参与;允许地方电网和趸售县参与;允许产业园区和经济技术开发区等整体参与。落后产能、违规建设和违法排污项目不得参与。各地可结合本地区实际情况、产业政策,以及能耗、环保水平等完善准入条件,并尽可能采用负面清单、注册制方式。选择直接交易的用户,原则上应全部电量参与市场交易,不再按政府定价购电。
(二)发电准入范围。允许火电、水电参与直接交易;鼓励核电、风电、太阳能发电等尝试参与;火电机组中,超低排放的燃煤发电机组优先参与。不符合国家产业政策、节能节水指标未完成、污染物排放未达到排放标准和总量控制要求、违规建设等电源项目不得参与。各地可结合本地区实际情况、发电产业政策,以及发电机组容量、能耗、环保水平等完善准入条件,并尽可能采用负面清单方式。发电机组参与直接交易的容量应保持合理比例,以便保持调峰调频能力、避免影响供需平衡。
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