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六、有序放开发用电计划
根据实际需要,在不影响电力系统安全、供需平衡和保障优先购电、优先发电的前提下,全国各地逐步放开一定比例的发用电计划,参与直接交易,促进电力市场建设。
(一)逐步放大直接交易比例。
用电逐步放开。现阶段可以放开110千伏(66千伏)及以上电压等级工商业用户、部分35千伏电压等级工商业用户参与直接交易。下一步可以放开全部35千伏及以上电压等级工商业用户,甚至部分10千伏及以上电压等级工商业用户参与;允许部分优先购电的企业和用户自愿进入市场。具备条件时,可以放开全部10千伏及以上电压等级用户,甚至允许所有优先购电的企业和用户自愿进入市场;也可以通过保留一定交叉补贴,使得无议价能力用户价格比较合理,在市场上具有一定竞争力,通过市场解决;供电企业仍承担保底供电责任,确保市场失灵时的基本保障。
发电相应放开。随着用电逐步放开,相应放开一定比例的发电容量参与直接交易。目前保留各类优先发电,鼓励优先发电的企业和用户自愿进入市场。具备条件时,调峰调频电量、供热发电、核电、余热余压余气发电等优先发电尽可能进入电力市场。
跨省跨区送受电逐步放开。现阶段,国家计划、地方政府协议送电量优先发电;其他跨省跨区送受电可给予一定过渡期,在历史均值基础上,年电量变化幅度应控制在一定比例范围内,或可通过跨省跨区替代发电实现利益调节。下一步,鼓励将国家计划、地方政府协议送电量转变为中长期合同;其他跨省跨区送受电由送受电各方自行协商确定,鼓励签订中长期合同。逐步过渡到主要通过中长期交易、临时交易实现;既可以是政府间中长期交易,电力企业、用户间中长期交易,也可以是电力企业、用户间临时交易。
(二)促进建立电力市场体系。
通过建立、规范和完善直接交易机制,促进电力中长期交易的发展。首先,选取试点地区开展现货市场试点,探索建立电力电量平衡新机制。然后,在现货市场试点基础上,丰富完善市场品种,探索实施途径、积累经验、完善规则,尝试建立比较完整的电力市场体系,为全国范围推广奠定基础。鼓励需求侧资源参与各类市场竞争,促进分布式发电、电动汽车、需求响应等的发展。后期,进一步完善各类电力市场和交易品种,并逐步在全国范围推广、建立比较完善的电力市场体系,使得电力电量平衡能够主要依靠电力市场实现,市场在配置资源中发挥决定性作用。结合直接交易用户的放开,适时取消相应类别用户目录电价,即用户必须自行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。除优先发电、优先购电对应的电量外,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。
(三)不断完善应急保障机制。
通过实施需求响应和有序用电方案,完善电力电量平衡的应急保障机制和体系。在面临重大自然灾害和突发事件时,省级以上人民政府依法宣布进入应急状态或紧急状态,暂停市场交易,全部或部分免除市场主体的违约责任,发电全部或部分执行指令性交易,包括电量、电价,用电执行有序用电方案。
七、因地制宜组织实施
(一)切实加强组织领导。各地区要建立工作机制,有关部门要分工协作、相互配合,结合本地区实际情况,制定实施方案并报国家发展改革委和国家能源局;对于过渡时期可能出现的各种问题,早做考虑、早做预案;认真落实本指导意见提出的各项任务,遇有重大问题及时反映。国家发展改革委和国家能源局将会同有关部门加强对各地区实施方案制定和具体工作推进的指导和监督;适时组织评估有序放开发用电计划工作,总结经验、分析问题、完善政策。
(二)因地制宜开展工作。鉴于我国不同地区间电源电网结构、实际运行特点以及经济结构等均存在较大差异,改革过程中面临的困难各不相同、同步实施难度较大,各地可根据工作基础、实施难度和实际进展等因素,在本地区实施方案中确定主要时间节点,并制定不同阶段的放开比例和具体工作方案。建立现货市场的试点地区,可以根据需要另行设计发用电计划改革路径。
(三)充分发挥市场作用。无论是制定、实施本地区实施方案,还是组织开展试点工作,各地都要坚持发挥市场的用,注重制定完善规则,按规则办事,避免自由裁量空间过大。特别是在直接交易等实施过程中,不得指定交易对象、交易电量、交易价格。国家能源局派出机构应加强对此类情况的监督检查。如经核实出现类似情况,将暂停该地区试点工作或改革推进工作,待整改完毕后再行推进。
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