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1.建立优先购电制度。确定优先购电的适用范围,保障全省一产用电,三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电,以及居民生活用电享有优先购电权。开展有序用电工作,有效保障供需紧张情况下居民等用电需求不受影响。列入优先保障序列的用户,原则上不参与限电,近期不参与市场竞争,纳入用电计划。保障贫困山区、革命老区、采煤沉陷区、棚户区等地区的电力供应。2016 年明确山西优先购电的用户类别、电量规模,制定相关保障制度。
2.建立优先发电制度。以资源消耗、环境保护为主要依据,坚持节能减排和清洁能源优先上网的原则,确定山西优先发电的适用范围,对发电机组进行优先等级分类,合理确定优先发电顺序,并逐年进行动态调整。合理测算计划电量,留足保障性计划空间,逐步缩减发电计划。2016 年建立优先发电的相关保障制度。
3.制定放开发用电计划实施方案。综合考虑山西经济结构、电源结构、电价水平、外送电规模、市场基础,以及保障社会稳定等因素,结合全省电力市场体系建设推进情况,制定放开发用电计划实施方案。通过市场化交易方式,逐步放开其他的发用电计划,完善电力安全的应急保障机制,实现电力电量平衡从计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主,并促进节能减排。在有序放开发用电计划的过程中,充分考虑企业和社会的承受能力,保障基本公共服务的供给。在2016 年制定山西放开发用电计划实施方案。
(五)推进售电侧改革试点先行,逐步放开售电侧市场准入,健全购电交易机制。
1.培育多元化售电主体。在国家确定的售电侧市场主体准入与退出标准与条件基础上,结合山西实际,确定符合技术、安全、环保、节能和社会责任要求的售电主体条件。积极培育多元化的市场竞争主体,向社会资本放开售电业务,赋予用户更多的选择权,提升售电服务质量和用户用能水平,形成有效的市场竞争结构和市场体系。制定山西售电侧改革试点方案并报国家发改委、国家能源局。创新售电业务市场准入机制,以注册认定代替行政审批,实行“一承诺、一公示、一注册、两备案”。
2.实施园区型售电主体直接交易。在高新产业园区、经济技术开发区、循环经济园区等各类园区中,选择有参与意愿并符合准入条件的,组建独立的售电公司,2016 年底前开展园区型售电主体直接交易。
3.鼓励社会资本投资增量配电业务。鼓励以混合所有制方式发展增量配电业务,探索社会资本投资配电业务有效途径,以高新产业园区、经济技术开发区、循环经济园区、工业园区及矿区等为重点,有序向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务。同时,社会资本投资增量配电网控股的,在取得供电业务许可后即拥有配电网运营权,在供电营业区内拥有与电网企业相同的权利,并切实履行相同的责任和义务。对于历史形成的,国网山西省电力公司和晋能集团公司以外的存量配电资产,可视同为增量配电业务。
(六)积极发展可再生能源、分布式电源在保障安全的前提下,开放电网公平接入,积极利用先进技术,提高系统消纳能力和清洁能源利用率。
1.积极促进可再生能源和资源综合利用电力消纳。编制本地区年度电力电量平衡方案时,在保障电网安全稳定和民生的前提下,全额安排可再生能源发电;编制年度发电计划时,优先预留水电、风电、光伏发电等可再生能源机组和热电联产、余热余压余气发电、燃气和煤层气发电等资源综合利用机组发电空间;可再生能源和资源综合利用发电装机比重较大区域在统筹平衡年度电力电量时,鼓励其优先与用户直接交易。2017年开展可再生能源和资源综合利用发电参与直接交易。
2.建立完善调峰补偿市场化机制。在现有山西省火电机组深度调峰交易的基础上,进一步修改完善相关规则,通过多种方式加大调峰补偿力度,通过双边协商或市场化招标等方式确定参与调峰交易双方,鼓励清洁能源通过电力市场购买火电、抽水蓄能、电储能、电力用户等提供的辅助服务以促进全额消纳。2016 年底前修改完善具体补偿办法,建立更加有利于可再生能源消纳的调峰补偿机制。
3.探索微电网建设试点。选择具备条件的区域或企业,开展微电网建设试点,通过区域微电网的自我调节和平衡,探索微电网技术原则和管理经验,探索微电网电能市场交易及运行机制。2016 年底前研究制定微电网建设试点方案。
4.探索形成可再生能源参与市场竞争的新机制。规划内可再生能源优先发电,优先发电合同可转让。鼓励可再生能源参与市场竞争、跨省跨区消纳。2016 年底前研究制定山西可再生能源发电补贴政策。
(七)科学规范自备电厂管理
落实责任、加强监管,促进自备电厂科学发展。
1.规范自备电厂建设管理。从强化规划引导、发展循环经济、延伸煤电产业链等方面,规范自备电厂准入标准,自备电厂的建设应符合国家能源产业政策和电力规划布局要求,严格执行国家节能和环保排放标准。装机明显冗余地区,除以热定电的热电联产项目外,原则上不再新(扩)建自备电厂项目。制定山西自备电厂建设管理办法。
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