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(二)坚持输出与就地消纳并重,推广实行峰谷分时电价,用辅助服务等市场机制着力解决弃水、弃风和弃光问题
一是扩大可再生能源在更大范围内的平衡消纳能力。采取有效措施,充分利用现有跨省区输电通道,结合规划加快跨省区输电工程特别是可再生能源基地外送通道建设,确保现有可再生能源过剩能力得到更大范围消纳、新增发电能力能及时送出。二是提高可再生能源发电就近消纳能力。充分发挥市场机制在消纳存量可再生能源中的关键作用,鼓励可再生能源参与电力直接交易,推进可再生能源与火电发电权交易置换,以及可再生能源替代燃煤自备电厂发电,促进可再生能源就近消纳。三是推广实行峰谷分时电价。结合电力交易市场的建立和发展,加快峰谷分时电价和实时电价的试点和推广应用;加强需求侧管理,适当加大峰谷电价差,促进低谷电能消费、提高电网负荷水平;完善阶梯电价制度,促进居民用电增长。四是加快建立辅助服务市场,提高系统综合调峰能力。建立健全发电企业调峰、调频、备用等辅助服务考核机制和补偿机制,充分挖掘电力系统现有调峰潜力,鼓励各方投资建设服务新能源消纳的调峰机组,合理补偿云南等地区火电机组保安备用功能,认真贯彻落实国家能源局《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》(国能综电力〔2016〕397号),尽快推进火电灵活性试点项目的实际改造,积累运行经验,在总结试点经验的基础上逐步推广应用。
(三)统筹电力改革与行业发展、稳妥推进各项改革,避免行业风险聚集
当前电力行业特别是发电企业正处于市场需求增速明显下滑、电力交易价格下降、节能减排改造任务繁重、产能过剩风险加剧四重矛盾交织叠加的特殊时期,急需统筹电力改革与行业发展、经营各项工作,积极稳妥推动改革政策落实。一方面,要统筹协调电力体制改革、国企改革、国有资产监督管理体制改革等各项改革与行业发展和经营,完善相关调控政策。坚持在保证行业企业运行在合理区间和健康发展的大前提下,推进行业改革和产业调控,避免各类不利因素叠加影响造成的风险快速聚集,引发企业大面积经营困难。另一方面,密切关注改革中出现的新情况、新趋势,进一步规范电力市场化改革秩序,创造公平、公开、竞争有序的电力市场环境,真正发挥市场配置资源的作用。国家有关部门加强对各省级电力市场交易的指导和监管,及时纠正地方保护性的不合理政策,研究出台电力市场主体准入要求及电力市场交易规则等范本;坚持市场为主、政府引导为辅的原则,避免政府对电力交易具体过程的过多干预;切实加强直接交易合同约束力,保证交易双方的履约意识,维护市场秩序。
(四)推进电能替代,提高电能占终端能源消费比重
认真贯彻落实国家发改委等8个部门联合印发的《关于推进电能替代的指导意见》(发改能源〔2016〕1054号),提高电能占终端能源消费比重。一是坚持规划引领,着力抓好规划落实。统筹能源资源开发利用、大气污染防治和经济社会可持续发展,合理规划电能替代;各地方政府应将电能替代纳入当地能源和大气污染防治工作,在城市总体规划、能源发展规划中充分考虑电能替代发展,保障电能替代配套电网线路走廊和站址用地,依据规划加快推进城乡配电网及农网升级改造,释放用电需求。二是坚持市场运作,创新商业模式。鼓励社会资本投入电能替代领域,探索多方共赢的市场化项目运作模式,鼓励以合同能源管理、设备租赁、以租代建等方式开展电能替代,鼓励企业提供多样化的综合能源解决方案;引导社会力量积极参与电能替代技术、业态和运营等创新;完善技术标准和准入制度。三是坚持有序推进,鼓励试点示范。各地区因地制宜、稳步有序地推进经济性好、节能减排效益佳的电能替代试点示范项目,并加强项目建设管理;不断扩大试点范围,总结试点经验,及时开展示范成果展示,推广复制成功经验。四是坚持改革创新,加快关键技术和设备研发。结合电力体制改革,完善电力市场化交易机制,促进电能替代;创新电能替代技术路线,加快电能替代关键设备研发,促进技术装备能效水平显著提升。
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