推进电改！山东省电力体制改革专项实施方案印发

一、指导思想

贯彻落实中发9号文件及其配套文件精神，坚持市场化改革方向，统筹规划自备电厂建设，规范自备电厂运营，促进平等参与市场竞争和资源综合利用，实现资源优化配置，提升电力系统整体安全水平，维护电力市场秩序，推动我省自备电厂规范有序发展。

二、基本原则

(一)统筹规划，有序发展。强化电力发展规划的引领作用，统筹能源资源和市场需求，科学规划建设自备电厂，促进自备电厂有序发展。

(二)分类指导，确保稳定。对燃煤自备电厂和资源综合利用自备电厂进行分类指导，充分发挥自备电厂作用，提升自备电厂运行管理水平，维护电力系统安全稳定运行。

(三)节能减排，提质增效。严格新建机组能效、环保准入门槛，落实水资源管理“三条红线”控制指标。持续升级改造和淘汰落后火电机组，提升自备电厂能效和环保水平。

(四)公平负担，平等竞争。加强自备电厂系统备用费、基本电费等政策研究，执行统一的产业政策和市场规则，促进自备电厂公平负担，推动自备电厂成为合格的市场主体，公平参与市场交易。

(五)加强监管，规范运行。构建规划、政策、规则、监管协调一致的监管体系，强化对自备电厂的监督管理，维护电力建设运行秩序。

三、加强建设管理，促进规范有序发展

(一)严格控制新上燃煤自备电厂规模

1.新(扩)建燃煤自备电厂项目(除背压机组和余热、余压、余气利用机组外)要统筹纳入国家依据总量控制制定的火电建设规划，并按程序核准。除国家、省规划的重点园区、重大项目外，原则上不再新(扩)建燃煤自备电厂项目。

2.自备电厂机组要合理选择机型和装机规模，项目开工建设前要按规定取得核准文件和必要的支持性文件，建设过程中要严格执行国家和省有关火电建设产业政策和能效、水效、环保、安全、质量等标准。严禁未批先建、批建不符及以余热、余压、余气名义建设常规燃煤机组等违规行为。

(二)鼓励资源综合利用自备电厂发展

鼓励企业回收利用工业生产过程中产生的余热、余压、余气等建设相应规模的自备电厂,其生产的电力、热力在满足本企业自身需求的基础上，鼓励其上网销售或按有关规定参与电力市场交易、向周边供热。此类项目可按有关规定减免政策性交叉补贴和系统备用费。

(三)鼓励自备电厂并网运行

1.电网企业应对符合规定的自备电厂无歧视开放电网，按照新建电源接入电网的有关规定做好系统接入服务。

2.自备电厂并网应符合山东电网并网运行安全、技术条件，按要求配置继电保护、安全自动装置以及调度自动化、通信、计量和热力在线监测等装置，确保并网安全。

四、加强生产运行管理，规范企业运营

(一)加强生产管理

并网自备电厂要按照电力行业有关法规和标准，加强设备管理，承担维护电力系统安全稳定运行的责任和义务，严格执行调度纪律，服从电力调度机构的运行安排，按调度指令启停机组、接带负荷，合理组织设备检修。

(二)加强自备机组并网运行管理

全省直调自备电厂余电上网的应参与并网运行管理和辅助服务考核与补偿，根据自身负荷和机组特性提供调峰、调压等辅助服务，严格按照调度指令和发电上网曲线安排机组生产，维护电网运行安全。利用余热、余压、余气发电的自备电厂，原则上不参与电网调峰;确需调峰的机组，不得因调峰引起余热、余气对空排放。

(三)鼓励自备电厂企业实施改制

自备电厂企业可以与国有电力企业等社会资本合资组建股份制企业，或由社会资本收购，或由原投资企业全资经营。改制后，可以保留原自备电厂性质，也可以自愿转为公用电厂。

(四)加强计量和统计管理

1.拥有自备电厂的企业应按国家有关规定在发电机出口、上网关口安装电能计量装置，在用电侧安装用电信息采集装置，并具备远程实时自动采集功能，接入电网企业相关信息采集系统。关口计量点的设置和变更按照国家有关规定执行。

2.拥有自备电厂的企业所安装的电能计量装置应符合国家电能计量相关规范和标准，满足计量和计费要求，并能够分别计量发电量、厂用电量、分类用电量和上网电量等。

3.计量装置安装要求。2017年12月31日前完成10万千瓦及以上自备发电机组的电能计量装置安装工作，2018年12月31日前完成所有自备发电机组的电能计量装置安装工作。

4.自备电厂应按国家统计制度及山东省电力统计相关规定和程序，按期上报有关统计报表。

五、加强规费征收管理，公平承担社会责任

(一)拥有自备电厂的企业自发自用电量应按规定缴纳国家依法合规设立的政府性基金以及政策性交叉补贴。

(二)拥有并网自备电厂的企业应与电网协商确定备用容量，并按约定备用容量向电网企业支付系统备用费。根据电力市场化改革需要，探索研究取消系统备用费。

六、推进升级改造，淘汰落后机组

(一)推进环保改造。自备电厂应严格执行环保排放标准，安装污染物自动监控设备，并与环保部门联网。污染物排放不达标的自备电厂要限期完成改造。2017年6月底前，全省单机10万千瓦及以上燃煤电厂必须全部实现超低排放;2017年10月底前，7个传输通道城市单机10万千瓦以下燃煤电厂完成超低排放改造;2017年年底前，其余10个市单机10万千瓦以下燃煤电厂力争完成超低排放改造。

(二)提高能效水平。自备电厂运行要符合国家、省有关能效标准要求。供电煤耗、水耗高于同类机组平均水平5克/千瓦时、0.5千克/千瓦时及以上的自备燃煤发电机组，要实施节能、节水升级改造。2017年底前，全省常规燃煤自备机组能耗、水耗水平要与公用机组相当，达到《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》(GB21258-2013)标准要求。

(三)鼓励自备电厂实施容量替代。煤电小机组较多的企业，可通过新建背压供热机组或容量替代新建高效煤电机组等方式对现有机组进行整合，优先支持容量替代比例高的项目列入煤电发展规划。

(四)淘汰落后机组。对机组类型属于《产业结构调整目录》等相关产业政策规定淘汰类的，予以强制淘汰关停。能耗和污染物排放不符合国家和我省最新标准的自备电厂应限期实施升级改造，到期不能完成改造的一律予以关停。关停机组相应设备应就地拆除报废，不得转供电或解列运行，不得易地建设。关停的自备机组在一定补偿期内给予发电量计划补偿，通过替代发电方式由高效、环保大机组代发。补偿期限最长不超过3年，补偿电量计划按本机组近3年的平均发电利用小时数确定。

(五)推动燃煤消减。采用市场化机制引导拥有燃煤自备电厂的企业减少自发自用电量，增加市场购电量，逐步实现可再生能源替代燃煤发电。

七、明确市场主体，参与市场交易

(一)确定市场主体。拥有并网自备电厂的独立法人企业(或授权企业)成为发电主体参与市场，应符合国家产业政策，达到能效、环保要求，按规定承担国家依法合规设立的政府性基金以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴，进入政府公布的交易主体目录并在交易机构注册。

(二)有序参与市场交易。拥有自备电厂的企业成为发电市场主体后，其自用有余的电量可按电力市场交易规则与售电企业、电力用户开展直接交易，或通过交易机构集中交易平台交易。

(三)平等参与购电。拥有自备电厂但仍需使用公用电网电力电量的企业，按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴后，可视为普通电力用户，平等参与市场购电。

八、落实主体责任，加强监督管理

(一)明确主体责任。拥有自备电厂的企业要严格落实国家和我省的电力产业政策和环保政策等要求，积极参与电力体制改革和电力市场建设，加强自备电厂管理，主动履行自备电厂的安全、环保等主体责任，严格执行能效、环保标准，切实维护电力系统安全稳定运行，公平承担社会责任。

(二)加强监督管理，形成工作合力。省发展改革委、省经济和信息化委、省环保厅、省物价局、财政部驻山东专员办、山东能源监管办、国网山东省电力公司等相关部门、单位要根据各自职责范围，加强对自备电厂的规范和管理。省发展改革委负责自备电厂项目规划管理等工作;省经济和信息化委负责将自备电厂纳入全省电力电量平衡，做好供需衔接等工作;省环保厅负责对自备电厂环保设施建设、改造、环保指标管理等工作;省物价局负责自备电厂价格政策制定、价格监管等相关工作;财政部驻山东专员办负责自备电厂缴纳中央政府性基金情况的征收和监督检查等工作;山东能源监管办负责自备电厂并网运行和辅助服务管理、自备电厂市场主体认定等工作;国网山东省电力公司负责并网自备电厂的调度管理、政府性基金代征和电量计量、统计等工作。各地政府要加强属地管理，落实国家和省有关自备电厂的政策、要求。自备电厂所属企业要承担其安全生产的主体责任。各部门、单位要加强协调，齐抓共管，形成工作合力，确保自备电厂规范有序发展。

山东省推动分布式电源建设实施意见

根据省委、省政府印发的《山东省电力体制改革综合试点方案》(鲁发〔2016〕33号)等文件精神，为加快推动分布式电源建设，形成分布式电源发展新机制，结合我省实际，制定本实施意见。

一、重要意义

分布式电源是指在电力用户所在场地或附近区域建设，运行方式以用户端自发自用为主、多余电量上网为辅，且在配电网系统平衡调节为特征的发电设施或有电力输出的能量综合梯级利用多联供设施，包括天然气、太阳能、生物质能、风能、地热能、海洋能及余热余压余气等资源综合利用电源项目。与传统集中式发电相比，分布式电源遵循因地制宜、分散布局、就近消纳的原则，并具有直接面向终端用户、能源综合利用效率高、能耗低污染少等特点。在资源环境约束日益趋紧、储能和智能电网技术快速发展的新形势下，抓住推进电力体制改革的重大机遇，通过开放电网公平接入，建立分布式电源发展新机制，推动分布式电源建设发展，既有利于增强能源供应能力、提高能源系统综合利用效率，也有利于增加清洁能源供给、促进节能减排、减少大气污染。同时，还能带动相关技术进步和设备制造行业发展，拓展新的经济增长点。

二、指导思想、基本原则和主要目标

(一)指导思想

认真贯彻落实党的十八大和十八届三中、四中、五中、六中全会精神，按照中央和省委、省政府电力体制改革的统一部署要求，坚持市场主导、政府引导、政策支持，坚持自发自用、余量上网、电网调节，加快推进分布式电源建设，完善并网运行服务，着力提升清洁能源在终端能源消费中的比重，着力提升分布式电源在电力应用中的比重，着力提升能源系统综合利用效率，积极构建公正开放、竞争有序、健全完善的现代电力市场体系。

(二)基本原则

分散布局、就近利用。依据区域能源发展规划，统筹各类能源资源，因地制宜、科学合理布局分布式电源项目，建立健全供需协调的用能系统，提高系统消纳能力和能源利用效率。

优先发电、全额保障。建立优先发电制度，保障规划内的风能、太阳能、生物质能等发电优先上网，促进清洁能源多发满发;全面放开用户侧分布式电源建设，实现新能源和可再生能源发电无歧视、无障碍接入。

机制创新、科技支撑。积极创新政策环境和体制机制，鼓励多种主体参与分布式电源建设、运营和管理;加强技术研发，推动产学研结合，加快推进技术进步和装备制造能力升级。

先行试点、逐步推广。积极开展分布式电源项目的各类试点和示范，深入探索各种新技术、新业态、新模式，总结积累试点经验，促进分布式电源健康有序发展。

(三)目标任务

通过推动分布式电源建设发展，到“十三五”末，全省新能源和可再生能源占能源消费比重达到7%;新能源和可再生能源发电由集中式为主向集中式与分散式并举转变，新增新能源和可再生能源发电装机中分布式发电占三分之一左右;建成50个左右具备各类典型特征的分布式电源示范项目，以此带动全省能源生产和消费变革。

三、主要应用领域和相关技术

(一)主要应用领域

1.各类企业、工业园区、经济开发区等;

2.政府机关和事业单位的建筑物或设施;

3.文化、体育、医疗、教育、交通枢纽等公共建筑物或设施;4.商场、宾馆、写字楼等商业建筑物或设施;

5.城市居民小区、住宅楼及独立的住宅建筑物;

6.农村地区村庄和乡镇;

7.偏远海岛;

8.适合分布式发电的其他领域。

(二)主要技术

1.与建筑物结合的用户侧光伏发电技术;

2.分散布局建设的并网型风电、太阳能发电技术;

3.小型风光储等多能互补发电技术;

4.工业余热余压余气发电及多联供技术;

5.以农林剩余物、畜禽养殖废弃物、有机废水和生活垃圾等为原料的气化、直燃和沼气发电及多联供技术;

6.地热能、海洋能发电及多联供技术;

7.天然气多联供技术、煤层气(煤矿瓦斯)发电技术;

8.微电网、“互联网+”智慧能源(能源互联网)、储能技术;

9.其他分布式发电技术。

四、工作重点任务

(一)扩大分布式电源推广应用规模

充分发挥我省电网接入和市场消纳优势，放开用户侧分布式电源建设，支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件，因地制宜投资建设太阳能、风能、生物质能发电以及燃气“热电冷”联产等各类分布式电源，准许接入各电压等级的配电网络和终端用电系统。在城镇、工业园区、大型公用设施(机场、车站、医院、学校等)、商务区等重点区域，加强终端供能系统统筹规划和一体化建设，优化发展布局，通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源互联网等方式实现多能互补及协同供应，推动能源就地清洁生产和就近消纳，提高能源综合利用效率。在农村新型社区建设、旧村改造、农村改暖等工程中，按照“新农村、新能源、新生活”的总体思路，统筹规划沼气、光伏、生物质等分布式发电系统，改善农村供电状况和用能水平;坚持精准扶贫、精准脱贫，加快推进以小型村级电站为主的光伏扶贫项目建设，让贫困群众获得长期稳定收益。

(二)增强电网消纳保障能力

加强城乡配电网规划建设，坚持统一规划、统一标准、统筹城乡、协同推进，加大资金项目投入，着力解决城乡配电网薄弱问题，优化城乡网络结构，组织实施好新一轮农村电网改造升级工程，推进配电网转型升级，全面提升配电网信息化、智能化、自动化水平，构建安全可靠、经济高效、技术先进、环境友好的现代配电网，满足分布式电源接入电网的需要。充分挖掘电网调峰能力，统筹推进抽水蓄能、燃机发电等调峰电源建设，强化需求侧管理，提高电网调峰能力和消纳能力。加强电源与电网规划的有机衔接，统筹考虑土地资源、电网消纳能力等因素，合理确定分布式电源开发规模和建设时序，保障分布式电源与配套电网同步建设、及时并网，促进分布式电源与电网协调有序发展。

(三)加快推进技术创新

坚持将科技创新驱动作为促进分布式电源持续健康发展的基本动力，建立完善以市场为导向、政府为引导、企业为主体、科研单位为支撑、各类用户广泛参与的产学研用技术创新体系，不断提高分布式电源利用效率，降低项目建设和运行成本，增强分布式电源技术经济综合竞争力。以提高光伏电池转换效率、生物质发电系统集成、储能设施能量密度、智能微网等关键技术为核心，加大技术及装备研发投入和攻关力度，提高科技创新能力和核心竞争力。适应分布式电源发展和多元化用户需求，优化电力需求侧管理，积极发展融合先进储能技术、信息技术的微电网和智能电网技术，提高电网与发电侧、需求侧的交互响应能力。

(四)着力构建标准规范体系

贯彻落实国家分布式电源项目规划设计、装备制造、电网接入、并网运行等技术标准及规范，确保分布式电源项目合理合规建设。根据发展需要建设分布式电源并网运行监测、功率预测和优化运行相结合的综合技术体系，采用先进运行控制技术，实现分布式电源高效利用和系统安全稳定运行。充分发挥市场配置资源的决定性作用，提高分布式电源相关产品市场准入标准，鼓励和支持采用高效节能产品和先进技术，促进技术进步和产业升级。积极引导省内企业参与分布式电源相关标准规范的制订(修订)，引领和带动本行业加快发展。

(五)加快推进“互联网+”分布式电源建设

充分发挥互联网在分布式电源生产、传输、存储、消费中的作用，促进分布式电源发展与互联网、物联网、云计算、大数据等技术深度融合，建设“源-网-荷-储”协调发展、集成互补的分布式电源综合系统，推动能源使用朝着设备智能、多能协同、信息对称、供需分散、交易开放的方向发展，激活能源供给端和消费端潜力，形成新型的能源生产消费体系和管控体制，带动能源互联网新技术、新模式、新业态发展。加快构建基于互联网的分布式能源信息化服务平台，为用户提供开放共享、灵活智能的能源供应及增值服务。

(六)搞好试点示范项目

鼓励具备条件的地区、部门和企业，因地制宜地开展各类分布式电源试点示范。围绕多能协同互补、高比例清洁能源利用、新能源微电网、储能、“互联网+”等重点领域，积极开展分布式能源利用城市、园区、项目三级示范体系创建工作，形成一批可复制、可推广的发展模式，促进各类分布式电源发展。积极探索分布式电源与农业、工业、交通、旅游以及充电基础设施、新型城镇化、新农村建设等不同行业融合发展的新途径。

五、保障措施

(一)加强规划引导

坚持规划先行、统筹布局，根据能源资源禀赋、当地用能需求、社会承受能力、科技装备水平、行业发展趋势等因素，科学规划分布式电源发展，明确不同技术类型的分布式电源发展目标、建设规模和空间布局，引导分布式电源均衡、有序发展。加强与经济社会发展、城镇化、城乡、土地利用、天然气管网、电网发展等规划的有机衔接，增强规划的一致性、协调性和可操作性。

(二)规范项目管理

按照简政放权、放管结合、优化服务的要求，各类别分布式电源项目按照简化审批程序办理。根据新修订的政府核准的投资项目目录，小水电、分布式燃气热电联产、农林生物质热电联产、垃圾焚烧发电、风电项目由市级投资主管部门核准;光伏发电项目由各级发展改革部门按照属地原则实行分级备案管理;其他不在核准目录范围的分布式电源项目实行备案管理。如国家或省对基本建设项目审批政策作出调整，按照新规定执行。

(三)做好并网服务和电量消纳

对于符合规划的分布式电源项目，按照优化并网流程、简化并网手续、提高服务效率的原则，完善分布式电源接网服务程序，为分布式电源提供便捷高效的接网服务。结合分布式电源发展需求，加强电网适应性和消纳能力等关键技术研究，完善电网接入技术标准、工程规范和相关管理办法，不断提升分布式电源并网管理水平。电网企业负责分布式发电外部接网设施及由接入引起公共电网改造部分的投资建设。认真落实国家可再生能源发电全额保障性收购制度，加强分布式电源统一调度管理，提升新能源功率预测水平，优先保障分布式电源运行，解决好无歧视、无障碍上网问题，并确保按期及时结算电费、转付补贴。

(四)完善财税支持政策

积极争取中央财政资金、基建投资资金、相关产业专项建设基金以及示范项目奖补资金，对分布式电源项目建设、技术研发、运营管理等给予支持;优化各级财政资金使用方向，采取政府购买服务、补助、奖励、贴息等方式，加大倾斜支持力度。对分布式光伏发电自发自用电量免收可再生能源电价附加、国家重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持基金、农网还贷资金等4项针对电量征收的政府性基金，以及系统备用容量费和相关服务费用。各地要结合实际，研究制定相关财政支持政策，落实国家对各类分布式电源项目的增值税、所得税等优惠政策，不得以各种名义向分布式发电企业收取法律法规规定之外的费用，合力推动分布式电源项目发展。

(五)加大价格支持力度

贯彻落实国家分布式可再生能源发电价格支持政策。对符合条件的项目，按国家有关规定及时申报可再生能源电价资金附加补助目录，经国家审核、确认后，按期支付补贴。对新投产天然气分布式发电机组在企业自发自用或直接交易有余，并由电网企业收购的电量，其上网电价原则上参照当地新投产天然气热电联产发电上网电价执行。支持分布式电源项目建设单位通过技术进步、效率提升和运营创新等，探索降低发电成本。按照国家统一部署，积极开展分布式发电市场化交易试点工作。

(六)拓宽多元化融资渠道

积极引导社会资本投资建设分布式发电项目，支持采取政府和社会资本合作模式(PPP)建设分布式发电项目。鼓励专业化能源服务公司与用户合作或以“合同能源管理”模式，投资建设和运营管理分布式电源项目。鼓励银行等金融机构创新产品和服务，对技术先进、市场需求大、发展潜力大的分布式发电企业给予信贷支持;支持分布式发电企业通过在多层次资本市场挂牌交易、私募股权投资、发行债券、融资租赁等方式拓宽融资渠道;积极推广股权、项目收益权、特许经营权等质押方式融资;鼓励融资性担保机构为分布式电源项目提供贷款和债务融资担保。

(七)创造良好的市场环境

进一步加大对分布式电源的科学技术普及和舆论宣传工作力度，营造有利于加快分布式电源发展的社会氛围。加大与省内外先进地区和企业的交流合作，加强对地市和企业对分布式电源项目相关技术、标准、流程的培训和指导。国家能源局派出机构要加强后续监管，对分布式电源项目接入电网、并网运行、补贴和电费结算强化监督检查，确保项目建设合法合规有序推进。

山东省电力中长期交易规则(试行)

第一章 总 则

第一条 为规范我省电力中长期市场交易，依法维护电力市场主体的合法权益，保证电力市场的开放、竞争、有序，根据《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》及其配套文件、省委省政府印发的《山东省电力体制改革综合试点方案》、国家《电力中长期交易基本规则(暂行)》以及有关政策规定，结合山东实际，制定本规则。

第二条 本规则适用于山东省电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易和辅助服务交易。

第三条 本规则所称电力中长期交易主要是指符合准入条件的发电企业、售电企业、电力用户和独立辅助服务提供者等市场主体，通过市场化方式，开展的多年、年、月等日以上的电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易和辅助服务交易。

第四条 电力市场成员应严格遵守市场规则，自觉自律，不得操纵市场价格、损害其他市场主体的利益。

任何单位和个人不得非法干预市场正常运行。

第二章 市场成员

第五条 市场成员包括发电企业、售电企业、电力用户、电网企业、电力交易机构、电力调度机构和独立辅助服务提供者等。

第六条 发电企业的权利和义务：

(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行市场化交易形成的购售电合同，执行优先发电和基数电量等合同;

(二)获得公平的输电服务和电网接入服务;

(三)执行并网调度协议，服从电力调度机构的统一调度，按规定提供辅助服务;

(四)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;

(五)法律法规规定的其他权利和义务。

第七条 售电企业、电力用户的权利和义务：

(一)按规则参与电力市场交易，签订和履行购售电合同、输配电服务合同，提供直接交易电力电量需求及其他生产信息;

(二)获得公平的输配电服务和电网接入服务，按规定支付购电费、输配电费、政府性基金与附加等;

(三)按规定披露和提供信息，获得市场交易和输配电服务等相关信息;

(四)服从电力调度机构的统一调度，在系统特殊运行状况下(如事故、严重供不应求等)按调度机构要求安排用电;

(五)遵守政府电力管理部门有关电力需求侧管理规定，执行有序用电管理，配合开展错避峰;

(六)已确定由售电企业代理的电力用户，不得再进入市场参与交易;

(七)法律法规规定的其他权利和义务。