主题：关于有序放开发用电计划的实施意见

《关于有序放开发用电计划的实施意见》全文
2015年11月30日 10:11来源： 编辑：东方财富网

　　《关于有序放开发用电计划的实施意见》

　　为贯彻落实《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》(中发〔2015〕9 号)有关要求，推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用，逐步建立竞争有序、保障有力的电力运行机制，现就有序放开发用电计划提出以下意见。


　　一、总体思路和主要原则

　　(一)总体思路。

　　通过建立优先购电制度保障无议价能力的用户用电，通过建立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网，通过直接交易、电力市场等市场化交易方式，逐步放开其他的发用电计划。在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下，实现电力电量平衡从以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。

　　(二)主要原则。

　　坚持市场化。在保证电力安全可靠供应的前提下，通过有序缩减发用电计划、开展发电企业与用户直接交易，逐步扩大市场化电量的比例，加快电力电量平衡从以计划手段为主向以市场手段为主转变，为建设电力市场提供空间。

　　坚持保障民生。政府保留必要的公益性、调节性发用电计划，以确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电。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。常态化、精细化开展有序用电工作，有效保障供需紧张情况下居民等重点用电需求不受影响。

　　坚持节能减排和清洁能源优先上网。在确保供电安全的前提下，优先保障水电和规划内的风能、太阳能、生物质能等清洁能源发电上网，促进清洁能源多发满发。

　　坚持电力系统安全和供需平衡。按照市场化方向，改善电力运行调节，统筹市场与计划两种手段，引导供应侧、需求侧资源积极参与调峰调频，保障电力电量平衡，提高电力供应的安全可靠水平，确保社会生产生活秩序。

　　坚持有序推进。各地要综合考虑经济结构、电源结构、电价水平、送受电规模、市场基础等因素，结合本地实际情况，制定发用电计划改革实施方案，分步实施、有序推进。

　　二、建立优先购电制度

　　(一)优先购电基本内容。优先购电是指按照政府定价优先购买电力电量，并获得优先用电保障。优先购电用户在编制有序用电方案时列入优先保障序列，原则上不参与限电，初期不参与市场竞争。

　　(二)优先购电适用范围。一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电优先购电。重要公用事业、公益性服务包括党政军机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、供水、供气等涉及社会活基本需求，或提供公共产品和服务的部门和单位。

　　(三)优先购电保障措施。一是发电机组共同承担。优先购电对应的电力电量由所有公用发电机组共同承担，相应的销售电价、上网电价均执行政府定价。二是加强需求侧管理。在负荷控制系统、用电信息采集系统基础上，推广用电用能在线监测和需求侧管理评价，积极培育电能服务，建立完善国家电力需求侧管理平台。在前期试点基础上，推广需求响应，参与市场竞争，逐步形成占最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力，保障轻微缺电情况下的电力供需平衡。三是实施有序用电。常态化、精细化开展有序用电工作。制定有序用电方案，进行必要演练，增强操作能力。出现电力缺口或重大突发事件时，对优先购电用户保障供电，其他用户按照有序用电方案确定的顺序及相应比例分担限电义务。通过实施有序用电方案，保障严重缺电情况下的社会秩序稳定。四是加强老少边穷地区电力供应保障。加大相关投入，确保无电人口用电全覆盖。

　　三、建立优先发电制度

　　(一)优先发电基本内容。[B]优先发电是指按照政府定价或同等优先原则，优先出售电力电量。[/B]优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障，拥有分布式风电、太阳能发电的用户通过供电企业足额收购予以保障，目前不参与市场竞争。

　　(二)优先发电适用范围。为便于依照规划认真落实可再生能源发电保障性收购制度，纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电；为满足调峰调频和电网安全需要，调峰调频电量优先发电；为保障供热需要，热电联产机组实行“以热定电”，供热方式合理、实现在线监测并符合环保要求的在采暖期优先发电，以上原则上列为一类优先保障。[B]为落实国家能源战略、确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电；为减少煤炭消耗和污染物排放，水电、核电、余热余压余气发电、超低排放燃煤机组优先发电，以上原则上列为二类优先保障。[/B]各省(区、市)可根据本地区实际情况，按照确保安全、兼顾经济性和调节性的原则，合理确定优先顺序。

　　(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，做好电力电量平衡工作，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；[B]水电比重大的地区，直接交易应区分丰水期、枯水期电量。[/B]

　　(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。[B]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。[/B]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。

　　(三)交易方式和期限。符合条件的发电企业、售电企业和用户可以自愿参与直接交易，协商确定多年、年度、季度、月度、周交易量和交易价格。既可以通过双边交易，也可以通过多边撮合交易实现；一旦参与，不得随意退出。年度交易量确定后，可以根据实际情况进行月度电量调整。直接交易合同原则上至少为期一年，双方必须约定违约责任，否则合同不得中途中止。具备条件的，允许部分或全部转让合同，即卖电方可以买电、买电方也可以卖电，以降低参与方的违约风险。

　　(四)直接交易价格。对于发电企业与用户、售电企业直接交易的电量，上网电价和销售电价初步实现由市场形成，即通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定上网电价，按照用户、售电主体接入电网的电压等级支付输配电价(含线损、交叉补贴)、政府性基金等。暂未单独核定输配电价的地区、扩大电力直接交易参与范围的地区，可采取保持电网购销差价不变的方式，即发

　　[B]电企业上网电价调整多少，销售电价调整多少，差价不变。[/B]

　　(五)保持用电负荷特性。为保持用户用电特性，避免加大系统调峰压力，初期，直接交易电量应区分峰谷电量，实行峰谷电价，峰谷电价比值应不低于所在省份峰谷电价比值；有条件的地区，鼓励发用电双方提供负荷曲线。中期，在直接交易中努力实现电力基本匹配，发用电双方均需提供负荷曲线，但不严格要求兑现。后期，所有卖电方均需提供预计出力曲线；所有买电方

　　均需提供预计用电曲线。

　　(六)避免非理性竞争。为了建立长期稳定的交易关系，促进可持续发展，参与直接交易的发电能力和用电量应保持合理比例、基本匹配，避免出现非理性竞争，影响市场化改革进程。具体比例可参考本地区可供电量与用电量的比值确定。

　　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作用，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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国家将建立可再生能源优先发电制度
2015-12-01 05:57:25来源：21世纪经济报道 作者：王尔德
　　本报记者 王尔德 北京报道

　　在11月30日发布的《关于有序放开发用电计划的实施意见》（以下简称《发用电计划》）中，国家明确提出要建立优先发电制度。
　　所谓优先发电是指按照政府定价或同等优先原则，优先出售电力电量。优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障，拥有分布式风电、太阳能发电的用户通过供电企业足额收购予以保障，目前不参与市场竞争。
　　“这是此次电改 6 个配套文件中的一大亮点,核心是可再生能源优先发电。”厦门大学能源经济协同创新中心主 任林伯强对 21 世纪经济报道记者分 析,不过这也并非新的概念,不过是《可再生能源法》中保障性收购制度 的一个新说法。
　　“整体来看，《发用电计划》与《可再生能源法》中提出的可再生能源发电全额保障性收购制度，还有一定距离。”华澳信托新能源研究员王润川对21世纪经济报道记者分析，尽管现在可再生能源发电的成本还相对较高，但如果将环保成本考虑在内，可再生能源发电相比火电已经具备了很大的竞争优势。
　　“预计国家下一步还将出台针对优先发电的具体实施细则。”国家可再生能源中心主任王仲颖对21世纪经济报道记者介绍。
　　明确两类优先发电顺序
　　在《发用电计划》明确提出优先发电以前，[B]国务院办公厅曾经在2007年转发发改委等部门制定的《节能发电调度办法》提出节能发电调度的优先顺序。
　　具体而言，各类发电机组按以下顺序确定序位：无调节能力的风能、太阳能、海洋能、水能等可再生能源发电机组；有调节能力的水能、生物质能、地热能等可再生能源发电机组和满足环保要求的垃圾发电机组；核能发电机组；按“以热定电”方式运行的燃煤热电联产机组，余热、余气、余压、煤矸石、洗中煤、煤层气等资源综合利用发电机组；天然气、煤气化发电机组；其他燃煤发电机组，包括未带热负荷的热电联产机组；燃油发电机组。[/B]
　　对比之下，[B]《发用电计划》对上述节能发电调度优先顺序做了部分调整，并划分为两类优先发电。
　　首先，为了落实可再生能源发电保障性收购制度，纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电；为满足调峰调频和电网安全需要， 调峰调频电量优先发电；为保障供热需要，热电联产机组实行“以热定电”，供热方式合理、实现在线监测并符合环保要求的在采暖期优先发电，以上原则上列为一类优先保障。
　　其次，为落实国家能源战略、确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电；为减少煤炭消耗和污染物排放，水电、核电、余热余压余气发电、超低排放燃煤机组优先发电，以上原则上列为二类优先保障。[/B]
　　“上面的一类和二类优先保障计划，没有遵循一个特别清晰的标准和原则，有些地方不大符合‘十三五’规划建议提出的推行节能低碳电力调度原则。”一位不愿透露姓名的电力专家对21世纪经济报道记者分析。
　　《发用电计划》还规定，各省（区、市）可根据本地区实际情况， 按照确保安全、兼顾经济性和调节性的原则，合理确定优先顺序。
　　“这实际上为地方政府开了一个不当的口子，这个口子一开，前面讲的一类、二类优先发电顺序就可能会大打折扣。”发改委能源所研究院时璟丽对21世纪经济报道记者分析，“我认为应该坚持一个确定的优先顺序。”
　　年度发电计划为可再生能源充分预留空间
　　《发用电计划》提出了优先发电的四类保障措施。
　　首先，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。
　　“这是一个新的积极变化，过去在一个区域的年度发电安排中，并没有为可再生能源做出专门计划。”中国风能协会秘书长秦海岩对21世纪经济报道记者分析
　　不过时璟丽认为，这可能会在一定时期内一定程度上强化发电量计划的概念，与逐步淡化、取消发电量计划的市场化改革方向有些冲突。
　　其次，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。
　　此前，国家发改委在今年10月已经发布《关于可再生能源就近消纳试点的意见（暂行）》，提出在“弃风”、“弃光”比较严重的内蒙古和甘肃开展可再生能源就近消纳试点。
　　第三，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，做好电力电量平衡工作，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。
　　“欧洲在解决‘弃风’方面采用了多种措施，比如更先进的天气预报系统来预报某些天的风力产能。要保证在电力系统的供应侧，有灵活的燃气涡轮供应或者其他的可调度的替代发电能源。” 国际能源署能源市场和安全总监Keisuke Sadamori对21世纪经济报道记者分析。
　　Keisuke Sadamori提出，在欧洲，有时候风力突然下降，燃气涡轮就必须要立刻最大限度运转，来弥补风电的缺失。关键是，电网系统必须要有很强的信心通过保证灵活转换电力供应来源来保持稳定性。
　　第四，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。
　　此外，Keisuke Sadamori 强调，“我们还需要一些经济手段来刺激发展低碳能源，最具代表性的工具是碳价。中国在几个城市试点碳交易，如果碳定价真的有效的话，它一定要全面推行，要成为国家级政策，这将奠定可再生能源的价格优势。”
(责任编辑：UN652) 原标题：国家将建立可再生能源优先发电制度

该贴内容于 [2015-12-01 20:47:07] 最后编辑

电改推动可再生能源并网消纳 全额保障性收购可再生能源发电
2015年12月03日 04:36来源：21世纪经济报道 编辑：东方财富网

【电改推动可再生能源并网消纳 全额保障性收购可再生能源发电】国家能源局新能源司负责人在解读时指出，电改9号文件明确提出解决可再生能源保障性收购、新能源和可再生能源发电无歧视无障碍上网问题是当前电力体制改革的重要任务。从一定程度上讲，是否能够有效解决弃风、弃光、弃水问题将是考量本次电改成效的重要目标之一。

　　近日，国家发改委和国家能源局联合印发了新一轮电改的6个配套文件。

　　国家能源局新能源司负责人在解读时指出，电改9号文件明确提出解决可再生能源保障性收购、新能源和可再生能源发电无歧视无障碍上网问题是当前电力体制改革的重要任务。从一定程度上讲，是否能够有效解决弃风、弃光、弃水问题将是考量本次电改成效的重要目标之一。


　　该负责人指出，近期出台的6个电改配套文件也将落实可再生能源全额保障性收购放到了一个比较重要的位置，为从根本上解决弃风、弃光、弃水问题提供了政策基础，是保障今后可再生能源产业持续健康发展的重要措施。

　　国家能源局透露，将编制出台《可再生能源电力全额保障性收购管理办法》， 实现可再生能源发电的全额保障性收购。将明确保障原则、保障范围和对可再生能源限发电量的补偿机制，通过经济手段和市场机制促进可再生能源发电的优先上网。

　　“尽管《可再生能源法》明确规定要制定电网企业优先调度和全额保障收购可再生能源发电的具体办法，但五年过去了这一办法至今阙如，希望国家能源局尽快填补这一空白。” 华澳信托新能源研究员王润川对21世纪经济报道记者分析。

　　弃风、弃光、弃水严重

　　国家能源局指出，近年来，并网消纳问题始终是制约我国可再生能源发展的主要障碍。今年以来新能源消纳形势更加严峻，新能源与常规能源之间的运行矛盾不断加剧。大量的弃风、弃光现象既造成了可再生能源资源的巨大浪费。

　　国家能源局的统计数据显示，上半年，全国风电上网电量977亿千瓦时，同比增长20.7%；风电弃风电量175亿千瓦时，同比增加101亿千瓦时；平均弃风率15.2%，同比上升6.8个百分点。弃风限电主要集中在蒙西(弃风电量33亿千瓦时、弃风率20%)、甘肃(弃风电量31亿千瓦时、弃风率31%)等地。

　　根据国家能源局的统计，1-9月全国累计光伏发电量306亿千瓦时，弃光电量约30亿千瓦时，弃光率为10%；弃光主要发生在甘肃和新疆地区，其中，甘肃省弃光电量17.6亿千瓦时，弃光率28%，居全国之首。

　　一位光伏发电企业的负责人对21世纪经济报道记者介绍，今年他们在甘肃金昌的光伏电站最大限电90%，是目前公司所有电站中限电最为严重的。

　　在弃风、弃光现象之外，弃水问题也值得关注。国家能源局今年上半年发布的《水电基地弃水问题驻点四川监管报告》披露，2014年四川调峰弃水电量达96.8亿千瓦时，占丰水期水电发电量的14.93%。如果以目前水电平均上网电价每度0.3元计算，单是四川一个省的水电基地2014年就浪费了29亿元人民币。

　　国家能源局指出，除了技术因素外，可再生能源出现并网消纳问题更多是体制机制原因。

　　“以风电为例，有人认为风电的波动性过大会给电网调峰构成巨大压力，但为什么欧洲风电上网电量可以达到电网供电量的20%以上，而中国只有蒙西地区才能达到这么高上网比例呢？”中国风能协会秘书长秦海岩对21世纪经济报道记者指出，这说明“弃风”问题不是技术问题，而是涉及到利益分配的体制问题。

　　四大制度助推可再生能源并网消纳

　　国家能源局新能源司相关负责人在答记者问时表示，此次电改6个配套文件提出了推动可再生能源并网消纳答的四大制度。

　　首先，建立清洁能源优先发电制度。《关于有序放开发用电计划的实施意见》提出：“建立优先发电制度。优先安排风能、太阳能、生物质能等可再生能源保障性发电，优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障。”

　　“过去新能源发电不在各地制定的发电量计划之内，不但没有享受到《可再生能源法》所赋予的全额保障性收购的权利，有时甚至还要为火电厂的计划电量调峰让路。”秦海岩分析，现在新能源发电有了基本的发电量保证，再加上国家保证的上网电价，这将大大促进新能源的发展。

　　根据优先发电制度，在发电计划和调度中将优先安排可再生能源发电，逐步放开常规火电等传统化石能源的发电计划，并将加强可再生能源电力外送消纳，提高跨省跨区送受电中可再生能源电量比例。其次，建立适应可再生能源大规模发展、促进可再生能源消纳的市场机制。为此，《关于推进电力市场建设的实施意见》提出：“形成促进可再生能源利用的市场机制。规划内的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电力市场，提高可再生能源消纳能力。”同时，将建立电力用户参与的辅助服务分担机制，积极开展跨省跨区辅助服务交易，提高可再生能源消纳能力。

　　第三，加强和规范燃煤自备电厂管理，提高系统运行灵活性。《关于加强和规范燃煤自备电厂监督管理的指导意见》要求，自备电厂参与提供调峰等辅助服务，并推动可再生能源替代燃煤自备电厂发电。

　　“以往燃煤自备电厂不愿意为可再生能源发电调峰，现在要求其必须参加是一个进步。”中国光伏行业协会副秘书长王世江对21世纪经济报道记者分析。

　　此外，国家亦计划在售电侧改革中促进分布式可再生能源的发展。允许拥有分布式可再生能源电源的用户和企业可从事市场化售电业务。

国家电网：研究出台水电大省火电企业补偿政策

2015年12月03日 10:51:20 来源： 中国证券网

　　12月3日从国家发改委网站上获悉，国电集团公司日前发文表示，新一轮电力体制改革将加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制。有序放开发用电计划是深化电力体制改革的重要内容，对推进电力市场化改革具有重要意义。

　　文章指出，建立优先发用电制度是电力市场化改革平稳有序进行的重要保障；积极开展直接交易是构建竞争性电力市场的有效途径。

　　文章提出，新一轮电力体制改革将进入全面试点、有序推进的新阶段。做好优先用电和优先发电量之间的有效衔接，安排好发用电平衡；同时，也要关注水电大省火电企业的生存问题，研究出台相关补偿政策和机制，确保火电企业安全稳定运营。

雾霾严重政策加码 国务院要求煤电厂加快落实排放总量降六成
2015年12月02日 23:53来源： 一财网 编辑：东方财富网

【雾霾严重政策加码 国务院要求煤电厂加快落实排放总量降六成】[B]相比其他国家的煤耗标准，中国燃煤电厂的效率早已高于美国，已经接近欧盟和日韩的水平。全球范围内公认，火电领域供电煤耗每下降10克/千瓦时，技术就领先一个时代。[/B]国家希望电力行业能再接再厉提升绿色发展水平，此次常务会议提出，要在全国全面推广超低排放和世界一流水平的能耗标准。
　　北方近期的严重雾霾刚过，针对燃煤电厂排放新的加压措施就来了。

　　12月2日，国务院常务会议决定决定全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造，大幅降低发电煤耗和污染排放。


　　相比其他国家的煤耗标准，中国燃煤电厂的效率早已高于美国，已经接近欧盟和日韩的水平。全球范围内公认，火电领域供电煤耗每下降10克/千瓦时，技术就领先一个时代。国家希望电力行业能再接再厉提升绿色发展水平，此次常务会议提出，要在全国全面推广超低排放和世界一流水平的能耗标准。

　　按照绿色发展要求，落实国务院大气污染防治行动计划，通过加快燃煤电厂升级改造，在全国全面推广超低排放和世界一流水平的能耗标准，推进化石能源清洁化、改善大气质量、缓解资源约束。

　　能源咨询公司安迅思煤电行业分析师邓舜对本报记者称，燃煤电厂节能减排改造越到后面越难，如果投资到位煤电完全可以做到清洁运行。

　　具体而言，[B]国务院常务会议决定，在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克、新建电厂平均煤耗低于300克，对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰关停，东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。[/B]

　　改造完成后，每年可节约原煤约1亿吨、减少二氧化碳排放1.8亿吨，电力行业主要污染物排放总量可降低60%左右。

　　国家对超低排放和节能改造实行政策激励，改造投入以企业为主，中央和地方予以政策扶持，并加大优惠信贷、发债等融资支持。中央财政大气污染防治专项资金向节能减排效果好的省份适度倾斜。要结合“十三五”规划推出所有煤电机组均须达到的单位能耗底限标准。

　　[B]根据中国电力企业联合会发布的《中国电力工业现状与展望》，2014年全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗318克/千瓦时，同比降低3克/千瓦时。中电联秘书长在不少场合都提出，国家对燃煤电厂常规污染物排放的要求已经是世界最严。[/B]

　　[B]国家能源局发布的用电数据显示，今年1到10月，全国供电煤耗率318克/千瓦时，与去年全面煤耗持平，同比下降1克。[/B]

　　中电联报告还显示，2014年全国6000千瓦及以上火电机组供电标准煤耗318克/千瓦时，同比下降3克/千瓦时，比2005年下降了52克/千瓦时，煤电机组供电煤耗继续保持世界先进水平。

　　同时，2014年煤电平均除尘效率达到99.75%以上，比2013年提高0.1个百分点。统计口径内的燃煤发电机组基本上全部采取了脱硫措施，烟气脱硫机组容量约7.55亿千瓦，约占全国煤电机组容量的91.5%。

　　截至2014年底，烟气脱硝机组容量约6.6亿千瓦，约占全国煤电装机容量的80%，比2013年提高了近22个百分点。2014年煤电企业脱硫、脱硝、除尘建设和改造费用就超过500亿元，每年用于煤电环保设施运行的费用超过800亿元。这意味着大部分煤电机组都完成了脱硫脱硝等改造。

　　与此同时，煤电节能减排的标准一直在提高。[B]按照2014年公布的《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014~2020年)》，到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，其中现役60万千瓦及以上机组改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时。[/B]

　　针对煤电的排放标准在层层加码，2014年7月1日，现役燃煤电厂开始实施最严环保标准《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)，同年4月，环境保护部要求京津冀地区所有燃煤电厂在2014年底前完成特别排放限值改造。

　　邓舜对记者称，近年来针对火电厂的环保要求不断推出，都很严格，一线的情况显示，大型发电集团的脱硫脱硝、除尘等环保装置都比较齐全，还可以做的就是同时加大后端投入，比如碳捕获等技术的应用，可以做到煤炭清洁利用。

该贴内容于 [2015-12-03 16:35:35] 最后编辑