主题：电价市场化路径

发改委、能源局关于有序放开发用电计划工作的通知
国际电力网 来源：能源局 日期：2016-07-18
关键词： 发用电计划 电改 售电侧改革

中华人民共和国国家发展和改革委员会
关于征求《有关有序放开发用电计划的工作的通知(征求意见稿)》意见的函

各省、自治区、直辖市发展改革委、经信委(工信委、工信厅)、能源局、物价局，中国电力企业联合会办公厅，国家电网公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、国家电力投资集团公司、中国长江三峡集团公司、神华集团公司、国家开发投资公司办公厅(总经理办公室)：

为加快发用电计划改革，遵照委领导指示，我们草拟了《关于有序放开发用电计划工作的通知》(征求意见稿)》，请研提意见，[B]于7月20日(周三)下班前反馈我局[/B]，感谢支持!

联系人：王 锟 010-68505528，曾 辉010-685059019(兼传真)

电子邮箱：yxjdlc@ndrc.gov.cn。

附件：关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)

国家发展改革委经济运行调节局

2016年7月13日

国家发展改革委 国家能源局关于有序放开发用电计划工作的通知

(征求意见稿)

各省、自治区、直辖市发展改革委、经信委(工信委、工信厅)、能源局、物价局，中国电力企业联合会，国家电网公司、中国南方电网有限责任公司、中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、国家电力投资集团公司、中国长江三峡集团公司、神华集团公司、国家开发投资公司：

为贯彻《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)文件精神，落实《国家发展改革委、国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》(发改经体[2015]2752号)的要求，现就有序放开发用电计划工作有关事项通知如下：

一、加快组织煤电企业与售电企业，用户签订发购电协议(合同)。综合考虑用电需求、电源结构、外送(受)电、电力安全运行和供需平衡要求等，各地测算确定煤电机组保障执行的发电小时基准数(以下简称基准小时数)。不同地区的基准小时数，根据实际情况自行确定，最高不超过5000小时，为鼓励服务可再生能源调峰，自愿认定的可再生能源调峰机组基准小时数限制可适当提高，煤电机组发电量由非市场化电量和市场化交易两部分组成，非市场化电量利用小时逐步过渡到完全落实优先发电、有限购电的刚性计划，协议(合同)由发电企业与电网公司签订，市场化交易电量逐步矿大规模，通过直接交易等市场化方式形成，发电企业与售电企业、用户签订的发购电协议(合同)。自文件下发之日起，各地应尽快组织发电企业与售电企业、用户签订发购电协议。

二、加快缩减煤电机组非市场化电量。为保障改革平稳过渡、保持系统调节能力、在基准小时数以内，保障执行，签订的发购电协议(合同)有电力交易机构汇总，电力调度机构安全校核并负责执行，鼓励多签市场化电量，超过基准小时数时，各地根据电网安全稳定运行和放开发用电计划的规模确定最高上限，逐步减少煤电机组非市场化电量，对于签订发购电协议(合同)不足基准小时数的，按照基准小时数减去直接交易小时数，乘以一定系数折算，2016年根据实际情况适当选取系数，2017年系数为80%，以后逐年减小，缩减的电量转为市场化交易电量。非市场化电量、市场化交易电量之和与实际发电量的偏差在年底调整解决。

三、其他发电机组均可参与市场交易。[B]各地测算确定基准小时数时，应充分预留优先发电的空间，实施过程中，可按照煤电、气电、可调节水电、核电、不可调节水电、风电及光伏的先后次序，有步骤放开发电计划，优先发电机组参与电力直接交易时，各地应制定措施保障落实。[/B]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。

四、引导电力用户参与市场交易。各地要加快放开电力用户参与市场交易，放开规模应与发电机组放开容量相匹配。具备条件的地区可扩大电力用户放开范围，不受电压等级限制，中小用户无法参与电力直接交易的，可由售电公司代理参与电力直接交易。积极培育售电市场主体，售电公司可视同大用户与发电企业开展电力直接交易。要加强对电力用户参与市场意识的培育，大力发展电能服务商，帮助用户了解用电曲线，提高市场化意识。争取在两年内，实现110千伏以上大用户在参加电力直接交易时提供预计用电曲线，对未纳入优先购电的电力用户，电力直接交易合同之外的用电量由电网企业按照政府定价保底供应，保底价格应高于市场平均价格。电网企业应参考上网标杆电价与发电企业签订购电协议承担保底供应。

五、适时取消相关目录电价。结合电力直接交易用户的放开，适时取消相应类别用户目录电价。220千伏电力用户已全部参与直接交易的地区，应尽快取消220千伏用电目录电价，110千伏用户已全部参与的，应尽快取消110千伏目录电价，即相应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，除优先购电、优先发电对应的电量外，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。

六、不再安排新投产机组发电计划。[B]对2017年3月15日后投产[/B]的煤电机组，各地除对优先购电对应电量安排计划外，不再安排其他发电计划，新投产煤电机组通过市场交易获得的发电量，不再执行上网标杆电价，[B]新投产水电、核电等机组也应该积极参与电力市场交易，尽快实现以市场交易为主。[/B]

七、推动新增用户进入市场。新增大工业用户原则上应通过签订电力直接交易合同保障供电，鼓励其他新增用户参与电力直接交易，鼓励与用户，售电公司签订中长期合同。

八、放开跨省跨区送受煤电计划。配套电源为煤电，但采取点对网或类似点对网方式送(分)电的跨省跨区送受电，视同受电地区发电机组，参与电力电量平衡，根据受电地区煤电机组发电计划放开情况同步推进市场化。没有明确配套电源，且主要输送煤电的跨省跨区送受电，不再保留现有的电力电量或分电比例，通过市场化方式调整。初期，可给予历史均值，放开电量比例控制在一定范围内，逐步过渡到全部由各方自行协商确定，鼓励签订中长期合同。

[B]九、研究大型水电、核电等参与市场方式。为落实国家能源战略。实资源优化配置，保障大型水电、核电等项目的安全稳定运行，各地要建立优先发电制度，坚持市场化改革方向。跨省跨区输送水电、核电的，相关地方政府和电力企业要加强协商，签订框架协议，电力企业要签订长期购售电协议(合同)，现阶段按照发改价格[2015]962号文件确定的市场化机制协商定价，双方协商不一致时，国家予以协调。鼓励发电企业与受电地区电力用户直接签订，暂时有困难的可由电网企业代理与发电企业签订。鼓励按照“计划+市场”的方式签订中长期送受电协议(合同)，在明确计划送受电量及价格的基础上，建立计划外电量的市场化消纳机制。签订中长期合同的水电、核电机组予以优先保障。[/B]

[B]十、合理确定优先购电、优先发电。2017年起，各地每年初要按照优先购电，优先发电保障要求，结合电力生产和消费实际，明确本地区优先购电，优先发电保障范围，向国家发展改革委上报本地区年度优先购电，优先发电规模建议;国家电网公司，南方电网公司按照优先发电保障要求，每年初与跨省跨区送受电有关地区协商，向国家发展改革委上报本年度跨省跨区优先送受电规模建议。国家发展改革委根据各地，电网上报情况，经与有关部门，地方和电力企业协商，确定各地年度优先购电，优先发电规模及跨省跨区优先送受电规模，纳入年度基础产业发展计划，确保优先购电，优先发电刚性实施。[/B]

十一、加强部门协商配合。经济运行主管部门要会同有关部门，明确工作职责，做好任务分工，推动放开发用电计划工作不断深入。发展改革，能源主管部门要冲分考虑市场消纳情况，加强对电源发展的规划引导，研究制定煤电项目招标工作机制，推动放开新投产发电机组发电计划。价格主管部门要根据市场化改革要求，研究新建发电项目的上网电价机制、优先发电、优先购电政府定价机制、可再生能源电价补贴机制，为加快发用电计划放开创造条件，监管部门要根据相关规定，对市场化交易及优先购电、优先发电落实等情况实施监管，依法查处违法违规行为。

国家发展改革委 国家能源局

2016年7月 日

该贴内容于 [2016-07-19 00:27:49] 最后编辑

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公用事业行业:发用电计划放开加速水电价升、售电扩容将超预期

研报国泰君安2016-07-18 13:45分享

摘要:

结论:发改委发出关于有序放开发用电计划的征求意见函,明确了具体实施路径,新一轮电改再获提速。非火电电源进入竞争市场的时间点有望提前,水电的提价空间将更早释放;各地区售电市场有望加速开放,提高市场化电量占比,售电市场扩容提速,售电公司受益。维持行业“增持”评级,推荐桂冠电力、黔源电力、长江电力、涪陵电力、川投能源、国投电力等,相关受益标的包括穗恒运A、粤电力A,广州发展、深圳能源等。

发改委发出放开发用电计划征求意见函,继相关电改配套文件后,进一步提出具体实施路径,电改再获提速。征求意见函中未限定发用电计划放开范围,且放宽参与市场交易的用户范围,初步提出了建立现货市场的安排等,也体现出加于火电的压力。这是继2015年11月发布的《关于有序放开发用电计划的实施意见》后,进一步提出放开发用电计划的实施路径,这意味着计划调度时代“大锅饭”已终结。

水电有望更早进入交易市场,提价空间可期。征求意见函中提出“其他发电机组均可参与市场交易,按照煤电、气电、可调节水电、核电、不可调节水电、风电及光伏的先后次序,有步骤放开发用电计划”,进一步明确了交易市场的渐进准入范围,水电有望更早的进入交易市场,逐步获得市场化的合理电价。根据我们整理统计,当前水电上市公司平均上网电价水平不一,桂冠电力、长江电力、国投电力、川投能源、黔源电力的主要水电机组加权平均上网电价约分别为:0.270、0.287、0.290、0.299、0.315元/千瓦时(含税),未来的提价空间不一。

火电风险将加速释放。当前火电行业面临度电利润空间下降、计划内利用小时下滑、计划外交易电价进一步降低的多重困境,利润下行周期难以见底。此次征求意见函中明确了火电市场化的具体路径,并给在建火电项目进一步加压,有望将火电行业加速推向市场,快速释放风险,短期内建议谨慎对待火电,待风险释放完毕关注分化的机会。

放宽参与市场交易的用户范围,售电市场有望快速扩容。征求意见稿提出“具备条件的地区可扩大电力用户放开范围,不受电压等级限制,中小用户无法参与电力直接交易的,可由售电公司代理,各地尽快组织发电企业与售电企业、用户签订购售电协议”。我们认为,各地交易电量比例有望就此提高,非售电试点地区也将加快开展市场化交易,售电市场有望快速扩容。我们测算,全国售电市场容量约3.52万亿元,市场空间巨大,未来衍生出的玩法也会增多,关注掌握电源、配电网、用户三方面重要资源的售电企业(见附表)。

发用电计划放开路线图公布 各地售电公司都可以开工了？（附发改委文件）
北极星输配电网 来源:电力法律观察 作者:观茶君 2016/7/18 8:32:33 我要投稿
关键词:售电公司 电力直接交易 电力体制改革
北极星输配电网讯:于无声处响惊雷！

有些非常重要的事总喜欢在看似不经意间发生，似乎就是为了达到吓你一跳的效果。这不，这一回悄然出现的是发用电计划放开的实施路线图。

是的，你没有看错，观茶君说的是：发用电计划放开的实施路线图来了！

观茶君获得的文件显示，7月13日，国家发改委运行局发出征求意见函，对国家发改委、国家能源局制定的《关于有序放开发用电计划工作的通知（征求意见稿）》公开征求意见。

这份征求意见稿透露了发用电计划放开的重要思路，观茶君觉得在很大程度上可以说是一份实施路线图，传递的信息颇多。比如以下几点：

一是发用电计划放开工作突然加速，显示电改有提速、“动真章”的迹象。发用电计划的重要性不言而喻，从电改启动后缓慢放开的进程看，业内普遍预计短期内不会放开。但征求意见稿的出现和对时间要求的用语却出乎观茶君和很多小伙伴的预料！比如明确要求：“自文件下发之日起，各地尽快组织发电企业与售电企业、用户签订发购电协议”；明确提出“加快缩减煤电机组非市场化电量”，并提及“2016年根据实际情况适当选取系数”，这在一年过去了大半的7月份读来更感受到对时间要求的紧迫性，观茶君觉得发改委好像恨不得马上就把各方都拉过来签订合同、立马执行！有小伙伴推测，这与中央对电力改革的督察有关。诚如是，则对电改的推进无疑是重大利好。

二是未将发用电计划放开的范围限定于电改试点区域，意味着全国范围内都可适用。文件本身并未规定适用范围，观茶君的理解就是全国范围内都可适用。换句话说，电改推向了全国区域！！！

三是明确了煤电机组市场化的具体路径。将煤电机组发电量分为非市场化电量和市场交易电量两部分，并逐步扩大市场化交易电量规模；引入基准小时数和折算系数，作为解决两者过渡的重要手段。明确“对于签订发购电协议不足基准小时数的，按照基准小时数减去直接交易小时数，乘以一定系数折算，2016年根据实际情况适当选取系数，2017年系数为80%，以后逐年减少，缩减的电量转为市场化交易电量。”观茶君觉得，对于解决两者的过渡难题而言，这无疑是一种有益的探索。

四是放宽了参与市场交易的用户范围，给售电公司提供了发展机会。文件提出，“具备条件的地区可扩大电力用户放开范围，不受电压等级限制”。并且明确，“中小用户无法参与电力直接交易的，可由售电公司代理参与电力直接交易”，要求“各地尽快组织发电企业与售电企业、用户签订购售电协议”。观茶君以为，这些规定对售电公司而言无疑是重大利好！特别是对于非试点区域、尚未开展市场化交易地区的售电公司而言，更是特大利好！——是的，如果观茶君的判断没错，各地售电公司很快就可以开展业务了！！！

当然，前提是这份征求意见稿获得通过！

五是初步提出了建立现货市场、开展现货交易的时间点。“无现货，不市场”，这一说法或许有些极端，但却说明了现货市场的重要性。观茶君欣喜地看到，文件提出“帮助用户了解用电曲线”，“争取在两年内，实现110千伏以上大用户在参加电力直接交易时提供预计用电曲线”，而用电曲线恰恰是现货市场的必需品！这也就意味着，两年左右，就有望开展现货交易了！

六是给建设中的煤电机组戴上紧箍咒。明确规定2017年3月15日后投产的煤电机组，除对优先购电对应电量安排计划外，不再安排其他发电计划。观茶君不说别的了，只是提醒建设中的煤电项目关注2017年3月15日！恍惚中，似乎已经看到了他们加班加点赶进度的繁忙身影~~~

其实，这份文件透露的信息还有很多，诸如取消目录电价、开展跨区交易等，都提出了解决路径。预知详情，各位看原文吧！

电改非易事，且行且观察。

环保新能源行业信息点评：放开发用电计划，有序中有望加快，关注相关标的 查看PDF原文
研报日期：2016-07-18
　　事件：

　　近日， 国家发改委、国家能源局制定的《关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)》意见的函。

　　点评：

　　放开发用电计划，有序中不断加快，电改提速。

　　加快组织煤电企业与售电企业、用户签订发购电协议（合同）。根据不同地区的实际情况（用电需求、电源结构、外送受电、电力安全运行和供需平衡等），各地测算确定煤电机组保障执行的基准小时数，最高不超过 5000 小时。可再生能源调峰机组基准小时数可适当提高。煤电机组发电量包括市场化交易电量和非市场化交易电量。

　　加快缩减煤电机组非市场化电量。 非市场化交易利用小时数逐步过渡到完全落实优先发电、优先购电的刚性计划。市场化交易电量通过直接交易等市场化方式形成，规模逐步扩大。当市场化交易电量超过基准小时数，根据电网安全稳定运行和放开发用电计划的规模，设置最高上限。当市场化交易电量低于基准小时数的，按照基准小时数减去直接交易小时数，乘以一定系数折算，系数不断缩小，缩减的电量转为市场交易电量。

　　初期，折算系数的存在，有利于煤电机组发电量从非市场化交易电量向市场化交易电量平稳过渡，减少剧烈波动。 2016 年，根据实际情况适当选取系数， 2017 年系数为 0.8，以后逐年较小。

　　煤电外其他发电机组充分预留优先发电空间。 可按照煤电、气电、可调节水电、核电、不可调节水电、风电和光伏的先后次序，有步骤放开发用电计划。

　　引导用户参与市场交易，适时取消相关目录电价，利好售电公司。

　　按照放开规模与发电机组放开容量相匹配的原则，具备条件的地区可扩大电力用户放开范围，不受电压等级限制。 售电公司可代理中小用户参与电力直接交易，另外可视同大用户参与电力直接交易。大力发展电能服务商，加强需求侧培育，争取在 2 年内，实现 110 千伏以上大用户提供预计用电曲线。未纳入优先购电的电力用户以及电力直接交易合同之外的用电量,由电网企业提供保底电价（应高于市场平均价）。

　　随着电力直接交易用户的放开，适时取消相应类别的用户目录价。 同时， 逐步取消部分上网电量的政府定价。在电力市场成熟后，全面放开上网电价和销售电价。

　　增量市场化： 新投产机组不安排发电计划，新增用户进行市场交易。

　　从新增供给量和需求量两方面，大力发展电力市场化交易。2017 年 3 月 15 日以后投产的燃煤机组除优先购电电量外，不安排其他发电计划。另外，通过市场交易获得的发电量不再执行上网标杆电价。新增大工业用户原则上，应通过签订电力直接交易合同保障供电。

　　放开跨区域送受电计划， 推进煤电、大型水电和核电市场化交易。

　　对于跨省跨区送受煤电，初期，可根据历史均值，放开电量比例控制在一定范围内，逐步过渡到全部由各方自行协商确定，鼓励签订中长期合同。 对于跨省跨区送受大型水电和核电，鼓励按照“计划 市场”的方式签订中长期受送电协议（合同），在计划电量基础上，建立计划外电量市场消纳机制。为支持清洁能源的发展，签订中长期合同的水电和核电机组发电量予以优先保障。

　　优先发电、优先用电，刚性执行。

　　2017 年开始，各地每年年初要向国家发改委上报本地区本年度优先发电、购电规模建议；国网和南网每年年初向国家发改委上报本年度跨省跨区优先送受电规模建议。 国家发改委确定优先发电、优先购电及跨省跨区优先送受电规模，纳入年度基础产业发展计划，保障优先发电和优先购电刚性执行。

　　随着发用电计划的不断放开，售电业务利润空间加速释放。 另外，

　　大型水电低价清洁稀缺， 价值发现将提速。 重点关注售电公司和大型水电。 关注标的：智光电气、 穗恒运 A、 长江电力、国投电力和川投能源等。[国联证券]