主题：广东省售电侧改革试点实施方案发布

广东省售电侧改革试点实施方案发布（全文）
北极星输配电网 来源:北极星输配电网 2017/1/21 1:06:44

详见：http://shupeidian.bjx.com.cn/news/20170121/804888.shtml


附件：

1.广东省售电侧改革试点实施方案

2.广东省有序放开发用电计划和推进节能低碳电力调度实施方案

3.广东省有序放开配电网业务实施方案

4.广东电力市场建设实施方案

5.广东电力交易机构组建方案

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广东省有序放开发用电计划和推进节能低碳电力调度实施方案

主要内容：

三、建立优先发电制度

（一）优先发电基本内容。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指导计划并优先执行予以保障，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。综合考虑国家发展和改革委、国家能源局《关于有序放开发用电计划的实施意见》中明确的优先发电适用范围和《广东省节能发电调度试点工作实施方案》中节能排序靠前电源类型的有效承接，结合节能低碳电力调度要求，确定我省优先发电制度及发电序位如下：

1.纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源；

2.满足调峰调频和电网安全需要的电量；

3.热电联产机组“以热定电”电量；

4.水电发电；

5.考虑调峰需求的核电发电；

6.余热、余压、余气等资源综合利用机组发电；

其中，1-5类机组发电列为一类优先保障，6类机组发电列为二类优先保障。另根据国家《关于有序放开发用电计划的实施意见》，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。

（三）优先发电保障措施。

一是充分预留发电空间。按照优先发电序位安排年度发电指导计划；适当增加贫困地区、革命老区机组发电量；适当增加实施碳捕集（CCUS）示范项目发电量。

二是加强西电消纳。西电东送中国家计划、省级政府协议明确的送电量优先消纳，并优先安排输电通道。

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，可再生能源发电企业应加强出力预测工作，将预测结果报相应调度机构。

四是全网统一协调。充分利用水电预报调度成果，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，保障电力电量平衡。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。

五是组织实施替代。逐步开展优先发电权交易，实现优先发电权的替代、置换、流通等。

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四、分步骤有序放开发用电计划

（一）分阶段逐步放开用户购电。

在市场建设过程中，按用户用电量和电压等级分阶段逐步放开用户参与市场交易的电量比例。

第一阶段：放开的大用户包括：1.年用电量在800万千瓦时及以上，且属于省级大型骨

干工业或位于省产业转移工业园内的企业。

2.年用电量在8000万千瓦时及以上的其他大型工业企业。

3,年用电量在5000万千瓦时及以上的商业电力大用户。

放开的一般用户包括：年用电量在800万千瓦时以下，且位于省产业转移工业园内的企业。

第二阶段：放开110千伏、35千伏及以上电压等级工商业用户，及部分10千伏及以上电压等级工商业用户参与。

第三阶段：放开10千伏及以上电压等级用户，允许部分优先购电的企业和用户自愿进入市场。

（二）分阶段逐步放开发电管理。

随着用电逐步放开，综合考虑电网安全运行约束，相应放开一定比例的发电容量参与市场化交易。初期，保留各类优先发电，放开煤机优先发电之外的电力电量进入市场。具备条件时，尽快放开各类优先发电进入电力市场。

第一阶段：稳步推进煤机市场交易规模扩大。煤机中优先发电之外的发电量指导计划逐步放开，开展市场化交易。

热电联产机组“以热定电”电量逐步放开进入市场，在基数指导计划电量中适当考虑机组供热需求，主要通过市场交易获得保证供热的所需电量。

第二阶段：核电、气电、水电等机组发电量指导计划逐步放开，进入市场交易。随着市场机制的不断完善，以热定电电量、调峰调频电量优先发电进入市场交易。

（三）逐步放开跨省跨区送受电。

第一阶段：国家计划、省级政府协议明确的西电东送电量优先消纳，计划外电量按市场规则参与竞争。

第二阶段：逐步减少国家计划、省级政府协议电量，增加市场竞争电量份额。

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五、保障电力电量平衡

积极推进中长期电力市场建设，坚持节能低碳发电调度和公开、公平、公正原则，参照以下步骤做好电力电量平衡工作。

（一）预测供需平衡。每年年底，预测次年全省电力供需平衡情况，预测总发用电量，根据西电东送国家计划、省级政府协议电量，测算省内机组平均发电利用小时数。点对网方式送电我省的发电机组视同省内机组。

（二）预测省内市场交易电量需求。根据符合准入条件并注册的电力用户需求，预测省内市场化交易电量需求。

（三）确定基数电量指导计划规模。根据省内电量需求预测、西电东送国家计划、省级政府协议电量以及省内市场交易电力用户电量需求预测确定基数电量指导计划规模。基数电量指导计划包括优先发电，确保基数电量指导计划规模不小于优先发电的电量下限。

基数电量指导计划规模=省内电量需求预测－西电东送国家计划、省级政府协议电量－省内市场交易电量需求预测。

（四）安排优先发电。规划内的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电按保障性利用小时数优先安排；充分安排保障电网调峰调频和安全运行需要的电量；采暖期适当考虑热电联产机组供热需求安排电量；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；合理安排余热、余压、余气等资源综合利用机组发电。

（五）安排基数电量指导计划。综合考虑优先发电计划、年度检修计划等因素，按照现行的节能发电调度规则，安排基数电量指导计划。基数电量指导计划执行政府定价。

（六）组织年度双边协商交易。组织符合条件的电力用户和发电企业，通过双边协商方式确定交易电量和交易价格，年度双边协商交易结果须满足电网安全约束，要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，不得影响低谷电力平衡和保障供热需要，尽可能避免非理性竞争，保障可持续发展。

年度双边协商交易需坚持节能低碳原则，其中燃煤机组根据煤耗水平确定机组可参与交易的小时数限额，计算公式为：

燃煤发电企业可参与年度双边协商交易的小时数上限＝年度平均双边协商交易小时数×[k0－k1×（发电企业发电煤耗－全省平均发电煤耗）/全省平均发电煤耗]其中，k0、k1由广东电力交易中心市场管理委员会提出建议，省政府有关部门会同能源监管机构发布；全省双边协商交易平均小时数根据全年双边协商交易电量、参与双边协商的机组容量测算得来，根据机组可参与交易的小时数限额即可测算得出对应的电量限额。按此实施，若机组的煤耗等于全省平均煤耗，则最大可参与双边协商交易的小时数为全省双边协商基准小时数；若机组的煤耗低于全省平均煤耗，则最大可参与双边协商交易的小时数上浮一定幅度，反之下浮一定幅度，以引导不同煤耗机组在双边协商交易环节落实节能低碳要求。

（七）组织集中竞争交易。组织符合条件的电力用户和发电企业，通过集中竞争方式确定交易电量和交易价格，交易结果须满足电网安全约束。通过动态调整集中竞争交易电量规模，保障供需平衡。

现货市场建立前，每月组织月度集中竞争交易，集中竞争交易中需体现节能低碳原则，燃煤机组根据煤耗水平确定机组可参与月度交易的小时数限额，计算公式为：

燃煤发电企业月度交易小时数上限＝月度市场交易平均小时数×[k0－k1×（发电企业发电煤耗－全省平均发电煤耗）/全省平均发电煤耗]

其中，月度市场交易平均小时数根据月度市场交易电量、参与集中竞争的机组容量测算得来，根据机组可参与交易的小时数限额即可测算得出对应的电量限额。

（八）实施替代发电。基数电量指导计划、年度双边协商交易合同确定后，在满足调峰调频和系统安全要求、满足可再生能源保障性收购要求的条件下，可组织发电企业通过集中竞争方式按照节能低碳原则实施替代发电。对于年度节能发电调度组合方案中排序靠后的煤电机组，按照保障电厂基本运转的原则安排基数电量指导计划，同时推进实施替代发电，鼓励这部分机组的基数指导计划电量、双边协商交易电量转由节能环保指标优的大机组代发。

（九）优化机组组合。在保障电网安全的前提下，优化机组运行方式，减少机组启停频次，提高机组运行负荷率，降低燃煤消耗，减少污染物排放，落实节能低碳发电调度要求。

（十）保障供需平衡。推进建立市场化的电力电量平衡机制，固定基数指导计划电量并优先结算，实际用电、发电与预测的偏差进行相应的偏差结算。随着电力市场的成熟，逐步放开发用电指导计划，除纳入规划的可再生能源发电、国家计划和政府间框架协议内的西电、保障优先购电的基数电量外，其余发电量放开进入市场。建立完善的现货市场交易机制，以市场化的方式实现电力资源的优化配置，促进可再生能源和西部水电消纳，推进节能低碳电力调度。

广东电力市场建设实施方案

主要内容：

二、建设目标

（一）近期目标（2016年—2018年）。按程序组建相对独立的广东电力交易中心，建设完善广东电力交易平台功能，为市场发展提供支撑；制定广东电力市场交易规则，建立市场化的电量平衡机制。以年度双边协商和月度集中竞争电量合同为基础，交易品种进一步丰富，建立基于电量交易的日前交易市场和合约交易二级市场；市场主体范围进一步扩大，引入售电公司参加市场交易，逐步纳入核电、水电、气电等其他类型的发电企业，逐步降低电力大用户准入门槛，逐步放开一般用户通过售电公司参与市场；建立市场信用体系和风险防范机制，初步建立完善的电力市场体系。

（二）中远期目标（2019年—远期）。固定满足公益性、调节性需要的优先发购电电量计划，其他电量进入市场；建立基于发用电曲线的日前交易市场和辅助服务交易市场；逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制；建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。

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（四）建立相对稳定的中长期交易机制。

1.建立健全市场主体自行协商签订合同，或通过参加交易机构组织的集中竞价交易签订合同的市场机制。中长期电能量市场的交易品种主要包括年度双边协商交易和月度集中竞争交易。

2.年度基数电量可参与合同转让市场交易。

3.可中断负荷、调压等辅助服务可签订中长期交易合同。

（五）建立有效竞争的现货交易机制。

1.在保证安全、高效、环保的基础上，按成本最小原则建立现货交易机制，发现价格，引导用户合理用电，促进发电机组最大限度提供调节能力。

2.由日前电量交易市场起步，与年度基数电量、年度双边协商电量、月度竞争电量相衔接，逐步过渡到日前发用电曲线交易市场。

3.完善电力交易平台与调度、计量、营销等技术系统的互联互通和数据共享，满足日前市场“日清月结”的需要。

4.适时开展日内现货市场和实时平衡市场的建设。

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（七）完善省外购电交易机制。

1.建立健全向省外购电的市场交易机制，跨省跨区送受电中的国家计划、“云电送粤”、“黔电送粤”等省政府间框架协议电量优先消纳，按照协议价格结算。

2.允许协议外电量通过市场化交易方式在广东电力市场组织消纳，按照市场形成的价格结算。

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