有序放开发用电计划有哪些显著变化？

　　日前，国家发改委和国家能源局正式印发《关于有序放开发用电计划的通知》，（下称“正式稿”），并标注“特急”。

　　《关于有序放开发用电计划工作的通知（征求意见稿）》（下称“意见稿”）发布于2016年7月13日，从当时到今天的九个月中，各省电力交易有许多新进展：《电力中长期交易基本规则》发布，多个省份引入售电公司、开展集中竞价……与意见稿相比，正式稿也出现大面积调整。

　　eo对比了正式稿与意见稿全文，发现每一条规定均有所变化。逐条整理如下，供读者参考。

　　首先，正式稿新增了三个通知对象：中核，中广核和华润集团。

　　第一条： 加快组织发电企业于购电主体签订发购电协议（合同）。

　　删除了发电小时数上限5000小时的规定，增加了备案要求。

　　正式稿：燃煤发电企业只要不超过当地省城年度燃煤机组发电小时数最高上限，由电网企业保障执行。各地年度燃煤机组发电小时数最高上限，综合考虑可再生能源消纳、电网安全、公平竞争和行业健康发展等情况统筹测算，由调度机构协商省级政府相关部门确定，并报国家发改委和国家能源局备案。

　　意见稿：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。

　　第二条：逐年减少既有燃煤发电企业计划电量

　　改变了缩减计划电量的方式，提出了解决发用电计划放开不同步产生电费结算盈亏的处理办法

　　正式稿：2017年，在优先支持已试行市场交易电量的基础上，其他燃煤机组安排计划电量不高于上年火电计划小时的80%，属于节能环保机组及自行签订发购电协议（合同）超出上年火电计划利用小时50%的企业，比例可适当上调，但不超过85%。2018年以后计划发电量比例，配合用电量放开逐年减少。

　　如因发用电计划放开不同步产生电费结算盈亏，计入本地输配定价平衡账户，可用于政策性交叉补贴、辅助服务费等。

　　意见稿：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。

　　非市场化交易电量、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。

　　第三条：新核准发电机组积极参与市场交易

　　关于新煤电机组原则上不再安排发电计划，改变了对新旧机组的划分标准

　　正式稿：对中发【2015】9号文颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划。

　　意见稿：对2017年3月15日后投产的煤电机组，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。

　　第四条：规范和完善市场化交易电量价格调整机制

　　新增

　　正式稿：鼓励发电企业与售电企业、用户及电网企业在合同中约定调整机制，燃煤发电企业的协议期限应与电煤中长期合同挂钩，建立发售电价格与电煤价格联动的调整机制。

　　第五条：有序放开跨区送受电计划

　　由意见稿的“放开跨省跨区送受煤电计划”扩展。

　　正式稿：跨省跨区送受电逐步过渡到优先发电计划和有序实现直接交易相结合。

　　国家规划内的既有大型水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电，以及网对网送受清洁能源的地方政府协议，通过优先发电计划予以重点保障。

　　国家规划内的既有煤电机组，鼓励签订中长期协议（合同）。

　　国家规划内的且在中发【2015】9号文颁布实施后核准的清洁能源发电机组，在落实优先发电计划过程中，市场化方式形成价格部分的比例应逐步扩大。

　　国家规划内的且在中发【2015】9号文颁布实施后核准的煤电机组，不再保留现有的电力定量或分电比例，发电计划放开比例为受电地区放开比例的一半。

　　第六条：认真制定优先发电计划

　　新增。

　　正式稿：省（市、区）内消纳的规划内风电、太阳能发电、核电等机组在保障性收购小时内的电量，水电兼顾资源等条件、历史均值和综合利用要求的优先发电量，热电联产机组供热期以热定电的发电量，以及调峰调频电量由省级政府相关部门按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》要求，依据国家制定的相关办法，确定为优先发电计划。

　　优先发电计划可以执行政府定价，也可以通过市场化方式形成价格，根据电源特性和供需形势等因素确定比例。

　　第七条：允许优先发电计划指标有条件市场化转让

　　新增。

　　属于市场化方式形成价格的优先发电计划，如不能实现签约，指标可市场化转让给其他优先发电机组。

　　如指标无法转让，由电网企业参考本地区同类型机组的平均购电价格购买，产生的结算盈余计入本地输配电价平衡账户。

　　第八条：在保障无议价能力用户正常用电基础上引导其他购电主体参与市场交易

　　将意见稿第七条“推动新增用户进入市场”扩展。

　　意见稿：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。

　　正式稿：要加快放开无议价能力用户以外的电力用户等购电主体参与市场交易，引导发电侧放开规模与需求侧相匹配。加强对电力用户参与市场意识的培育，大力发展电能服务产业，争取两年内，初步实现电力直接交易双方发用电曲线实时对应。

　　第九条：参与市场化交易的电力用户不再执行目录电价

　　意见稿：适时取消相关目录电价。

　　正式稿：凡是参与电力市场化交易的电力用户，均不再执行对应的目录电价。参加市场交易的用户又退出的，在通过售电公司购电或再次参与市场交易前，由电网企业承担保底供电责任。保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，按照政府核定的居民电价的1.2～2倍执行。

　　第十条：采取切实措施落实有限发电、优先购电制度

　　对确定优先购电、优先发电计划的程序做出规定。对优先购电、优先发电计划态度有所调整。

　　正式稿：优先购电、优先发电计划可根据实际供需适当调整。

　　意见稿：确保优先购电、优先发电刚性执行。

　　除此之外，正式稿还删除了意见稿第三条“其他发电机组均可参与市场交易”，第九条“研究大型水电、核电等参与市场方式”。（eo记者 陈仪方整理）