电力市场及消纳报告技术规范.pdf

电力市场及消纳报告技术规范

一、提高市场化交易电量规模

（一）各地要总结电力市场化交易工作经验，结合实际，进一步加快推进电

力体制改革，加快放开发用电计划，加快放开无议价能力用户以外的电力用户参

与交易，扩大市场主体范围，构建多方参与的电力市场，大幅提高市场化交易电

量规模，统筹协调好扩大市场化交易规模和放开发用电计划。开展电力现货市场

试点地区，可根据实际设计发用电计划改革路径。

（二）各地应结合实际，统筹发用电侧放开节奏，做好供需总量平衡，进一

步明确放开各类发电企业、电力用户和售电企业进入市场的时间，明确放开比例，

制定具体工作方案，并进一步完善和规范参与市场化交易的发电企业、电力用户

和售电企业等市场主体准入标准、准入程序和退出机制，向社会公布。

（三）各地要取消市场主体参与跨省跨区电力市场化交易的限制，鼓励电网

企业根据供需状况、清洁能源配额完成情况参与跨省跨区电力交易，首先鼓励跨

省跨区网对网、网对点的直接交易，对有条件的地区，有序支持点对网、点对点

直接交易，促进资源大范围优化配置和清洁能源消纳。北京、广州两个电力交易

中心要积极创造条件，完善规则，加强机制建设，搭建平台，组织开展跨省跨区

市场化交易。

（四）为促进清洁能源消纳，支持电力用户与水电、风电、太阳能发电、核

电等清洁能源发电企业开展市场化交易。抓紧建立清洁能源配额制，地方政府承

担配额制落实主体责任，电网企业承担配额制实施的组织责任，参与市场的电力

用户与其他电力用户均应按要求承担配额的消纳责任，履行清洁能源消纳义务。

二、推进各类发电企业进入市场

（一）加快放开煤电机组参与电力直接交易，《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）文件颁布实施后核准的

煤电机组，原则上不再安排发电计划，投产后一律纳入市场化交易，鼓励支持环

保高效特别是超低排放机组通过电力直接交易和科学调度多发电。

（二）在统筹考虑和妥善处理电价交叉补贴的前提下，有序放开水电参与电

力市场化交易。消纳不受限地区，根据水电站多年平均或上年实际发电能力，综

合考虑外送和本地消纳，安排优先发电计划，在保障优先发电优先购电的基础上，

鼓励水电积极参与电力市场化交易。水电比重大或消纳受限地区，可根据实际情

况有序放开水电，扩大水电参与市场化交易比例。进一步完善优先发电优先购电

制度，建立水电等优质电源优先采购机制，提升对居民、农业等优先购电用户的

保障能力。

（三）在确保供电安全的前提下，完善和创新交易规则，推进规划内的风电、

太阳能发电等可再生能源在保障利用小时数之外参与直接交易、替代火电发电权

交易及跨省跨区现货交易试点等，通过积极参与市场化交易，增加上网电量，促

进消纳。各地要结合实际合理确定可再生能源保障利用小时数，做好优先发电保

障和市场化消纳的衔接。

（四）拥有燃煤自备电厂的企业按照国家有关规定承担政府性基金及附加、

政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任，取得电力业务许可证，达到能效、环保

要求，成为合格市场主体后，有序推进其自发自用以外电量按交易规则参与交易。

为促进和鼓励资源综合利用，对企业自发自用的余热、余压、余气发电等资源综

合利用机组，继续实施减免系统备用费和政策性交叉补贴等相关支持政策。

（五）在保证安全的情况下，稳妥有序推进核电机组进入市场，在保障优先

发电计划外，鼓励核电机组通过参与交易实现多发。

（六）有序开展分布式发电市场化交易试点工作，参与交易的应科学合理确

定配电电价。

（七）参与交易的发电企业，其项目的单位能耗、环保排放、并网安全应达

到国家和行业标准。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、未取得电力业务许可证（依法豁免许

可的除外）等发电企业不得参与。

三、放开符合条件的用户进入市场

（一）在确保电网安全、妥善处理交叉补贴和公平承担清洁能源配额的前提

下，有序放开用户电压等级及用电量限制，符合条件的10千伏及以上电压等级

用户均可参与交易。支持年用电量超过500万千瓦时以上的用户与发电企业开

展电力直接交易。2018年放开煤炭、钢铁、有色、建材等4个行业电力用户发

用电计划，全电量参与交易，并承担清洁能源配额。

（二）支持高新技术、互联网、大数据、高端制造业等高附加值的新兴产业

以及各地明确的优势特色