4月10日從國家發改委獲悉，國家發改委、國家能源局印發《關于有序放開發用電計劃的通知》，通知提出，各地要加快推進電力體制改革，逐步擴大市場化交易電量規模，自文件下發之日起，盡快組織發電企業特別是燃煤發電企業與售電企業、用戶及電網企業簽訂三方發購電協議（合同）。

    通知提出十大相關事項，包括加快組織發電企業與購電主體簽訂發購電協議（合同）、新核準發電機組積極參與市場交易、規范和完善市場化交易電量價格調整機制、有序放開跨省跨區送受電計劃、認真制定優先發電計劃、允許優先發電計劃指標有條件市場化轉讓、在保障無議價能力用戶正常用電基礎上引導其他購電主體參與市場交易、參與市場交易的電力用戶不再執行目錄電價、采取切實措施落實優先發電、優先購電制度。

    通知提出，2017年，在優先支持已實行市場交易電量的基礎上，其他煤電機組安排計劃電量不高于上年火電計劃小時的80%，屬于節能環保機組及自行簽訂發購電協議（合同）超出上年火電計劃利用小時數50%的企業，比例可適當上調，但不超過85%。2018年以后計劃發電量比例，配合用電量放開進展逐年減小。

    通知還提出，規范和完善市場化交易電量價格調整機制。發電企業與售電企業、用戶及電網企業簽訂市場化發購電協議（合同），鼓勵簽訂中長期合同，并在合同中約定價格調整機制。

    值得關注的是，通知提出，國家規劃內的既有大型水電、核電、風電、太陽能發電等清潔能源發電，以及網對網送受清潔能源的地方政府協議，通過優先發電計劃予以重點保障。國家規劃內且在中發[2015]9號文頒布實施后核準的清潔能源發電機組，在落實優先發電計劃過程中，市場化方式形成價格部分的比例應逐步擴大。國家規劃內且在中發[2015]9號文頒布實施后核準的煤電機組，不再保留現有的電力電量或分電比例，發電計劃放開比例為受電地區放開比例的一半。

    通知還提出，屬于市場化方式形成價格的優先發電計劃，如不能實現簽約，指標可市場化轉讓給其他優先發電機組。優先發電計劃指標市場化轉讓可在本地進行，也可以跨省跨區開展。凡是參加電力市場交易的電力用戶，均不再執行對應的目錄電價。除優先購電、優先發電對應的電量外，發電企業其他上網電量價格主要由用戶、售電主體與發電企業通過自主協商、市場競價等方式確定。

    華創證券分析師表示，電力改革是中國經濟體制改革的核心，更是中央政府強力推進的工作。新一輪電改自2015年推進已屆滿兩年，兩年間，改革從政策出臺到局部試點，再到配套文件落地、大刀闊斧全面推進，改革進程超出電力行業和資本市場預期，電改正在顛覆傳統電力市場秩序。（中國證券網）

國家發展改革委 國家能源局

關于有序放開發用電計劃的通知

發改運行〔2017〕294號

文件如下：

    各省、自治區、直轄市發展改革委、經信委(工信委、工信廳)、能源局、物價局，國家能源局各派出能源監管機構，中國電力企業聯合會，國家電網公司、中國南方電網有限責任公司，中國華能集團公司、中國大唐集團公司、中國華電集團公司、中國國電集團公司、國家電力投資集團公司、中國長江三峽集團公司、神華集團公司、國家開發投資公司、中國核工業集團公司、中國廣核集團有限公司、華潤集團有限公司：

    為貫徹《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015]9號)文件精神，落實《國家發展改革委 國家能源局關于印發電力體制改革配套文件的通知》(發改經體[2015]2752號)要求，現就有序放開發用電計劃工作有關事項通知如下：

    一、加快組織發電企業與購電主體簽訂發購電協議(合同)。各地要加快推進電力體制改革，逐步擴大市場化交易電量規模，自文件下發之日起，盡快組織發電企業特別是燃煤發電企業與售電企業、用戶及電網企業簽訂三方發購電協議(合同)。簽訂的發購電協議(合同)由電力交易機構根據相關規定匯總和確認，電力調度機構進行安全校核，燃煤發電企業只要不超過當地省域年度燃煤機組發電小時數最高上限，由電網企業保障執行。各地年度燃煤機組發電小時數的最高上限，綜合考慮可再生能源消納、電網安全、公平競爭和行業健康發展等情況統籌測算，由調度機構商省級政府相關部門確定，并報國家發展改革委和國家能源局備案。

    二、逐年減少既有燃煤發電企業計劃電量。2017年，在優先支持已實行市場交易電量的基礎上，其他煤電機組安排計劃電量不高于上年火電計劃小時的80%，屬于節能環保機組及自行簽訂發購電協議(合同)超出上年火電計劃利用小時數50%的企業，比例可適當上調，但不超過85%。2018年以后計劃發電量比例，配合用電量放開進展逐年減小。上年度計劃利用小時數不宜作為基數的地區，可由省級政府相關部門根據電力體制改革相關精神適當調整確定基數。可再生能源調峰機組計劃電量按照《可再生能源調峰機組優先發電試行辦法》(發改運行[2016]1558號)有關要求安排。除優先發電計劃外，其他電量均通過市場化交易實現，如因發用電計劃放開不同步產生電費結算盈虧，計入本地輸配電價平衡賬戶，可用于政策性交叉補貼、輔助服務費用等。

    三、新核準發電機組積極參與市場交易。對中發[2015]9號文頒布實施后核準的煤電機組，原則上不再安排發電計劃，不再執行政府定價，投產后一律納入市場化交易和由市場形成價格，但簽約交易電量亦不應超過當地年度燃煤機組發電小時數最高上限。新核準的水電、核電等機組除根據相關政策安排一定優先發電計劃外，應積極參與電力市場交易，由市場形成價格。

    四、規范和完善市場化交易電量價格調整機制。發電企業與售電企業、用戶及電網企業簽訂市場化發購電協議(合同)，鼓勵簽訂中長期合同，并在合同中約定價格調整機制。燃煤發電企業的協議(合同)期限應與電煤中長期合同掛鉤，發售電價格建立與電煤價格聯動的調整機制，調整周期充分考慮電煤中長期合同的調整周期;有集中競價的地區鼓勵建立價格調整機制，具體調整方法由雙方在協議(合同)中明確。煤電以外的市場化電量也應建立價格調整機制，鼓勵建立與集中競價相銜接的調整機制。

    五、有序放開跨省跨區送受電計劃。跨省跨區送受電逐步過渡到優先發電計劃和有序實現直接交易相結合，根據電源規劃、電源類別和核準投運時間，分類推進送受電計劃改革。

國家規劃內的既有大型水電、核電、風電、太陽能發電等清潔能源發電，以及網對網送受清潔能源的地方政府協議，通過優先發電計劃予以重點保障。優先發電計劃電量不低于上年實際水平或多年平均水平，價格按照《國家發展改革委關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制有關問題的通知》(發改價格[2015]962號)有關精神，由送電、受電市場主體雙方在自愿平等基礎上，在貫徹落實國家能源戰略的前提下，按照“風險共擔、利益共享”原則協商或通過市場化交易方式確定送受電價格，鼓勵通過簽訂中長期合同的方式予以落實;優先發電計劃電量以外部分參加受電地區市場化競價。

    國家規劃內的既有煤電機組，鼓勵簽訂中長期協議(合同)。采取點對網或類似點對網專線輸電方式送(分)電的，視同受電地區發電機組，參與電力電量平衡，根據受電地區煤電機組發用電計劃放開情況同步推進市場化。歷史形成統一分配電量的煤電機組，發電計劃放開比例為受電地區放開比例的一半。

國家規劃內且在中發[2015]9號文頒布實施后核準的清潔能源發電機組，在落實優先發電計劃過程中，市場化方式形成價格部分的比例應逐步擴大。

    國家規劃內且在中發[2015]9號文頒布實施后核準的煤電機組，不再保留現有的電力電量或分電比例，發電計劃放開比例為受電地區放開比例的一半。

    六、認真制定優先發電計劃。各地按照中發[2015]9號文及配套文件精神制定優先發電計劃，以落實國家能源戰略，確保清潔能源、調峰機組等保障性電源發電需要。省(區、市)內消納的規劃內風電、太陽能發電、核電等機組在保障性收購小時以內的電量，水電兼顧資源等條件、歷史均值和綜合利用要求的優先發電量，熱電聯產機組供熱期以熱定電的發電量，以及調峰調頻電量，由省級政府相關部門按照《關于有序放開發用電計劃的實施意見》要求，依據國家制定的相關辦法，確定為優先發電計劃，由電網企業保障執行。優先發電計劃可以執行政府定價，也可通過市場化方式形成價格，根據電源特性和供需形勢等因素確定比例。落實可再生能源保障性收購政策確實存在困難的地區，商國家發展改革委、國家能源局同意后，研究制定合理的解決措施，確保可再生能源發電保障小時數逐年增加，直至達到國家制定的保障性收購年利用小時數標準。跨省跨區送受電的優先發電計劃在受電地區優先消納。

    七、允許優先發電計劃指標有條件市場化轉讓。屬于市場化方式形成價格的優先發電計劃，如不能實現簽約，指標可市場化轉讓給其他優先發電機組。優先發電計劃指標市場化轉讓可在本地進行，也可以跨省跨區開展。如指標無法轉讓，則由電網企業參考本地區同類型機組平均購電價格購買，產生的結算盈余計入本地輸配電價平衡賬戶。對規劃以外或不符合國家規定程序的風電、太陽能發電等可再生能源，按規定不允許并網運行。風電、太陽能發電等可再生能源是否符合規劃、符合國家規定程序，由地方能源主管部門會同能源局派出機構進行核查。核查確定為違規機組，還要納入電力行業信用監管黑名單。

    八、在保障無議價能力用戶正常用電基礎上引導其他購電主體參與市場交易。各地要按照中發[2015]9號文及配套文件精神明確優先購電范圍，制定優先購電計劃，確保無議價能力用戶用電需要。優先購電計劃執行政府定價，由電網公司予以保障。各地要加快放開無議價能力用戶以外的電力用戶等購電主體參與市場交易，引導發電側放開規模與需求側相匹配。參與直接交易的購電主體，原則上應全部電量參與市場交易，市場化交易的電量，政府相關部門將不再下達用電計劃。具備條件的地區可擴大電力用戶放開范圍，不受電壓等級限制。積極培育售電市場主體，售電公司可視同大用戶與發電企業開展電力直接交易。中小用戶無法參與電力直接交易的，可由售電公司代理參與。新增大工業用戶原則上應通過簽訂電力直接交易協議(合同)保障供電，鼓勵其他新增用戶參與電力直接交易，簽訂中長期協議(合同)。要加強對電力用戶參與市場意識的培育，大力發展電能服務產業，幫助用戶了解用電曲線，提高市場化意識。爭取在兩年內，初步實現電力直接交易雙方發用電曲線實時對應。

    九、參與市場交易的電力用戶不再執行目錄電價。凡是參加電力市場交易的電力用戶，均不再執行對應的目錄電價。除優先購電、優先發電對應的電量外，發電企業其他上網電量價格主要由用戶、售電主體與發電企業通過自主協商、市場競價等方式確定。電力市場體系比較健全時，全部放開上網電價和公益性電量以外的銷售電價。已參加市場交易的用戶又退出的，在通過售電公司購電或再次參與市場交易前，由電網企業承擔保底供電責任。電網企業與電力用戶交易的保底價格在電力用戶繳納輸配電價的基礎上，按照政府核定的居民電價的1.2-2倍執行。保底價格具體水平由各省(區、市)價格主管部門按照國家確定的上述原則確定。

    十、采取切實措施落實優先發電、優先購電制度。2017年起，各地上年末要按照要求，結合電力生產和消費實際，測算本地區本年度優先發電、優先購電保障范圍，向國家發展改革委上報本地區本年度優先發電、優先購電計劃建議;國家電網公司、南方電網公司按照要求，每年底向國家發展改革委上報次年度跨省跨區送受電優先發電計劃建議。國家發展改革委根據上報情況，與有關部門、地方和電力企業協商，確定各地及跨省跨區送受電年度優先發電、優先購電計劃，納入年度基礎產業、新興產業和部分重點領域發展計劃，并根據實際供需適當調整。國家發展改革委、國家能源局會同有關部門不斷完善優先發電、優先購電管理辦法。

國家發展改革委

國 家 能 源 局

2017年3月29日