三、建立優先發電制度

　　(一)優先發電基本內容。優先發電是指按照政府定價或同等優先原則，優先出售電力電量。優先發電容量通過充分安排發電量計劃并嚴格執行予以保障，擁有分布式風電、太陽能發電的用戶通過供電企業足額收購予以保障，目前不參與市場競爭。

　　(二)優先發電適用范圍。為便于依照規劃認真落實可再生能源發電保障性收購制度，納入規劃的風能、太陽能、生物質能等可再生能源發電優先發電；為滿足調峰調頻和電網安全需要，調峰調頻電量優先發電；為保障供熱需要，熱電聯產機組實行“以熱定電”，供熱方式合理、實現在線監測并符合環保要求的在采暖期優先發電，以上原則上列為一類優先保障。為落實國家能源戰略、確保清潔能源送出，跨省跨區送受電中的國家計劃、地方政府協議送電量優先發電；為減少煤炭消耗和污染物排放，水電、核電、余熱余壓余氣發電、超低排放燃煤機組優先發電，以上原則上列為二類優先保障。各省(區、市)可根據本地區實際情況，按照確保安全、兼顧經濟性和調節性的原則，合理確定優先順序。

　　(三)優先發電保障措施。一是留足計劃空間。各地安排年度發電計劃時，充分預留發電空間。其中，風電、太陽能發電、生物質發電、余熱余壓余氣發電按照資源條件全額安排發電，水電兼顧資源條件、歷史均值和綜合利用要求確定發電量，核電在保證安全的情況下兼顧調峰需要安排發電。二是加強電力外送和消納。跨省跨區送受電中原則上應明確可再生能源發電量的比例。三是統一預測出力。調度機構統一負責調度范圍內風電、太陽能發電出力預測，并充分利用水電預報調度成果，做好電力電量平衡工作，科學安排機組組合，充分挖掘系統調峰潛力，合理調整旋轉備用容量，在保證電網安全運行的前提下，促進清潔能源優先上網；面臨棄水棄風棄光情況時，及時預告有關情況，及時公開相關調度和機組運行信息。可再生能源發電企業應加強出力預測工作，并將預測結果報相應調度機構。四是組織實施替代，同時實現優先發可交易。修訂火電運行技術規范，提高調峰靈活性，為消納可再生能源騰出調峰空間。鼓勵開展替代發電、調峰輔助服務交易。

　　四、切實保障電力電量平衡

　　未建立現貨市場的地區，應以現有發用電計劃工作為基礎，堅持公開、公平、公正，參照以下步驟做好年度電力電量平衡工作。

　　(一)做好供需平衡預測。每年年底，各地預測來年本地區電力供需平衡情況，預測總發用電量，測算跨省跨區送受電電量(含優先發電部分、市場交易部分)，測算本地區平均發電利用小時數，點對網發電機組視同為受電地區發電企業。

　　(二)安排優先發電。優先安排風能、太陽能、生物質能等可再生能源保障性發電；根據電網調峰調頻需要，合理安排調峰調頻電量；按照以熱定電原則安排熱電聯產機組發電；兼顧資源條件、系統需要，合理安排水電發電；兼顧調峰需要，合理安排核電發電；安排余熱余壓余氣發電；考慮節能環保水平，安排高效節能、超低排放的燃煤機組發電。

　　(三)組織直接交易。組織符合條件的電力用戶和發電企業，通過雙邊交易或多邊交易等方式，確定交易電量和交易價格；盡可能確保用戶用電負荷特性不得惡化，避免加大電網調峰壓力；盡可能避免非理性競爭，保障可持續發展。其中，供熱比重大的地區，直接交易不得影響低谷電力平衡和保障供熱需要；水電比重大的地區，直接交易應區分豐水期、枯水期電量。

　　(四)扣除相應容量。為促進直接交易價格合理反映電力資源產品價值，在安排計劃電量時，原則上應根據直接交易情況，相應扣除發電容量。為調動發電企業參與積極性，直接交易電量折算發電容量時，可根據對應用戶最大負荷利用小時數、本地工業用戶平均利用小時數或一定上限等方式折算。

　　(五)安排好年度電力電量平衡方案。扣除直接交易的發電量、發電容量后，剩余發電量、發電容量可以按照現行的差別電量計劃制定規則，考慮年度檢修計劃后，確定發電計劃。計劃電量執行政府定價。電力企業應根據年度電力電量平衡方案協商簽訂購售電合同。

　　(六)實施替代發電。發電計劃確定后，在滿足安全和供熱等約束條件下，組織發電企業通過自主協商或集中撮合等方式實施替代發電，促進節能減排。計劃電量和直接交易電量，均可按照有關規定實施替代發電。

　　(七)保障電力平衡。所有統調發電機組均承擔電力平衡和調峰調頻任務，對應的電量為調峰調頻電量，計入計劃電量，原調度方式不變。

　　(八)適時調整年度電力電量平衡方案。通過調整方案，確保交易電量得以執行。可于四季度，根據直接交易電量變化、用電增速變化，以及有關獎懲因素等，按照上述規則調整年度電力電量平衡方案，并簽訂調整補充協議。

　　五、積極推進直接交易

　　通過建立、規范和完善直接交易機制，促進中長期電力交易的發展，加快市場化改革進程。

　　(一)用戶準入范圍。允許一定電壓等級或容量的用戶參與直接交易；允許售電公司參與；允許地方電網和躉售縣參與；允許產業園區和經濟技術開發區等整體參與。落后產能、違規建設和違法排污項目不得參與。各地可結合本地區實際情況、產業政策，以及能耗、環保水平等完善準入條件，并盡可能采用負面清單、注冊制方式。選擇直接交易的用戶，原則上應全部電量參與

　　市場交易，不再按政府定價購電。

　　(二)發電準入范圍。允許火電、水電參與直接交易；鼓勵核電、風電、太陽能發電等嘗試參與；火電機組中，超低排放的燃煤發電機組優先參與。不符合國家產業政策、節能節水指標未完成、污染物排放未達到排放標準和總量控制要求、違規建設等電源項目不得參與。各地可結合本地區實際情況、發電產業政策，以及發電機組容量、能耗、環保水平等完善準入條件，并盡可能采用負面清單方式。發電機組參與直接交易的容量應保持合理比例，以便保持調峰調頻能力、避免影響供需平衡。

　　(三)交易方式和期限。符合條件的發電企業、售電企業和用戶可以自愿參與直接交易，協商確定多年、年度、季度、月度、周交易量和交易價格。既可以通過雙邊交易，也可以通過多邊撮合交易實現；一旦參與，不得隨意退出。年度交易量確定后，可以根據實際情況進行月度電量調整。直接交易合同原則上至少為期一年，雙方必須約定違約責任，否則合同不得中途中止。具備條件的，允許部分或全部轉讓合同，即賣電方可以買電、買電方也可以賣電，以降低參與方的違約風險。

　　(四)直接交易價格。對于發電企業與用戶、售電企業直接交易的電量，上網電價和銷售電價初步實現由市場形成，即通過自愿協商、市場競價等方式自主確定上網電價，按照用戶、售電主體接入電網的電壓等級支付輸配電價(含線損、交叉補貼)、政府性基金等。暫未單獨核定輸配電價的地區、擴大電力直接交易參與范圍的地區，可采取保持電網購銷差價不變的方式，即發