各省、自治區(qū)、直轄市發(fā)展改革委、經(jīng)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(jiān)管機構，中國電力企業(yè)聯(lián)合會，國家電網(wǎng)公司、中國南方電網(wǎng)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(fā)投資公司、中國核工業(yè)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(fā)[2015]9號）文件精神，落實《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于印發(fā)電力體制改革配套文件的通知》（發(fā)改經(jīng)體[2015]2752號）要求，現(xiàn)就有序放開發(fā)用電計劃工作有關事項通知如下：

    一、加快組織發(fā)電企業(yè)與購電主體簽訂發(fā)購電協(xié)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(guī)模，自文件下發(fā)之日起，盡快組織發(fā)電企業(yè)特別是燃煤發(fā)電企業(yè)與售電企業(yè)、用戶及電網(wǎng)企業(yè)簽訂三方發(fā)購電協(xié)議（合同）。簽訂的發(fā)購電協(xié)議（合同）由電力交易機構根據(jù)相關規(guī)定匯總和確認，電力調(diào)度機構進行安全校核，燃煤發(fā)電企業(yè)只要不超過當?shù)厥∮蚰甓热济簷C組發(fā)電小時數(shù)最高上限，由電網(wǎng)企業(yè)保障執(zhí)行。各地年度燃煤機組發(fā)電小時數(shù)的最高上限，綜合考慮可再生能源消納、電網(wǎng)安全、公平競爭和行業(yè)健康發(fā)展等情況統(tǒng)籌測算，由調(diào)度機構商省級政府相關部門確定，并報國家發(fā)展改革委和國家能源局備案。

    二、逐年減少既有燃煤發(fā)電企業(yè)計劃電量。2017年，在優(yōu)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(jié)能環(huán)保機組及自行簽訂發(fā)購電協(xié)議（合同）超出上年火電計劃利用小時數(shù)50%的企業(yè)，比例可適當上調(diào)，但不超過85%。2018年以后計劃發(fā)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(shù)不宜作為基數(shù)的地區(qū)，可由省級政府相關部門根據(jù)電力體制改革相關精神適當調(diào)整確定基數(shù)。可再生能源調(diào)峰機組計劃電量按照《可再生能源調(diào)峰機組優(yōu)先發(fā)電試行辦法》（發(fā)改運行[2016]1558號）有關要求安排。除優(yōu)先發(fā)電計劃外，其他電量均通過市場化交易實現(xiàn)，如因發(fā)用電計劃放開不同步產(chǎn)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(fā)電機組積極參與市場交易。對中發(fā)[2015]9號文頒布實施后核準的煤電機組，原則上不再安排發(fā)電計劃，不再執(zhí)行政府定價，投產(chǎn)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?shù)啬甓热济簷C組發(fā)電小時數(shù)最高上限。新核準的水電、核電等機組除根據(jù)相關政策安排一定優(yōu)先發(fā)電計劃外，應積極參與電力市場交易，由市場形成價格。

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

    五、有序放開跨省跨區(qū)送受電計劃。跨省跨區(qū)送受電逐步過渡到優(yōu)先發(fā)電計劃和有序實現(xiàn)直接交易相結合，根據(jù)電源規(guī)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(guī)劃內(nèi)的既有大型水電、核電、風電、太陽能發(fā)電等清潔能源發(fā)電，以及網(wǎng)對網(wǎng)送受清潔能源的地方政府協(xié)議，通過優(yōu)先發(fā)電計劃予以重點保障。優(yōu)先發(fā)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(fā)展改革委關于完善跨省跨區(qū)電能交易價格形成機制有關問題的通知》（發(fā)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(zhàn)略的前提下，按照“風險共擔、利益共享”原則協(xié)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(yōu)先發(fā)電計劃電量以外部分參加受電地區(qū)市場化競價。

    國家規(guī)劃內(nèi)的既有煤電機組，鼓勵簽訂中長期協(xié)議（合同）。采取點對網(wǎng)或類似點對網(wǎng)專線輸電方式送（分）電的，視同受電地區(qū)發(fā)電機組，參與電力電量平衡，根據(jù)受電地區(qū)煤電機組發(fā)用電計劃放開情況同步推進市場化。歷史形成統(tǒng)一分配電量的煤電機組，發(fā)電計劃放開比例為受電地區(qū)放開比例的一半。

    國家規(guī)劃內(nèi)且在中發(fā)[2015]9號文頒布實施后核準的清潔能源發(fā)電機組，在落實優(yōu)先發(fā)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(guī)劃內(nèi)且在中發(fā)[2015]9號文頒布實施后核準的煤電機組，不再保留現(xiàn)有的電力電量或分電比例，發(fā)電計劃放開比例為受電地區(qū)放開比例的一半。

    六、認真制定優(yōu)先發(fā)電計劃。各地按照中發(fā)[2015]9號文及配套文件精神制定優(yōu)先發(fā)電計劃，以落實國家能源戰(zhàn)略，確保清潔能源、調(diào)峰機組等保障性電源發(fā)電需要。省（區(qū)、市）內(nèi)消納的規(guī)劃內(nèi)風電、太陽能發(fā)電、核電等機組在保障性收購小時以內(nèi)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(yōu)先發(fā)電量，熱電聯(lián)產(chǎn)機組供熱期以熱定電的發(fā)電量，以及調(diào)峰調(diào)頻電量，由省級政府相關部門按照《關于有序放開發(fā)用電計劃的實施意見》要求，依據(jù)國家制定的相關辦法，確定為優(yōu)先發(fā)電計劃，由電網(wǎng)企業(yè)保障執(zhí)行。優(yōu)先發(fā)電計劃可以執(zhí)行政府定價，也可通過市場化方式形成價格，根據(jù)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(qū)，商國家發(fā)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(fā)電保障小時數(shù)逐年增加，直至達到國家制定的保障性收購年利用小時數(shù)標準。跨省跨區(qū)送受電的優(yōu)先發(fā)電計劃在受電地區(qū)優(yōu)先消納。

    七、允許優(yōu)先發(fā)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(yōu)先發(fā)電計劃，如不能實現(xiàn)簽約，指標可市場化轉讓給其他優(yōu)先發(fā)電機組。優(yōu)先發(fā)電計劃指標市場化轉讓可在本地進行，也可以跨省跨區(qū)開展。如指標無法轉讓，則由電網(wǎng)企業(yè)參考本地區(qū)同類型機組平均購電價格購買，產(chǎn)生的結算盈余計入本地輸配電價平衡賬戶。對規(guī)劃以外或不符合國家規(guī)定程序的風電、太陽能發(fā)電等可再生能源，按規(guī)定不允許并網(wǎng)運行。風電、太陽能發(fā)電等可再生能源是否符合規(guī)劃、符合國家規(guī)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(guī)機組，還要納入電力行業(yè)信用監(jiān)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(fā)[2015]9號文及配套文件精神明確優(yōu)先購電范圍，制定優(yōu)先購電計劃，確保無議價能力用戶用電需要。優(yōu)先購電計劃執(zhí)行政府定價，由電網(wǎng)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(fā)電側放開規(guī)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(qū)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(fā)電企業(yè)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(yè)用戶原則上應通過簽訂電力直接交易協(xié)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(xié)議（合同）。要加強對電力用戶參與市場意識的培育，大力發(fā)展電能服務產(chǎn)業(yè)，幫助用戶了解用電曲線，提高市場化意識。爭取在兩年內(nèi)，初步實現(xiàn)電力直接交易雙方發(fā)用電曲線實時對應。

    九、參與市場交易的電力用戶不再執(zhí)行目錄電價。凡是參加電力市場交易的電力用戶，均不再執(zhí)行對應的目錄電價。除優(yōu)先購電、優(yōu)先發(fā)電對應的電量外，發(fā)電企業(yè)其他上網(wǎng)電量價格主要由用戶、售電主體與發(fā)電企業(yè)通過自主協(xié)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(wǎng)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(wǎng)企業(yè)承擔保底供電責任。電網(wǎng)企業(yè)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(zhí)行。保底價格具體水平由各省（區(qū)、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(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先購電制度。2017年起，各地上年末要按照要求，結合電力生產(chǎn)和消費實際，測算本地區(qū)本年度優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先購電保障范圍，向國家發(fā)展改革委上報本地區(qū)本年度優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先購電計劃建議；國家電網(wǎng)公司、南方電網(wǎng)公司按照要求，每年底向國家發(fā)展改革委上報次年度跨省跨區(qū)送受電優(yōu)先發(fā)電計劃建議。國家發(fā)展改革委根據(jù)上報情況，與有關部門、地方和電力企業(yè)協(xié)商，確定各地及跨省跨區(qū)送受電年度優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先購電計劃，納入年度基礎產(chǎn)業(yè)、新興產(chǎn)業(yè)和部分重點領域發(fā)展計劃，并根據(jù)實際供需適當調(diào)整。國家發(fā)展改革委、國家能源局會同有關部門不斷完善優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先購電管理辦法。

國家發(fā)展改革委

國 家 能 源 局

2017年3月29日