橙电网电力网获悉，近日山东省发改委发布了《关于印发山东省电力体制改革专项实施方案的通知》。文件共包含了8个电改实施方案，分别是《山东省输配电价改革实施方案》、《山东省电力市场建设实施方案》、《山东省电力交易机构组建实施方案》、《山东省有序放开发用电计划改革实施方案》、《山东省售电侧改革实施方案》、《山东省加强和规范自备电厂监督管理实施方案》、《山东省推动分布式电源建设实施意见》、《山东省电力中长期交易规则(试行)》。具体情况如下：

关于印发山东省电力体制改革专项实施方案的通知

鲁发改经体〔2017〕788号

各市人民政府，省直有关部门：

根据省委、省政府《山东省电力体制改革综合试点方案》(鲁发〔2016〕33号)要求，省电力体制改革领导小组有关成员单位研究制定了《山东省输配电价改革实施方案》、《山东省电力市场建设实施方案》、《山东省电力交易机构组建实施方案》、《山东省有序放开发用电计划改革实施方案》、《山东省售电侧改革实施方案》、《山东省加强和规范自备电厂监督管理实施方案》、《山东省推动分布式电源建设实施意见》、《山东省电力中长期交易规则(试行)》。经省政府同意，现印发给你们，请认真贯彻落实。

山东省发展和改革委员会 山东省经济和信息化委员会

山东省物价局 国家能源局山东监管办公室

2017年7月12日

山东省有序放开发用电计划改革实施方案

根据省委、省政府印发的《山东省电力体制改革综合试点方案》(鲁发〔2016〕33号)，为有序放开公益性、调节性以外的发用电计划，加快推进电力市场建设，制定本实施方案。

一、总体要求

坚持社会主义市场经济改革方向，坚持兼顾改到位和保稳定原则，建立优先发电、优先购电制度，有序放开公益性、调节性电量以外发用电计划，推动电力电量平衡从计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，使市场在资源配置中起决定性作用和更好发挥政府作用。

二、建立优先购电制度

(一)基本要求。享有优先购电权的用户按照政府定价优先购买电力电量，由电网企业予以保障;在编制有序用电方案时列入优先保障序列，原则上不参与限电;市场初期，不参与市场竞争。

(二)适用范围。第一产业、居民生活，以及第三产业中的重要公用事业、公益性服务行业用电享有优先购电权。重要公用事业、公益性服务行业主要包括党政机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、供水和供气等涉及社会生活基本需求，或提供公共产品和服务的部门和单位。

(三)保障措施

1.各类机组合理分担。优先购电权计划电量首先由可再生能源机组、余能机组、热电联产机组、核电机组、可再生能源调峰机组等优先发电机组承担，不足部分由其他公用机组按节能低碳发电原则，根据差别发电量计划或发电序位分担，相应的销售电价、上网电价执行政府定价。

2.加强电力需求侧管理。推广应用电蓄能技术，形成一定规模的常态削峰能力。组织开展需求响应，以经济手段推动用电企业与电网协同调峰，保障轻微缺电情况下的电力平衡。鼓励售电公司创新服务方式，为用户提供电力需求侧管理、用电运行检测、电能服务管理等增值服务。

3.常态化、精细化开展有序用电。制定有序用电方案并严格落实。出现电力缺口时，通过组织工业企业有序错避峰生产，保障严重缺电情况下的供用电秩序和具有优先购电权用户的供电。

4.建立用户管理机制。建立优先购电用户目录，实行目录动态管理，做好用户身份甄别、信息确认和电量统计，予以用电优先保障。

三、建立优先发电制度

(一)基本要求。享有优先发电权的机组按照政府定价或同等优先原则，优先上网或出售电力电量。优先发电容量通过安排基础发电量计划予以保障;优先发电电量原则上由政府定价和市场化方式形成价格两部分组成，其中，政府定价部分由电网企业保障收购;市场形成价格部分，发电企业参与市场交易时同等情况优先成交。分布式风能太阳能发电由电网企业足额收购保障。

(二)适用范围

1.一类优先保障：

(1)规划内的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电;

(2)为满足电网安全稳定运行的调峰调频发电;

(3)可再生能源调峰机组发电;

(4)实行“以热定电”，供热方式合理、实现在线监测并符合环保要求的热电联产机组在采暖期内发电。

2.二类优先保障：

(1)跨省跨区送我省的配套清洁能源发电;

(2)水电，核电，天然气发电机组;

(3)余能发电;

(4)涉外机组在合同期内按合同约定发电。

(三)落实原则

1.规划内风能、太阳能、生物质能、水能等可再生能源发电，按照资源条件预测的发电量安排优先发电计划，原则上保障性收购。

2.调峰调频电量，按年度全社会用电量(扣除孤网自备机组发电量)的适当比例安排优先发电计划;可再生能源调峰机组按照高出本年度同类型机组平均利用小时的10%-20%安排优先发电计划，原则上全部执行政府定价。

3.实施热力负荷在线监测的热电联产机组，在供热期根据“以热定电”政策安排优先发电计划，原则上全部执行政府定价。其中，背压机组根据实际热负荷放开发电，不再下达机组发电量计划;抽凝式热电联产燃煤机组和燃气热电联产机组，供热量按照上年度实际供热量并考虑当年变化核定，超出“以热定电”政策标准外的电量通过市场交易解决。

4.跨省跨区送受电量的优先发电计划及执行政府定价的比例，在贯彻国家能源战略的前提下，由送方参照我省同类型机组协商确定。优先发电计划电量原则上优先消纳，清洁能源送电比例原则上不低于25%。

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保障。优先发电计划电量不低于上年实际水平或多年平均水平，按发改价格〔2015〕962号文件精神，由送受双方协商或通过市场化交易方式确定价格;优先发电计划电量以外部分参与我省市场化竞争。

国家规划内的既有燃煤机组，鼓励签订中长期协议(合同)。采用点对网或类似点对网专线输电方式送(分)电的，视同省内发电机组，统一纳入全省电力电量平衡，并与省内机组同比例放开参与市场。

国家规划内且在中发〔2015〕9号文颁布实施后核准的清洁能源机组，优先发电计划中市场化方式形成价格部分的比例应逐步扩大。

国家规划内且在中发〔2015〕9号文颁布实施后核准、发改运行〔2017〕294文件印发后投产的燃煤机组，视同省内发电机组管理。

5.核电机组，按照国家有关规定安排优先发电电量，其中，执行政府定价计划高于省内燃煤机组平均利用小时一定比例安排，其他优先发电电量由市场化方式形成价格。

6.余能发电，参照企业生产实际和前3年实际发电量安排优先发电计划，原则上全部执行政府定价。

7.涉外机组，按照合同约定安排优先发电计划，原则上全部执行政府定价。

(四)保障措施

1.分类安排优先发电计划。年初编制年度平衡方案时，整体预留规划内风电、太阳能、生物质、背压供热机组、余能机组、水能发电电量空间，不再下达具体机组计划。可再生能源调峰机组、其他调峰调频电量、核电、天然气发电，以及热电比符合热电联产政策标准的热电机组采暖期内发电、涉外机组等优先发电计划，建立完善运行考核和技术监督手段，据此编制机组发电量计划。

2.消纳省外来电规划内电量。省经济和信息化委确定跨省跨区送受电优先发电计划规模建议，报国家发展改革委备案后优先安排发电。

3.组织实施替代发电。可再生能源调峰机组因调峰无法完成的优先发电计划，可通过替代发电交易给其他机组。市场化方式形成价格的优先发电计划，可替代转让给其他优先发电机组。电量替代价格由双方协商确定。执行标杆价格部分的优先发电计划原则上不得进行替代发电。

电力交易机构制定优先发电权计划指标市场交易办法，报省经济和信息化委同意后实施。

四、平衡年度电量供需

(一)编制年度电量供需平衡方案。省经济和信息化委会同有关单位根据全省国民经济社会发展计划和各市预测，分析全省电力电量需求，制定年度全省电力电量平衡方案，提出优先发电计划编制和市场电量安排建议，报国家发展改革委备案。

(二)实施节能低碳发电调度。未进入市场的电量，按照节能低碳环保原则编制差别发电量计划或安排机组发电序位，提高能效和环保指标领先机组的利用小时。

(三)加强机组调峰调频考核奖惩。各类直调发电机组均等承担电力平衡和调峰调频任务，调峰调频能力原则上不得低于50%。根据机组调峰调频贡献大小，按节能低碳调度原则进行调峰调频电量考核奖惩。

(四)适时调整年度电量平衡方案。每年底前，根据全省电力供需平衡实际和市场电量情况，调整年度电力电量平衡方案，做好各类电量的收口工作。市场交易电量原则上按时间先后顺序优先落实、优先结算。

五、有序放开发用电计划

(一)用电逐步放开

1.市场建设初期，逐步放开年用电量达到一定规模的10千伏及以上电压等级的工商业用户参与直接交易。重点向市场前景好、发展潜力大、产品附加值高、创新能力强、转型升级示范作用大的企业倾斜。

2.市场建设中后期,电力市场体系比较健全时，除公益性、调节性电量以外的电量全部进入市场。鼓励无议价能力用户进入市场，可保留一定交叉补贴，确保电价合理;电网企业或拥有配电网运营权的售电企业提供保障供电服务，满足市场交易应急暂停时的用户生产用电。

(二)发电有序放开

1.市场建设初期，保留规划内可再生能源发电、可再生能源调峰机组发电、余能发电、调峰调频电量、热电比在政策范围内的热电机组发电，以及水电、核电、涉外机组合同期内的优先发电计划。在可再生能源消纳受限时，安排保障性收购小时落实优先发电计划。其他发电机组市场化电量逐步扩大规模，原则上经安全校核，燃煤发电企业只要不超过年度燃煤机组发电小时的最高上限，电网企业保障执行;如因发用电计划放开不同步产生的电费结算盈亏，计入本地输配电价平衡账户，可用于政策性交叉补贴、辅助服务费用等。

对中发〔2015〕9号文件颁布实施后核准、发改运行〔2017〕294文件印发后投产的燃煤机组，原则上不再安排发电计划，不再执行政府定价，但交易电量不应超过年度燃煤机组发电小时最高上限。

2.市场建设中后期,电力市场体系比较健全时，除公益性和调节性电量以外的其他电量全部进入市场。自备电厂成为合格市场主体后，允许在公平承担发电企业社会责任的条件下参与电力市场交易。接入电网调度自动化系统、实现热力负荷或资源综合利用在线监测的地调公用机组发电，同步放开参与市场交易。

(三)跨省跨区送受电同步放开

1.市场建设初期，规划内跨省跨区送电电量与省内机组电量同步放开，其中，配套电源中规划内清洁能源执行优先保障消纳;其他送受电量全部按市场方式接纳。

2.市场建设中后期，电力市场体系比较健全时，逐步形成以中长期交易为主、临时交易为补充的跨省跨区交易机制。配套电源中规划内清洁能源执行优先发电计划，其他机组电量全部由市场化方式形成价格。

(四)加快建立完善市场交易机制。凡是参加电力市场交易的用户，均不再执行政府定价。除优先发电计划执行政府定价的电量外，机组其他电量价格主要由用户、售电主体与发电企业通过自主协商、市场竞价等方式确定。随着市场体系的不断健全，逐步放开公益性、调节性计划以外电量的上网电价和销售电价。已参加市场交易的用户又退出的，再次参与市场前，电网公司承担保底供电责任，保底价格在输配电价的基础上，按照居民电价的1.2-2倍执行。

(五)积极引导各类购电主体参与市场交易。新增大工业用户原则上通过签订中长期电力市场交易协议(合同)保障供电，鼓励其他新增用户参与电力交易。售电公司可视同电力用户参与电力市场，也可以代理中小用户参与电力交易。加快发展电能服务商，推动用户提升科学用电能力和市场化意识，逐步实现电力直接交易双方发用电曲线实时对应。

六、加强组织领导和措施落实

在省电力体制改革领导小组的领导下，各有关部门明确职责、相互配合，推动有序放开发用电计划各项改革措施的落实。发用电计划放开过程中，要综合改革条件、放开幅度和企业承受力，兼顾改到位和保稳定，根据市场建设需要，合理确定计划放开时间节点和规模，适时开展工作评估，完善措施，促进全省电网稳定运行和电力市场建设有序推进。省经济和信息化委牵头负责本方案组织实施。