【重磅】广东省售电侧改革试点实施方案及相关配套改革方案（全文）

(二)优先发电适用范围。综合考虑国家发展和改革委、国家能源局《关于有序放开发用电计划的实施意见》中明确的优先发电适用范围和《广东省节能发电调度试点工作实施方案》中节能排序靠前电源类型的有效承接，结合节能低碳电力调度要求，确定我省优先发电制度及发电序位如下：

1.纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源;

2.满足调峰调频和电网安全需要的电量;

3.热电联产机组“以热定电”电量;

4.水电发电;

5.考虑调峰需求的核电发电;

6.余热、余压、余气等资源综合利用机组发电;

其中，1-5类机组发电列为一类优先保障，6类机组发电列为二类优先保障。另根据国家《关于有序放开发用电计划的实施意见》，为落实国家能源战略、确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电。

(三)优先发电保障措施。

一是充分预留发电空间。按照优先发电序位安排年度发电指导计划;适当增加贫困地区、革命老区机组发电量;适当增加实施碳捕集(CCUS)示范项目发电量。

二是加强西电消纳。西电东送中国家计划、省级政府协议明确的送电量优先消纳，并优先安排输电通道。

三是统一预测出力。调度机构统一负责调度范围内风电、太阳能发电出力预测，可再生能源发电企业应加强出力预测工作，将预测结果报相应调度机构。

四是全网统一协调。充分利用水电预报调度成果，科学安排机组组合，充分挖掘系统调峰潜力，合理调整旋转备用容量，在保证电网安全运行的前提下，促进清洁能源优先上网，保障电力电量平衡。面临弃水弃风弃光情况时，及时预告有关情况，及时公开相关调度和机组运行信息。

五是组织实施替代。逐步开展优先发电权交易，实现优先发电权的替代、置换、流通等。

六是鼓励调峰服务。修订火电运行技术规范，提高调峰灵活性，为消纳可再生能源腾出调峰空间，鼓励开展不同类型的调峰辅助服务交易。

四、分步骤有序放开发用电计划

(一)分阶段逐步放开用户购电。

在市场建设过程中，按用户用电量和电压等级分阶段逐步放开用户参与市场交易的电量比例。

第一阶段：放开的大用户包括：1.年用电量在800万千瓦时及以上，且属于省级大型骨

干工业或位于省产业转移工业园内的企业。

2.年用电量在8000万千瓦时及以上的其他大型工业企业。

3,年用电量在5000万千瓦时及以上的商业电力大用户。

放开的一般用户包括：年用电量在800万千瓦时以下，且位于省产业转移工业园内的企业。

第二阶段：放开110千伏、35千伏及以上电压等级工商业用户，及部分10千伏及以上电压等级工商业用户参与。

第三阶段：放开10千伏及以上电压等级用户，允许部分优先购电的企业和用户自愿进入市场。

(二)分阶段逐步放开发电管理。

随着用电逐步放开，综合考虑电网安全运行约束，相应放开一定比例的发电容量参与市场化交易。初期，保留各类优先发电，放开煤机优先发电之外的电力电量进入市场。具备条件时，尽快放开各类优先发电进入电力市场。

第一阶段：稳步推进煤机市场交易规模扩大。煤机中优先发电之外的发电量指导计划逐步放开，开展市场化交易。

热电联产机组“以热定电”电量逐步放开进入市场，在基数指导计划电量中适当考虑机组供热需求，主要通过市场交易获得保证供热的所需电量。

第二阶段：核电、气电、水电等机组发电量指导计划逐步放开，进入市场交易。随着市场机制的不断完善，以热定电电量、调峰调频电量优先发电进入市场交易。

(三)逐步放开跨省跨区送受电。

第一阶段：国家计划、省级政府协议明确的西电东送电量优先消纳，计划外电量按市场规则参与竞争。

第二阶段：逐步减少国家计划、省级政府协议电量，增加市场竞争电量份额。

五、保障电力电量平衡

积极推进中长期电力市场建设，坚持节能低碳发电调度和公开、公平、公正原则，参照以下步骤做好电力电量平衡工作。

(一)预测供需平衡。每年年底，预测次年全省电力供需平衡情况，预测总发用电量，根据西电东送国家计划、省级政府协议电量，测算省内机组平均发电利用小时数。点对网方式送电我省的发电机组视同省内机组。

(二)预测省内市场交易电量需求。根据符合准入条件并注册的电力用户需求，预测省内市场化交易电量需求。

(三)确定基数电量指导计划规模。根据省内电量需求预测、西电东送国家计划、省级政府协议电量以及省内市场交易电力用户电量需求预测确定基数电量指导计划规模。基数电量指导计划包括优先发电，确保基数电量指导计划规模不小于优先发电的电量下限。

基数电量指导计划规模=省内电量需求预测-西电东送国家计划、省级政府协议电量-省内市场交易电量需求预测。

(四)安排优先发电。规划内的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电按保障性利用小时数优先安排;充分安排保障电网调峰调频和安全运行需要的电量;采暖期适当考虑热电联产机组供热需求安排电量;兼顾资源条件、系统需要，合理安排水电发电;兼顾调峰需要，合理安排核电发电;合理安排余热、余压、余气等资源综合利用机组发电。

(五)安排基数电量指导计划。综合考虑优先发电计划、年度检修计划等因素，按照现行的节能发电调度规则，安排基数电量指导计划。基数电量指导计划执行政府定价。

(六)组织年度双边协商交易。组织符合条件的电力用户和发电企业，通过双边协商方式确定交易电量和交易价格，年度双边协商交易结果须满足电网安全约束，要尽可能确保用户用电负荷特性不得恶化，避免加大电网调峰压力，不得影响低谷电力平衡和保障供热需要，尽可能避免非理性竞争，保障可持续发展。

年度双边协商交易需坚持节能低碳原则，其中燃煤机组根据煤耗水平确定机组可参与交易的小时数限额，计算公式为：

燃煤发电企业可参与年度双边协商交易的小时数上限=年度平均双边协商交易小时数×[k0-k1×(发电企业发电煤耗-全省平均发电煤耗)/全省平均发电煤耗]其中，k0、k1由广东电力交易中心市场管理委员会提出建议，省政府有关部门会同能源监管机构发布;全省双边协商交易平均小时数根据全年双边协商交易电量、参与双边协商的机组容量测算得来，根据机组可参与交易的小时数限额即可测算得出对应的电量限额。按此实施，若机组的煤耗等于全省平均煤耗，则最大可参与双边协商交易的小时数为全省双边协商基准小时数;若机组的煤耗低于全省平均煤耗，则最大可参与双边协商交易的小时数上浮一定幅度，反之下浮一定幅度，以引导不同煤耗机组在双边协商交易环节落实节能低碳要求。