索比光伏网讯:为贯彻落实《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改 革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）有关要求，推进发用电计 划改革，更多发挥市场机制的作用，逐步建立竞争有序、保障有 力的电力运行机制，现就有序放开发用电计划提出以下意见。
一、总体思路和主要原则
（一）总体思路。
通过建立优先购电制度保障无议价能力的用户用电，通过建 立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网， 通过直接交易、电力市场等市场化交易方式，逐步放开其他的发 用电计划。在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下，实现 电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，并 促进节能减排。
（二）主要原则。
坚持市场化。在保证电力安全可靠供应的前提下，通过有序 缩减发用电计划、开展发电企业与用户直接交易，逐步扩大市场 化电量的比例，加快电力电量平衡从以计划手段为主向以市场手 段为主转变，为建设电力市场提供空间。
坚持保障民生。政府保留必要的公益性、调节性发用电计划， 以确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电。
在有序放开发用电计划的过程中，充分考虑企业和社会的承受能力，保 障基本公共服务的供给。常态化、精细化开展有序用电工作，有 效保障供需紧张情况下居民等重点用电需求不受影响。
坚持节能减排和清洁能源优先上网。在确保供电安全的前提 下，优先保障水电和规划内的风能、太阳能、生物质能等清洁能 源发电上网，促进清洁能源多发满发。
坚持电力系统安全和供需平衡。按照市场化方向，改善电力 运行调节，统筹市场与计划两种手段，引导供应侧、需求侧资源 积极参与调峰调频，保障电力电量平衡，提高电力供应的安全可 靠水平，确保社会生产生活秩序。
坚持有序推进。各地要综合考虑经济结构、电源结构、电价 水平、送受电规模、市场基础等因素，结合本地实际情况，制定 发用电计划改革实施方案，分步实施、有序推进。
二、建立优先购电制度
（一）优先购电基本内容。优先购电是指按照政府定价优先 购买电力电量，并获得优先用电保障。优先购电用户在编制有序 用电方案时列入优先保障序列，原则上不参与限电，初期不参与 市场竞争。
（二）优先购电适用范围。一产用电，三产中的重要公用事 业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电优先购电。重要公 用事业、公益性服务包括党政军机关、学校、医院、公共交通、 金融、通信、邮政、供水、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）优先购电保障措施。
一是发电机组共同承担。优先购 电对应的电力电量由所有公用发电机组共同承担，相应的销售电 价、上网电价均执行政府定价。
二是加强需求侧管理。在负荷控 制系统、用电信息采集系统基础上，推广用电用能在线监测和需 求侧管理评价，积极培育电能服务，建立完善国家电力需求侧管 理平台。在前期试点基础上，推广需求响应，参与市场竞争，逐 步形成占最大用电负荷 3%左右的需求侧机动调峰能力，保障轻 微缺电情况下的电力供需平衡。
三是实施有序用电。常态化、精 细化开展有序用电工作。制定有序用电方案，进行必要演练，增 强操作能力。出现电力缺口或重大突发事件时，对优先购电用户 保障供电，其他用户按照有序用电方案确定的顺序及相应比例分 担限电义务。通过实施有序用电方案，保障严重缺电情况下的社 会秩序稳定。四是加强老少边穷地区电力供应保障。加大相关投 入，确保无电人口用电全覆盖。
三、建立优先发电制度
（一）优先发电基本内容。优先发电是指按照政府定价或同 等优先原则，优先出售电力电量。优先发电容量通过充分安排发 电量计划并严格执行予以保障，拥有分布式风电、太阳能发电的 用户通过供电企业足额收购予以保障，目前不参与市场竞争。
（二）优先发电适用范围。为便于依照规划认真落实可再生 能源发电保障性收购制度，纳入规划的风能、太阳能、生物质能 等可再生能源发电优先发电；为满足调峰调频和电网安全需要， 调峰调频电量优先发电；为保障供热需要，热电联产机组实行“以热定电”，供热方式合理、实现在线监测并符合环保要求的在采 暖期优先发电，以上原则上列为一类优先保障。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；为减少煤炭消耗和污染物排放，水电、 核电、余热余压余气发电、超低排放燃煤机组优先发电，以上原 则上列为二类优先保障。各省（区、市）可根据本地区实际情况， 按照确保安全、兼顾经济性和调节性的原则，合理确定优先顺序。
（三）优先发电保障措施。
一是留足计划空间。各地安排年 度发电计划时，充分预留发电空间。其中，风电、太阳能发电、 生物质发电、余热余压余气发电按照资源条件全额安排发电，水 电兼顾资源条件、历史均值和综合利用要求确定发电量，核电在 保证安全的情况下兼顾调峰需要安排发电。
二是加强电力外送和 消纳。跨省跨区送受电中原则上应明确可再生能源发电量的比例。
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，并充分利用水电预报调度成果，做好电力电量平 衡工作，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；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。可再生能源发电企业应加强出力预 测工作，并将预测结果报相应调度机构。四是组织实施替代，同 时实现优先发电可交易。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。鼓励开展替代发电、调峰 辅助服务交易。
四、切实保障电力电量平衡 未建立现货市场的地区，应以现有发用电计划工作为基础， 坚持公开、公平、公正，参照以下步骤做好年度电力电量平衡工 作。
（一）做好供需平衡预测。每年年底，各地预测来年本地区 电力供需平衡情况，预测总发用电量，测算跨省跨区送受电电量 （含优先发电部分、市场交易部分），测算本地区平均发电利用 小时数，点对网发电机组视同为受电地区发电企业。
（二）安排优先发电。优先安排风能、太阳能、生物质能等 可再生能源保障性发电；根据电网调峰调频需要，合理安排调峰 调频电量；按照以热定电原则安排热电联产机组发电；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；安排余热余压余气发电；考虑节能环保水平，安排高 效节能、超低排放的燃煤机组发电。
（三）组织直接交易。组织符合条件的电力用户和发电企业， 通过双边交易或多边交易等方式，确定交易电量和交易价格；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； 尽可能避免非理性竞争，保障可持续发展。其中，供热比重大的 地区，直接交易不得影响低谷电力平衡和保障供热需要；水电比 重大的地区，直接交易应区分丰水期、枯水期电量。
（四）扣除相应容量。为促进直接交易价格合理反映电力资 源产品价值，在安排计划电量时，原则上应根据直接交易情况， 相应扣除发电容量。为调动发电企业参与积极性，直接交易电量折算发电容量时，可根据对应用户最大负荷利用小时数、本地工 业用户平均利用小时数或一定上限等方式折算。
（五）安排好年度电力电量平衡方案。扣除直接交易的发电 量、发电容量后，剩余发电量、发电容量可以按照现行的差别电 量计划制定规则，考虑年度检修计划后，确定发电计划。计划电 量执行政府定价。电力企业应根据年度电力电量平衡方案协商签 订购售电合同。
（六）实施替代发电。发电计划确定后，在满足安全和供热 等约束条件下，组织发电企业通过自主协商或集中撮合等方式实 施替代发电，促进节能减排。计划电量和直接交易电量，均可按 照有关规定实施替代发电。
（七）保障电力平衡。所有统调发电机组均承担电力平衡和 调峰调频任务，对应的电量为调峰调频电量，计入计划电量，原 调度方式不变。
（八）适时调整年度电力电量平衡方案。通过调整方案，确 保交易电量得以执行。可于四季度，根据直接交易电量变化、用 电增速变化，以及有关奖惩因素等，按照上述规则调整年度电力 电量平衡方案，并签订调整补充协议。
五、积极推进直接交易
通过建立、规范和完善直接交易机制，促进中长期电力交易 的发展，加快市场化改革进程。
（一）用户准入范围。允许一定电压等级或容量的用户参与 直接交易；允许售电公司参与；允许地方电网和趸售县参与；允许产业园区和经济技术开发区等整体参与。落后产能、违规建设 和违法排污项目不得参与。各地可结合本地区实际情况、产业政 策，以及能耗、环保水平等完善准入条件，并尽可能采用负面清 单、注册制方式。选择直接交易的用户，原则上应全部电量参与 市场交易，不再按政府定价购电。
（二）发电准入范围。允许火电、水电参与直接交易；鼓励 核电、风电、太阳能发电等尝试参与；火电机组中，超低排放的 燃煤发电机组优先参与。不符合国家产业政策、节能节水指标未 完成、污染物排放未达到排放标准和总量控制要求、违规建设等 电源项目不得参与。各地可结合本地区实际情况、发电产业政策， 以及发电机组容量、能耗、环保水平等完善准入条件，并尽可能 采用负面清单方式。发电机组参与直接交易的容量应保持合理比 例，以便保持调峰调频能力、避免影响供需平衡。
（三）交易方式和期限。符合条件的发电企业、售电企业和 用户可以自愿参与直接交易，协商确定多年、年度、季度、月度、 周交易量和交易价格。既可以通过双边交易，也可以通过多边撮 合交易实现；一旦参与，不得随意退出。年度交易量确定后，可 以根据实际情况进行月度电量调整。直接交易合同原则上至少为 期一年，双方必须约定违约责任，否则合同不得中途中止。具备 条件的，允许部分或全部转让合同，即卖电方可以买电、买电方 也可以卖电，以降低参与方的违约风险。
（四）直接交易价格。对于发电企业与用户、售电企业直接 交易的电量，上网电价和销售电价初步实现由市场形成，即通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定上网电价，按照用户、售电 主体接入电网的电压等级支付输配电价（含线损、交叉补贴）、 政府性基金等。暂未单独核定输配电价的地区、扩大电力直接交 易参与范围的地区，可采取保持电网购销差价不变的方式，即发 电企业上网电价调整多少，销售电价调整多少，差价不变。
（五）保持用电负荷特性。为保持用户用电特性，避免加大 系统调峰压力，初期，直接交易电量应区分峰谷电量，实行峰谷 电价，峰谷电价比值应不低于所在省份峰谷电价比值；有条件的 地区，鼓励发用电双方提供负荷曲线。中期，在直接交易中努力 实现电力基本匹配，发用电双方均需提供负荷曲线，但不严格要 求兑现。后期，所有卖电方均需提供预计出力曲线；所有买电方 均需提供预计用电曲线。
（六）避免非理性竞争。为了建立长期稳定的交易关系，促 进可持续发展，参与直接交易的发电能力和用电量应保持合理比 例、基本匹配，避免出现非理性竞争，影响市场化改革进程。具 体比例可参考本地区可供电量与用电量的比值确定。
六、有序放开发用电计划
根据实际需要，在不影响电力系统安全、供需平衡和保障优 先购电、优先发电的前提下，全国各地逐步放开一定比例的发用 电计划，参与直接交易，促进电力市场建设。
（一）逐步放大直接交易比例。
用电逐步放开。现阶段可以放开 110 千伏（66 千伏）及以 上电压等级工商业用户、部分 35 千伏电压等级工商业用户参与直接交易。下一步可以放开全部 35 千伏及以上电压等级工商业 用户，甚至部分 10 千伏及以上电压等级工商业用户参与；允许 部分优先购电的企业和用户自愿进入市场。具备条件时，可以放 开全部 10 千伏及以上电压等级用户，甚至允许所有优先购电的 企业和用户自愿进入市场；也可以通过保留一定交叉补贴，使得 无议价能力用户价格比较合理，在市场上具有一定竞争力，通过 市场解决；供电企业仍承担保底供电责任，确保市场失灵时的基 本保障。
发电相应放开。随着用电逐步放开，相应放开一定比例的发 电容量参与直接交易。目前保留各类优先发电，鼓励优先发电的 企业和用户自愿进入市场。具备条件时，调峰调频电量、供热发 电、核电、余热余压余气发电等优先发电尽可能进入电力市场。 跨省跨区送受电逐步放开。现阶段，国家计划、地方政府协 议送电量优先发电；其他跨省跨区送受电可给予一定过渡期，在 历史均值基础上，年电量变化幅度应控制在一定比例范围内，或 可通过跨省跨区替代发电实现利益调节。下一步，鼓励将国家计 划、地方政府协议送电量转变为中长期合同；其他跨省跨区送受 电由送受电各方自行协商确定，鼓励签订中长期合同。逐步过渡 到主要通过中长期交易、临时交易实现；既可以是政府间中长期 交易，电力企业、用户间中长期交易，也可以是电力企业、用户 间临时交易。
（二）促进建立电力市场体系。
通过建立、规范和完善直接交易机制，促进电力中长期交易的发展。首先，选取试点地区开展现货市场试点，探索建立电力 电量平衡新机制。然后，在现货市场试点基础上，丰富完善市场 品种，探索实施途径、积累经验、完善规则，尝试建立比较完整 的电力市场体系，为全国范围推广奠定基础。鼓励需求侧资源参 与各类市场竞争，促进分布式发电、电动汽车、需求响应等的发 展。后期，进一步完善各类电力市场和交易品种，并逐步在全国 范围推广、建立比较完善的电力市场体系，使得电力电量平衡能 够主要依靠电力市场实现，市场在配置资源中发挥决定性作用。 结合直接交易用户的放开，适时取消相应类别用户目录电价， 即用户必须自行参与市场或通过售电公司购电。逐步取消部分上 网电量的政府定价。除优先发电、优先购电对应的电量外，发电 企业其他上网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。在电力市场体系比较健全的前提 下，全部放开上网电价和销售电价。
（三）不断完善应急保障机制。
通过实施需求响应和有序用电方案，完善电力电量平衡的应 急保障机制和体系。在面临重大自然灾害和突发事件时，省级以 上人民政府依法宣布进入应急状态或紧急状态，暂停市场交易， 全部或部分免除市场主体的违约责任，发电全部或部分执行指令 性交易，包括电量、电价，用电执行有序用电方案。
七、因地制宜组织实施
（一）切实加强组织领导。各地区要建立工作机制，有关部 门要分工协作、相互配合，结合本地区实际情况，制定实施方案并报国家发展改革委和国家能源局；对于过渡时期可能出现的各 种问题，早做考虑、早做预案；认真落实本指导意见提出的各项 任务，遇有重大问题及时反映。国家发展改革委和国家能源局将 会同有关部门加强对各地区实施方案制定和具体工作推进的指 导和监督；适时组织评估有序放开发用电计划工作，总结经验、 分析问题、完善政策。
（二）因地制宜开展工作。鉴于我国不同地区间电源电网结 构、实际运行特点以及经济结构等均存在较大差异，改革过程中 面临的困难各不相同、同步实施难度较大，各地可根据工作基础、 实施难度和实际进展等因素，在本地区实施方案中确定主要时间 节点，并制定不同阶段的放开比例和具体工作方案。建立现货市 场的试点地区，可以根据需要另行设计发用电计划改革路径。
（三）充分发挥市场作用。无论是制定、实施本地区实
施方案，还是组织开展试点工作，各地都要坚持发挥市场的作用， 注重制定完善规则，按规则办事，避免自由裁量空间过大。特别 是在直接交易等实施过程中，不得指定交易对象、交易电量、交 易价格。国家能源局派出机构应加强对此类情况的监督检查。如 经核实出现类似情况，将暂停该地区试点工作或改革推进工作， 待整改完毕后再行推进。
一、总体思路和主要原则
（一）总体思路。
通过建立优先购电制度保障无议价能力的用户用电，通过建 立优先发电制度保障清洁能源发电、调节性电源发电优先上网， 通过直接交易、电力市场等市场化交易方式，逐步放开其他的发 用电计划。在保证电力供需平衡、保障社会秩序的前提下，实现 电力电量平衡从以计划手段为主平稳过渡到以市场手段为主，并 促进节能减排。
（二）主要原则。
坚持市场化。在保证电力安全可靠供应的前提下，通过有序 缩减发用电计划、开展发电企业与用户直接交易，逐步扩大市场 化电量的比例，加快电力电量平衡从以计划手段为主向以市场手 段为主转变，为建设电力市场提供空间。
坚持保障民生。政府保留必要的公益性、调节性发用电计划， 以确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电。
在有序放开发用电计划的过程中，充分考虑企业和社会的承受能力，保 障基本公共服务的供给。常态化、精细化开展有序用电工作，有 效保障供需紧张情况下居民等重点用电需求不受影响。
坚持节能减排和清洁能源优先上网。在确保供电安全的前提 下，优先保障水电和规划内的风能、太阳能、生物质能等清洁能 源发电上网，促进清洁能源多发满发。
坚持电力系统安全和供需平衡。按照市场化方向，改善电力 运行调节，统筹市场与计划两种手段，引导供应侧、需求侧资源 积极参与调峰调频，保障电力电量平衡，提高电力供应的安全可 靠水平，确保社会生产生活秩序。
坚持有序推进。各地要综合考虑经济结构、电源结构、电价 水平、送受电规模、市场基础等因素，结合本地实际情况，制定 发用电计划改革实施方案，分步实施、有序推进。
二、建立优先购电制度
（一）优先购电基本内容。优先购电是指按照政府定价优先 购买电力电量，并获得优先用电保障。优先购电用户在编制有序 用电方案时列入优先保障序列，原则上不参与限电，初期不参与 市场竞争。
（二）优先购电适用范围。一产用电，三产中的重要公用事 业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电优先购电。重要公 用事业、公益性服务包括党政军机关、学校、医院、公共交通、 金融、通信、邮政、供水、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）优先购电保障措施。
一是发电机组共同承担。优先购 电对应的电力电量由所有公用发电机组共同承担，相应的销售电 价、上网电价均执行政府定价。
二是加强需求侧管理。在负荷控 制系统、用电信息采集系统基础上，推广用电用能在线监测和需 求侧管理评价，积极培育电能服务，建立完善国家电力需求侧管 理平台。在前期试点基础上，推广需求响应，参与市场竞争，逐 步形成占最大用电负荷 3%左右的需求侧机动调峰能力，保障轻 微缺电情况下的电力供需平衡。
三是实施有序用电。常态化、精 细化开展有序用电工作。制定有序用电方案，进行必要演练，增 强操作能力。出现电力缺口或重大突发事件时，对优先购电用户 保障供电，其他用户按照有序用电方案确定的顺序及相应比例分 担限电义务。通过实施有序用电方案，保障严重缺电情况下的社 会秩序稳定。四是加强老少边穷地区电力供应保障。加大相关投 入，确保无电人口用电全覆盖。
三、建立优先发电制度
（一）优先发电基本内容。优先发电是指按照政府定价或同 等优先原则，优先出售电力电量。优先发电容量通过充分安排发 电量计划并严格执行予以保障，拥有分布式风电、太阳能发电的 用户通过供电企业足额收购予以保障，目前不参与市场竞争。
（二）优先发电适用范围。为便于依照规划认真落实可再生 能源发电保障性收购制度，纳入规划的风能、太阳能、生物质能 等可再生能源发电优先发电；为满足调峰调频和电网安全需要， 调峰调频电量优先发电；为保障供热需要，热电联产机组实行“以热定电”，供热方式合理、实现在线监测并符合环保要求的在采 暖期优先发电，以上原则上列为一类优先保障。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；为减少煤炭消耗和污染物排放，水电、 核电、余热余压余气发电、超低排放燃煤机组优先发电，以上原 则上列为二类优先保障。各省（区、市）可根据本地区实际情况， 按照确保安全、兼顾经济性和调节性的原则，合理确定优先顺序。
（三）优先发电保障措施。
一是留足计划空间。各地安排年 度发电计划时，充分预留发电空间。其中，风电、太阳能发电、 生物质发电、余热余压余气发电按照资源条件全额安排发电，水 电兼顾资源条件、历史均值和综合利用要求确定发电量，核电在 保证安全的情况下兼顾调峰需要安排发电。
二是加强电力外送和 消纳。跨省跨区送受电中原则上应明确可再生能源发电量的比例。
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，并充分利用水电预报调度成果，做好电力电量平 衡工作，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；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。可再生能源发电企业应加强出力预 测工作，并将预测结果报相应调度机构。四是组织实施替代，同 时实现优先发电可交易。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。鼓励开展替代发电、调峰 辅助服务交易。
四、切实保障电力电量平衡 未建立现货市场的地区，应以现有发用电计划工作为基础， 坚持公开、公平、公正，参照以下步骤做好年度电力电量平衡工 作。
（一）做好供需平衡预测。每年年底，各地预测来年本地区 电力供需平衡情况，预测总发用电量，测算跨省跨区送受电电量 （含优先发电部分、市场交易部分），测算本地区平均发电利用 小时数，点对网发电机组视同为受电地区发电企业。
（二）安排优先发电。优先安排风能、太阳能、生物质能等 可再生能源保障性发电；根据电网调峰调频需要，合理安排调峰 调频电量；按照以热定电原则安排热电联产机组发电；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；安排余热余压余气发电；考虑节能环保水平，安排高 效节能、超低排放的燃煤机组发电。
（三）组织直接交易。组织符合条件的电力用户和发电企业， 通过双边交易或多边交易等方式，确定交易电量和交易价格；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； 尽可能避免非理性竞争，保障可持续发展。其中，供热比重大的 地区，直接交易不得影响低谷电力平衡和保障供热需要；水电比 重大的地区，直接交易应区分丰水期、枯水期电量。
（四）扣除相应容量。为促进直接交易价格合理反映电力资 源产品价值，在安排计划电量时，原则上应根据直接交易情况， 相应扣除发电容量。为调动发电企业参与积极性，直接交易电量折算发电容量时，可根据对应用户最大负荷利用小时数、本地工 业用户平均利用小时数或一定上限等方式折算。
（五）安排好年度电力电量平衡方案。扣除直接交易的发电 量、发电容量后，剩余发电量、发电容量可以按照现行的差别电 量计划制定规则，考虑年度检修计划后，确定发电计划。计划电 量执行政府定价。电力企业应根据年度电力电量平衡方案协商签 订购售电合同。
（六）实施替代发电。发电计划确定后，在满足安全和供热 等约束条件下，组织发电企业通过自主协商或集中撮合等方式实 施替代发电，促进节能减排。计划电量和直接交易电量，均可按 照有关规定实施替代发电。
（七）保障电力平衡。所有统调发电机组均承担电力平衡和 调峰调频任务，对应的电量为调峰调频电量，计入计划电量，原 调度方式不变。
（八）适时调整年度电力电量平衡方案。通过调整方案，确 保交易电量得以执行。可于四季度，根据直接交易电量变化、用 电增速变化，以及有关奖惩因素等，按照上述规则调整年度电力 电量平衡方案，并签订调整补充协议。
五、积极推进直接交易
通过建立、规范和完善直接交易机制，促进中长期电力交易 的发展，加快市场化改革进程。
（一）用户准入范围。允许一定电压等级或容量的用户参与 直接交易；允许售电公司参与；允许地方电网和趸售县参与；允许产业园区和经济技术开发区等整体参与。落后产能、违规建设 和违法排污项目不得参与。各地可结合本地区实际情况、产业政 策，以及能耗、环保水平等完善准入条件，并尽可能采用负面清 单、注册制方式。选择直接交易的用户，原则上应全部电量参与 市场交易，不再按政府定价购电。
（二）发电准入范围。允许火电、水电参与直接交易；鼓励 核电、风电、太阳能发电等尝试参与；火电机组中，超低排放的 燃煤发电机组优先参与。不符合国家产业政策、节能节水指标未 完成、污染物排放未达到排放标准和总量控制要求、违规建设等 电源项目不得参与。各地可结合本地区实际情况、发电产业政策， 以及发电机组容量、能耗、环保水平等完善准入条件，并尽可能 采用负面清单方式。发电机组参与直接交易的容量应保持合理比 例，以便保持调峰调频能力、避免影响供需平衡。
（三）交易方式和期限。符合条件的发电企业、售电企业和 用户可以自愿参与直接交易，协商确定多年、年度、季度、月度、 周交易量和交易价格。既可以通过双边交易，也可以通过多边撮 合交易实现；一旦参与，不得随意退出。年度交易量确定后，可 以根据实际情况进行月度电量调整。直接交易合同原则上至少为 期一年，双方必须约定违约责任，否则合同不得中途中止。具备 条件的，允许部分或全部转让合同，即卖电方可以买电、买电方 也可以卖电，以降低参与方的违约风险。
（四）直接交易价格。对于发电企业与用户、售电企业直接 交易的电量，上网电价和销售电价初步实现由市场形成，即通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定上网电价，按照用户、售电 主体接入电网的电压等级支付输配电价（含线损、交叉补贴）、 政府性基金等。暂未单独核定输配电价的地区、扩大电力直接交 易参与范围的地区，可采取保持电网购销差价不变的方式，即发 电企业上网电价调整多少，销售电价调整多少，差价不变。
（五）保持用电负荷特性。为保持用户用电特性，避免加大 系统调峰压力，初期，直接交易电量应区分峰谷电量，实行峰谷 电价，峰谷电价比值应不低于所在省份峰谷电价比值；有条件的 地区，鼓励发用电双方提供负荷曲线。中期，在直接交易中努力 实现电力基本匹配，发用电双方均需提供负荷曲线，但不严格要 求兑现。后期，所有卖电方均需提供预计出力曲线；所有买电方 均需提供预计用电曲线。
（六）避免非理性竞争。为了建立长期稳定的交易关系，促 进可持续发展，参与直接交易的发电能力和用电量应保持合理比 例、基本匹配，避免出现非理性竞争，影响市场化改革进程。具 体比例可参考本地区可供电量与用电量的比值确定。
六、有序放开发用电计划
根据实际需要，在不影响电力系统安全、供需平衡和保障优 先购电、优先发电的前提下，全国各地逐步放开一定比例的发用 电计划，参与直接交易，促进电力市场建设。
（一）逐步放大直接交易比例。
用电逐步放开。现阶段可以放开 110 千伏（66 千伏）及以 上电压等级工商业用户、部分 35 千伏电压等级工商业用户参与直接交易。下一步可以放开全部 35 千伏及以上电压等级工商业 用户，甚至部分 10 千伏及以上电压等级工商业用户参与；允许 部分优先购电的企业和用户自愿进入市场。具备条件时，可以放 开全部 10 千伏及以上电压等级用户，甚至允许所有优先购电的 企业和用户自愿进入市场；也可以通过保留一定交叉补贴，使得 无议价能力用户价格比较合理，在市场上具有一定竞争力，通过 市场解决；供电企业仍承担保底供电责任，确保市场失灵时的基 本保障。
发电相应放开。随着用电逐步放开，相应放开一定比例的发 电容量参与直接交易。目前保留各类优先发电，鼓励优先发电的 企业和用户自愿进入市场。具备条件时，调峰调频电量、供热发 电、核电、余热余压余气发电等优先发电尽可能进入电力市场。 跨省跨区送受电逐步放开。现阶段，国家计划、地方政府协 议送电量优先发电；其他跨省跨区送受电可给予一定过渡期，在 历史均值基础上，年电量变化幅度应控制在一定比例范围内，或 可通过跨省跨区替代发电实现利益调节。下一步，鼓励将国家计 划、地方政府协议送电量转变为中长期合同；其他跨省跨区送受 电由送受电各方自行协商确定，鼓励签订中长期合同。逐步过渡 到主要通过中长期交易、临时交易实现；既可以是政府间中长期 交易，电力企业、用户间中长期交易，也可以是电力企业、用户 间临时交易。
（二）促进建立电力市场体系。
通过建立、规范和完善直接交易机制，促进电力中长期交易的发展。首先，选取试点地区开展现货市场试点，探索建立电力 电量平衡新机制。然后，在现货市场试点基础上，丰富完善市场 品种，探索实施途径、积累经验、完善规则，尝试建立比较完整 的电力市场体系，为全国范围推广奠定基础。鼓励需求侧资源参 与各类市场竞争，促进分布式发电、电动汽车、需求响应等的发 展。后期，进一步完善各类电力市场和交易品种，并逐步在全国 范围推广、建立比较完善的电力市场体系，使得电力电量平衡能 够主要依靠电力市场实现，市场在配置资源中发挥决定性作用。 结合直接交易用户的放开，适时取消相应类别用户目录电价， 即用户必须自行参与市场或通过售电公司购电。逐步取消部分上 网电量的政府定价。除优先发电、优先购电对应的电量外，发电 企业其他上网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。在电力市场体系比较健全的前提 下，全部放开上网电价和销售电价。
（三）不断完善应急保障机制。
通过实施需求响应和有序用电方案，完善电力电量平衡的应 急保障机制和体系。在面临重大自然灾害和突发事件时，省级以 上人民政府依法宣布进入应急状态或紧急状态，暂停市场交易， 全部或部分免除市场主体的违约责任，发电全部或部分执行指令 性交易，包括电量、电价，用电执行有序用电方案。
七、因地制宜组织实施
（一）切实加强组织领导。各地区要建立工作机制，有关部 门要分工协作、相互配合，结合本地区实际情况，制定实施方案并报国家发展改革委和国家能源局；对于过渡时期可能出现的各 种问题，早做考虑、早做预案；认真落实本指导意见提出的各项 任务，遇有重大问题及时反映。国家发展改革委和国家能源局将 会同有关部门加强对各地区实施方案制定和具体工作推进的指 导和监督；适时组织评估有序放开发用电计划工作，总结经验、 分析问题、完善政策。
（二）因地制宜开展工作。鉴于我国不同地区间电源电网结 构、实际运行特点以及经济结构等均存在较大差异，改革过程中 面临的困难各不相同、同步实施难度较大，各地可根据工作基础、 实施难度和实际进展等因素，在本地区实施方案中确定主要时间 节点，并制定不同阶段的放开比例和具体工作方案。建立现货市 场的试点地区，可以根据需要另行设计发用电计划改革路径。
（三）充分发挥市场作用。无论是制定、实施本地区实
施方案，还是组织开展试点工作，各地都要坚持发挥市场的作用， 注重制定完善规则，按规则办事，避免自由裁量空间过大。特别 是在直接交易等实施过程中，不得指定交易对象、交易电量、交 易价格。国家能源局派出机构应加强对此类情况的监督检查。如 经核实出现类似情况，将暂停该地区试点工作或改革推进工作， 待整改完毕后再行推进。
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