优先发电

机构。四是有序放开发用电计划。2020年前逐步取消优先发电权以外的非调节性发电计划。五是全面推进配售电侧改革。2018年底前完成售电侧市场竞争主体培育工作。此外，在规划中对十三五期间，将坚持开放包容

实际覆盖范围划分配电区域。最后，建立完善蒙西调峰辅助服务市场，加强蒙西辅助服务市场建设与京津冀辅助服务市场建设的协调衔接。落实可再生能源优先发电制度，优化电网运行方式和调度规程。完善新能源规划建设管理模式

优先等级优先发电，超出最低保障收购小时数的部分通过市场交易方式消纳。通过应用风力发电、太阳能发电预测预报技术，建立风力发电、太阳能发电精细化智能运行调度体系。加强调峰能力管理，开展深度调峰试验，建立
电量，提高可再生能源利用效率。加强电网调度监管，研究出台风光电优先调度工作实施细则，规范电网调度秩序，确保可再生能源优先发电权，实现清洁调度和节能调度优先。贯彻落实可再生能源开发利用目标引导制度，根据

交易机构的组建和交易平台的建设与运行，明确市场准入标准和交易规则，启动电力市场模拟运行和试运行；完善电力直接交易机制，实现供应侧保障优先发电前提下全部放开；开展售电业务试点；探索外送电的规模化市场交易。经过
模拟运行和试运行；完善电力直接交易机制，实现供应侧保障优先发电前提下全部放开；开展售电业务试点；探索外送电的规模化市场交易。第二阶段（经过 3 年或更长时间）：电力市场化体系全面建成。电力市场化定价机制

信息不对称，固定电价政策可以说越来越难。 市场化渐行渐近在电力体制改革的大背景下，光伏行业的市场化，也是迟早的事。早在去年年末发布的电力体制改革系列文件中，就已经透露出了这种迹象。无论是优先发电、优先

两部分，其中非市场化电量逐步过渡到优先购电、优先发电的刚性执行，市场化电量由发电企业与售电企业、用户直接交易确定，所占比重逐年提高。二是鼓励大型水电、核电按照计划+市场的方式签订中长期送受电协议。具体到
计划，要求明确优先购电、优先发电的保障范围，确定优先购电、优先发电规模及跨省跨区优先送受电规模；具体到市场，要求主要输送煤电的跨省跨区送受电的电力电量逐步过渡到全部由各方自行协商确定。 关于发电侧

的通知要求，地方能源主管部门和经济运行主管部门要严格落实规划内的风电发电保障性收购电量，认真落实《国家能源局关于做好三北地区可再生能源消纳工作的通知》以及优先发电、优先购电相关制度的有关要求，按照附表
核定最低保障收购年利用小时数并安排发电计划，确保最低保障收购年利用小时数以内的电量以最高优先等级优先发电。保障性收购电量应由电网企业按标杆上网电价和最低保障收购年利用小时数全额结算，超出最低保障收购

发改委发出的通知要求，地方能源主管部门和经济运行主管部门要严格落实规划内的风电发电保障性收购电量，认真落实《国家能源局关于做好三北地区可再生能源消纳工作的通知》以及优先发电、优先购电相关制度的有关要求
，按照附表核定最低保障收购年利用小时数并安排发电计划，确保最低保障收购年利用小时数以内的电量以最高优先等级优先发电。保障性收购电量应由电网企业按标杆上网电价和最低保障收购年利用小时数全额结算，超出最低