PDF《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》

二、加快电力市场化改革,发挥市场调节功能

(四)完善电力中长期交易机制.进一步扩大交易主体覆盖范 围,拓展延伸交易周期向日前发展,丰富中长期交易品种,进一步 促进发电权交易,促进清洁能源以与火电等电源打捆方式在较大范 围内与大用户、自备电厂负荷等主体直接签订中长期交易合约.创 新交易模式,鼓励合约以金融差价、发电权交易等方式灵活执行, 在确保电网安全稳定运行情况下,清洁能源电力优先消纳、交易合 同优先执行.

(五) 扩大清洁能源跨省区市场交易. 打破省间电力交易壁垒, -

4 - 推进跨省区发电权置换交易,确保省间清洁能源电力送电协议的执 行,清洁能源电力可以超计划外送.在当前跨区域省间富余可再生 能源电力现货交易试点的基础上,进一步扩大市场交易规模,推动 受端省份取消外受电量规模限制,鼓励送受两端市场主体直接开展 交易.各地不得干预可再生能源报价和交易.合理扩大核电消纳范 围,鼓励核电参与跨省区市场交易.

(六)统筹推进电力现货市场建设.鼓励清洁能源发电参与现 货市场,并向区外清洁能源主体同步开放市场.在市场模式设计中 充分考虑清洁能源具有的边际成本低、出力波动等特性.电力现货 市场建设试点从

2019 年起逐步投入运行.持续推动全国电力市场 体系建设,促进电力现货市场融合.

(七)全面推进辅助服务补偿(市场)机制建设.进一步推进 东北、山西、福建、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃等电力辅助服 务市场改革试点工作,推动华北、华东等地辅助服务市场建设,非 试点地区由补偿机制逐步过渡到市场机制.实现电力辅助服务补偿 项目全覆盖,补偿力度科学化,鼓励自动发电控制和调峰服务按效 果补偿, 按需扩大储能设备、 需求侧资源等电力辅助服务提供主体, 充分调动火电、储能、用户可中断负荷等各类资源提供服务的积极 性.

三、加强宏观政策引导,形成有利于清洁能源消纳的体制机制

(八)研究实施可再生能源电力配额制度.由国务院能源主管 部门确定各省级区域用电量中可再生能源电力消费量最低比重指 -

5 - 标.省级能源主管部门、省级电网企业、售电公司和电力用户共同 承担可再生能源电力配额工作和义务.力争在

2018 年全面启动可 再生能源电力配额制度.

(九)完善非水可再生能源电价政策.进一步降低新能源开发 成本,制定逐年补贴退坡计划,加快推进风电、光伏发电平价上网 进程,2020 年新增陆上风电机组实现与煤电机组平价上网,新增集 中式光伏发电尽早实现上网侧平价上网.合理衔接和改进清洁能源 价格补贴机制.落实《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》 有关要求,鼓励非水可再生能源积极参与电力市场交易.

(十)落实清洁能源优先发电制度.地方政府相关部门在制定 中长期市场交易电量规模、火电机组发电计划时,应按照《可再生 能源发电全额保障性收购管理办法》 《保障核电安全消纳暂行办法》 要求足量预留清洁能源优先发电空间,优先消纳政府间协议水电跨 省跨区输电电量和保障利用小时内的新能源电量.逐步减少燃煤电 厂计划电量,计划电量减小比例应不低于中长期市场的增加比例;

考虑清洁能源的出力特性,细化燃煤电厂计划电量的分解至月度, 并逐步过渡至周.鼓励核电开展 优价满发 试点,充分发挥资源 环境效益,合理平衡经济效益.因清洁能源发电影响的计划调整, 经省级政府主管部门核定后,不纳入 三公 考核.系统内各类电 力主体共同承担清洁能源消纳义务. (十一)启动可再生能源法修订工作.随着我国可再生能源产 业的快速发展,可再生能源已逐渐成为我国的主要能源品种之一, -