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2、保障公益性调节性发用电需求。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,确保维护电网调峰调频和安全运行,确保可再生能源发电依照规划保障性收购。积极开展电力需求侧管理和能效管理,综合运用现代信息技术、培育电能服务、实施需求响应等手段,促进供需平衡和节能减排。做好节能技改项目审核管理工作,积极建立适应省情的电力应急机制。
3、建立优先发电机制。在确保维护电网调峰调频和安全运行的前提下,优先安排水力、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、超低排放燃煤机组发电,并通过留足计划空间、加强电力外送和消纳、组织实施替代等措施予以确保。
(二)建立相对独立的电力交易机构,形成公平规范的市场交易平台。
4、组建陕西电力交易中心。2016年,组建股份制陕西电力交易中心,对现有的交易中心进行股份制改造。电力交易中心按照政府批准的章程和规则运营,按有关规定为电力市场交易服务,机构管理运营与各类市场主体相对独立,并接受国家能源局西北监管局和省级电力运行主管部门的业务指导与监管。
5、明确电力交易中心职能。电力交易机构在省级电力运行主管部门业务指导下为市场主体提供规范、公开、透明的电力交易服务,参与拟订电力市场交易规则,主要负责市场交易平台的建设、运营和管理,负责市场交易组织,提供结算依据和服务,汇总用户与发电企业自主签订的双边合同,负责市场主体的注册和管理,披露和发布市场信息等。交易机构可向市场主体合理收费,主要包括注册费、年费、交易手续费。
6、设立市场管理委员会。在省电力体制改革领导小组的领导下,建立电力市场管理委员会,由电网企业、发电企业、售电企业、电力用户等组成,实行按市场主体类别投票表决等合理议事机制,主要负责研究审定陕西电力交易中心章程、交易和运营规则,协调电力交易市场相关事项等。省级电力运行主管部门、国家能源局西北监管局、省物价局等相关部门可派员参加电力市场管理委员会有关会议。市场管理委员会审议结果经审定后执行,国家能源局西北监管局和省级有关部门可行使否决权。
(三)推进电力交易体制改革,开展市场化交易。
7、规范市场主体准入标准。严格按照《陕西省电力用户与发电企业直接交易实施办法》有关规定,确定并公布可参与直接交易的发电企业和用户准入标准。符合条件的发电企业、售电主体和用户可自愿到交易机构注册成为市场主体。电力交易机构每年公布当地符合标准的发电企业和售电主体目录,对用户目录实施动态监管。按电压等级分期分批放开用户参与直接交易,参与直接交易企业的单位能耗、环保排放均应达到国家标准,不符合国家产业政策以及产品和工艺属于淘汰类的企业不得参与直接交易。进一步完善和创新制度,支持环保高效特别是超低排放机组通过直接交易和科学调度增加发电量。
8、引导市场主体开展多方直接交易。有序探索对符合准入标准的发电企业、售电主体和用户赋予自主选择权,确定交易对象、电量和价格,按照国家规定的输配电价向电网企业支付相应的过网费,直接洽谈合同,实现多方直接交易,短期和即时交易通过调度和交易机构实现,为工商业企业等各类用户提供更加经济、优质的电力保障。
9、鼓励建立长期稳定的交易机制。构建体现市场主体意愿、长期稳定的双边市场模式,任何部门和单位不得干预市场主体的合法交易行为。直接交易双方通过自主协商决定交易事项,依法依规签订电网企业参与的三方合同。鼓励用户与发电企业之间签订长期稳定的合同,建立并完善实现合同调整及偏差电量处理的交易平衡机制。
10、建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求,完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量,按照谁受益、谁承担的原则,建立用户参与的辅助服务分担共享机制。用户可以结合自身负荷特性,自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同,约定各自的辅助服务权利与义务,承担必要的辅助服务费用,或按照贡献获得相应的经济补偿。具备条件时,逐步实施辅助服务市场化。
11、开展跨省跨区电力直接交易试点。建立完善的跨省跨区电力市场交易机制,加强与华中、西南等电力输入区域省份沟通协作,建立完善省际合作机制,更大程度地参与全国电力交易。鼓励省内发电企业与省外电力用户建立中长期电力合作关系,选择大容量、高效率、超低排放机组,开展与湖北省等周边省份跨省跨区电力直接交易试点,扩大市场化交易电量,丰富交易品种,积极推进我省煤炭向电力转化。打造神府、榆横、延安和彬长“西电东送”煤电基地,加快陕北至武汉特高压输电工程等外送电通道建设,扩大陕电外送规模,促进电力资源在更大区域范围优化配置。
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