导 读
introduction
3月1日，发改委下达关于放开银东直流跨区域分送受电计划的复函，这次发改委明确规定，银东直流可再生能源外送电量占比不低于30%，给可再生能源带来了更多的参与机会。之后，3月4日据华东监管局消息，西北电网于3月4日首次通过跨区交易向华东地区组织送出青海富余光伏电量，最高送电功率800兆瓦，预计全月送出电量达8000万千瓦时，相当于减少煤炭消纳2.7万吨，减排二氧化碳7万吨。此次交易利用德宝、复奉、锦苏等跨区直流通道，途径西北、华中、华东三大电网，输电距离超过3000公里，实现了西北可再生能源在全国范围优化配置。
近期，由于青海省内用电下滑、光伏发电占比高，多年来严重缺电的青海电网每天光伏大发时段出现了电量富余，光伏最大发电出力已占其省内用电负荷的40%以上，电网调峰矛盾突出。针对该问题，西北电力交易分中心积极开展工作，利用东西部地区的错峰效益和电价差异，协调青海富余光伏电量送往华东，既减少了弃光电量，也让东部地区用到了清洁、经济的电能，实现了多方共赢。
近年来，西北电网新能源发电装机持续保持高速增长，跨区跨省电能交易已成为促进新能源电量消纳的重要途径。2015年，西北电网新能源装机达到5333万千瓦，占统调总装机容量的27.9%，西北通过跨区跨省电能交易方式消纳新能源电量163.5亿千瓦时，同比增长72%。在用电低迷的不利环境下，实现了新能源发电量同比增长20%以上。2016年，西北电网新能源发电装机增速仍远高于用电增长，预计年底新能源装机将达到6829万千瓦，同比增长28%，全网电力电量大量富余，新能源消纳压力仍然较大。西北电力交易分中心将继续主动工作，深入研究可再生能源开发利用目标引导制度，进一步提高西北新能源跨区跨省配置规模。
国家发展改革委关于放开银东直流
跨区部分送受电计划的复函
发改运行[2016]441号
国家电网公司：
转来《关于放开部分银东直流跨区送受电计划的请示》（以下简称《请示》）收悉。经商国家能源局，山东、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆等省区政府有关部门和有关发电企业，现函复如下：
一原则同意放开部分银东直流跨区送受电计划
为推进发用电计划改革，发挥交易平台的作用，探索建立跨省跨区送受电新机制，努力促进送受电双方互利共赢，根据电力体制改革文件精神，同意在依照相关规定承担优先购电计划的前提下，放开部分银东直流跨区送受电计划，作为跨省跨区送受电市场化试点。有关方面加快推进，促进北京电力交易中心开展业务。
二放开部分银东直流跨区送受电计划的原则
（一）兼顾各方利益，稳妥有序放开。目前银东直流送受电中，既有规划确定的宁夏3个配套电源电量，也有西部甘肃、陕西、宁夏等省区发电企业电量；既有煤电，也有可再生能源发电。按照电力体制改革精神，在用电增长放缓形势下，放开银东直流送受电计划，既要考虑受端山东省的接受能力，也要考虑送端有关地区的要求和企业困难，兼顾各方利益，暂时安排部分电量进行市场化改革探索。
（二）促进可再生能源消纳。目前银东直流送受电中，可再生能源比例较小，而西北地区甘肃、宁夏等弃风弃光矛盾特别突出。放开部分银东直流跨区送受电计划，增加可再生能源送出，鼓励可再生能源扩大消纳范围，既是电力体制改革的要求，也是贯彻落实国家能源战略的需要。
（三）规范运作，充分发挥交易平台作用。实施发电企业与异地用户的跨省区直接交易，难度大，交易成本高。为确保改革顺利推进，按照放开发用电计划的配套文件要求，合理确定市场主体，规范直接交易行为，搞好与优先发购电计划的衔接。充分发挥交易平台作用，灵活确定交易方式。购电、售电主体明确的，可采取双边交易或撮合竞价方式，交易平台落实；购电、售电主体较多时，可采取平台集中竞价方式，减少交易成本。
三放开部分银东直流跨区送受电计划的方案
（一）交易规模。2016年，银东直流西北拟送山东电量280亿千瓦时，安排100-120亿电量，开展西北发电企业与山东电力用户直接交易试点。其中，3个配套电源安排40亿千瓦时电量，与山东省电力用户开展双边协商或集中竞价直接交易。原甘肃、宁夏和陕西等省区按比例分配的60亿千瓦时电量，继续由西北地区发电企业（含配套电源）与山东省电力用户开展集中竞价直接交易。20亿千瓦时预留给黄河水电，若汛期无黄河水电外送，则再开展西北地区清洁能源发电企业与山东省电力用户直接交易20亿千瓦时。
为缓解西北地区弃风弃光现象，银东直流可再生能源外送电量占市场交易电量比例应不低于30%，以平台集中竞价为主，并制定保障可再生能源公平交易的措施。根据通道能力和供需形势变化，尽量多组织可再生能源送出。
（二）市场主体。购电主体为经山东省政府确认的电力用户。售电主体为银东直流3个配套电源企业；宁夏、青海、甘肃、陕西的煤电企业和风电、太阳能发电企业。为减少不对称竞争，煤耗高、污染排放高、装机容量小的煤电企业暂不允许参与，特别困难的甘肃省可适当考虑扩大范围；输电方为国家电网公司及相关电网企业；交易平台为北京交易中心。
市场主体的选择必须符合电力体制改革文件要求，按照“一承诺、一公示、一注册、两备案”要求开展信用建设。随着改革的进展，符合条件的售电公司也可参与，发电企业也可通过第三方代理参与。
（三）交易方式。双边协商和集中竞价方式按照配套文件要求开展。鼓励市场主体通过交易平台对交易方式进行探索，交易曲线尽量匹配，减少合同偏差。
（四）交易关口。发电企业交易关口为发电企业上网侧；西北外送交易关口为银东直流银川东换流站换流变交流侧；山东省交易关口为银东直流胶东换流站换流变交流侧；电力用户交易关口为用户下网侧。
（五）输配电价。山东省电力用户与西北地区发电企业直接交易的输配电价，应包括宁东直流输电价格和山东省电网输配电价。有关输配电价标准按我委规定执行。
（六）偏差电量处理。市场主体要尽量减少偏差电量的发生。出现的偏差电量，如发生在交易执行前，合同可以转让；如发生在交易执行后，偏差在允许范围内可月度调整，超出允许范围，年度进行考核。
四其他事宜
（一）跨省区用户与发电企业直接交易，涉及面广，利益调整复杂，是对跨省区送受电机制改革的大胆尝试。陕西、甘肃、青海、宁夏、山东省政府有关部门，国家电网公司和有关发电企业应高度重视，精心组织，密切配合，共同推进。在推进过程中发现的情况和问题，请及时沟通，向我委反映。
（二）银东直流放开100-120亿千瓦时电量直接交易，可一次组织，也可分批次组织。分批次组织时，可接续调整安排，尽量实现年度总规模目标。银东直流其他电量按照已有规定执行。
（三）其他跨省区直流输电线路具备条件时，也可参考执行。
（四）国家能源局尽快组织制定电力市场规则和市场监管办法，会同地方政府对区域电力市场及区域交易机构实施监管。国家能源局派出机构和地方政府管理部门根据职能依法履行电力监管职责。
国家发展改革委
2016年3月1日
内容来源：国家能源局&华东监管局
