促进发电权交易指导意见

㈠ 推进电力市场化交易 四行业全面放开发用电计划试点

7月16日，发改委、能源局对外发布《关于积极推进电力市场化交易 进一步完善交易机制的通知》（以下简称《通知》）以及《全面放开部分重点行业电力用户发用电计划实施方案》（以下简称《实施方案》），加快推进电力市场化交易，完善直接交易机制，深化电力体制改革又迈出重要步伐。

2017年市场化交易电量达到全社会用电量的26%，度电平均降价约5分

2015年新一轮电力体制改革启动以来，电力市场化交易得以大力推进，我国逐步建立了规则明确、组织有序、形式多样、主体多元的市场化交易体系。

改革在市场化、降成本等方面效果初显。2017年，各地签订直接交易年度、月度合同以及平台集中交易合同电量，加上跨省区市场化交易、发电权交易等其他交易品种，累计完成市场化交易电量1.63万亿千瓦时，同比增长45%；市场化交易电量达到全社会用电量的26%，度电平均降价约5分。上半年，电力市场化交易继续推进，交易品种形式不断创新丰富，市场化交易电量累计突破8000亿千瓦时，同比增长24.6%。

去年底中央经济工作会议提出，2018年要加快电力市场建设，大幅提高市场化交易比重。今年的《政府工作报告》也提出加快要素价格市场化改革。为此，电力市场化交易改革顺势而为，迎难而上。

大幅提高市场化交易电量规模，要计划放开，取消限制。《通知》提出，进一步推动发用电计划放开，发电侧除了清洁能源、调节性电源等优先发电之外，用户侧除了居民、农业、重要公用事业和公益性服务等优先购电之外，其他经营性的发用电都应放开。各地要取消市场主体参与跨省跨区电力市场化交易的限制，鼓励跨省跨区网对网、网对点的直接交易。同时支持电力用户与水电、风电、太阳能发电、核电等清洁能源发电企业开展市场化交易。

大幅提高市场化交易电量规模，要提高供给侧的参与度，推进各类发电企业进入市场。《通知》要求，2015年《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》颁布实施后核准的煤电机组，投产后一律纳入市场化交易，同时推进水电、风电、太阳能发电、核电、分布式发电等进入市场。拥有燃煤自备电厂的企业，按照有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任，取得电力业务许可证，达到能效、环保要求，成为合格市场主体后，也将有资格按交易规则参与交易。

大幅提高市场化交易电量规模，还得提高需求侧的积极性，放开符合条件的用户进入市场。《通知》提出，进一步放开用户电压等级及用电量限制，符合条件的10千伏及以上电压等级用户均可参与交易。支持年用电量超过500万千瓦时以上的用户与发电企业开展电力直接交易。

“《通知》支持高新技术、互联网、大数据等高附加值的新兴产业以及各地明确的优势特色行业、技术含量高的企业参与交易，可不受电压等级及用电量限制。”发改委经济运行调节局局长赵辰昕表示，《通知》还支持工业园区、产业园区和经济技术开发区等整体参与交易；条件允许地区，大工业用户外的商业企业也可放开进入市场；在制定完善保障措施的条件下，稳妥放开铁路、机场、市政照明、供水、供气、供热等公共服务行业企业参与交易。

四行业成改革着力点，建立“基准电价+浮动机制”的价格形成机制

为确保电力市场化交易比重有明显提高，2018年我国选择煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户，率先全面放开发用电计划试点，进一步扩大交易规模，完善交易机制，形成新的改革突破口和着力点。

“这4个重点行业市场化程度较高，在电力体制改革过程中已经参与了市场化交易，市场经验丰富，试点全面放开发用电计划具有较好基础。”赵辰昕说。

根据《实施方案》，这4个行业电力用户遵循“应放尽放”等基本原则，用户全电量参与交易；具备条件的用户，同步放开发用电计划和电价，由用户和发电企业自主协商确定供电方式和价格机制。

试点企业参与改革的甜头是实实在在的。根据《实施方案》，重点行业电力用户与清洁能源开展市场化交易，可适当减免交叉补贴；鼓励参与跨省跨区市场化交易的市场主体消纳计划外增送清洁能源电量，并可通过协商适度降低跨省跨区输电价格。

那么究竟如何进行市场化交易呢？

一方面，进入市场的发电企业、用户和售电企业都要在交易机构注册、公示，纳入市场主体目录，才有交易资格。市场主体选择进入市场，3年内不可退出。

另一方面，要依靠科学合理的市场化价格形成机制。今年起，煤炭、钢铁、有色、建材等重点行业电力用户参与市场化交易，不再执行目录电价。鼓励电力用户和发电企业在签订电力市场化交易合同时自主协商，约定建立“基准电价+浮动机制”的市场化价格形成机制。

所谓“基准电价”，就是交易双方根据发电企业电煤来源，自主协商选取合理的基准电煤价格，将与其对应的发电价格确定为交易合同的基准电价。双方协商达不成一致的，推荐参考煤电标杆上网电价或电煤中长期合同价格对应的发电价格确定为基准电价。而“浮动机制”，则是指用户和发电企业签订电力市场化交易合同时，可自主协商建立价格浮动机制，综合考虑各类市场影响因素，协商确定浮动的参考标准、浮动周期、浮动比例。协商达不成一致的，推荐综合考虑发电成本和各类市场因素，实施浮动，可每季度浮动调整一次。

“《实施方案》明确了目标任务，列出详细时间表和路线图，确保4个行业用户发电计划整体放开。”赵辰昕说。

改革坚持积极稳妥原则，保障用户安全可靠的供电不受影响

改革进入深水区，利益相关方的疑虑不容忽视。不少用户担心，选择市场化交易，被强制要求用电量怎么办？用户选择退出市场化交易，会否被强行断电或漫天要价？而发电企业也担忧，签订合同后，用户随意退出，损失谁来负责？

“改革坚持积极稳妥原则，保障用户安全可靠的供电不受影响，决不允许因进入电力市场而导致用户供电中断的情况发生。”赵辰昕说，电网企业要承担保底供电责任，对暂未能签订直接交易合同的电力用户，以及参与市场化交易又退出的电力用户，提供保底供电服务，并按照相关政策规定收取电费。

稳妥推进改革，“有形的手”不能越位。《通知》要求，各地区有关部门要最大限度减少对微观事务的干预，充分尊重和发挥企业的市场主体地位，不得干预企业签订合同，不得强制企业确定电量和电价，不得干扰合同履行，不得实行地方保护。

稳妥推进改革，“有形的手”不能缺位。有市场就有纠纷，事中事后监管很重要。《通知》要求，各相关部门要建立健全交易合同纠纷协调仲裁机制，对市场主体在合同履约过程中产生的纠纷及时进行裁决，营造公平公正的市场环境，坚决避免因合同纠纷造成用户可靠供电受到影响，妥善解决因不可抗力因素造成合同难以执行等问题，避免市场主体受到不公平待遇。对于违反交易规则和有失信行为的市场主体，纳入不良信用记录，情节特别严重或拒不整改的，还将纳入失信企业黑名单。

㈡ 十一五节能减排的目标

国务院关于进一步加大工作力度

确保实现“十一五”节能减排目标的通知

国发〔2010〕12号

各省、自治区、直辖市人民政府，国务院各部委、各直属机构：

2006年以来，各地区、各部门认真贯彻落实科学发展观，把节能减排作为调整经济结构、转变发展方式的重要抓手，加大资金投入，强化责任考核，完善政策机制，加强综合协调，节能减排工作取得重要进展。全国单位国内生产总值能耗累计下降14.38%，化学需氧量排放总量下降9.66%，二氧化硫排放总量下降13.14%。但要实现“十一五”单位国内生产总值能耗降低20%左右的目标，任务还相当艰巨。为进一步加大工作力度，确保实现“十一五”节能减排目标，现就有关事项通知如下：

一、增强做好节能减排工作的紧迫感和责任感。“十一五”节能减排指标是具有法律约束力的指标，是政府向全国人民作出的庄严承诺，是衡量落实科学发展观、加快调整产业结构、转变发展方式成效的重要标志，事关经济社会可持续发展，事关人民群众切身利益，事关我国的国际形象。当前，节能减排形势十分严峻，特别是2009年第三季度以来，高耗能、高排放行业快速增长，一些被淘汰的落后产能死灰复燃，能源需求大幅增加，能耗强度、二氧化硫排放量下降速度放缓甚至由降转升，化学需氧量排放总量下降趋势明显减缓。为应对全球气候变化，我国政府承诺到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放要比2005年下降40%-45%，节能提高能效的贡献率要达到85%以上，这也给节能减排工作带来巨大挑战。各地区、各部门要充分认识加强节能减排工作的重要性和紧迫性，切实增强使命感和责任感，下更大决心，花更大气力，果断采取强有力、见效快的政策措施，打好节能减排攻坚战，确保实现“十一五”节能减排目标。

二、强化节能减排目标责任。组织开展对省级政府2009年节能减排目标完成情况和措施落实情况及“十一五”目标完成进度的评价考核，考核结果向社会公告，落实奖惩措施，加大问责力度。及时发布2009年全国和各地区单位国内生产总值能耗、主要污染物排放量指标公报，以及2010年上半年全国单位国内生产总值能耗、主要污染物排放量指标公报。各地区要按照节能减排目标责任制的要求，一级抓一级，层层抓落实，组织开展本地区节能减排目标责任评价考核工作，对未完成目标的地区进行责任追究。到“十一五”末，要对节能减排目标完成情况算总账，实行严格的问责制，对未完成任务的地区、企业集团和行政不作为的部门，都要追究主要领导责任，根据情节给予相应处分。各地区“十二五”节能目标任务的确定要以2005年为基数。各省级政府要在5月底前，将本地区2010年节能减排目标和实施方案报国务院。

三、加大淘汰落后产能力度。2010年关停小火电机组1000万千瓦，淘汰落后炼铁产能2500万吨、炼钢600万吨、水泥5000万吨、电解铝33万吨、平板玻璃600万重箱、造纸53万吨。各省级政府要抓紧制定本地区今年淘汰落后产能任务，将任务分解到市、县和有关企业，并于5月20日前报国务院有关部门。有关部门要在5月底前下达各地区淘汰落后产能任务，公布淘汰落后产能企业名单，确保落后产能在第三季度前全部关停。加强淘汰落后产能核查，对未按期完成淘汰落后产能任务的地区，严格控制国家安排的投资项目，实行项目“区域限批”，暂停对该地区项目的环评、供地、核准和审批。对未按规定期限淘汰落后产能的企业，依法吊销排污许可证、生产许可证、安全生产许可证，投资管理部门不予审批和核准新的投资项目，国土资源管理部门不予批准新增用地，有关部门依法停止落后产能生产的供电供水。

四、严控高耗能、高排放行业过快增长。严格控制“两高”和产能过剩行业新上项目。各级投资主管部门要进一步加强项目审核管理，今年内不再审批、核准、备案“两高”和产能过剩行业扩大产能项目。未通过环评、节能审查和土地预审的项目，一律不准开工建设。对违规在建项目，有关部门要责令停止建设，金融机构一律不得发放贷款。对违规建成的项目，要责令停止生产，金融机构一律不得发放流动资金贷款，有关部门要停止供电供水。落实限制“两高”产品出口的各项政策，控制“两高”产品出口。

五、加快实施节能减排重点工程。安排中央预算内投资333亿元、中央财政资金500亿元，重点支持十大重点节能工程建设、循环经济发展、淘汰落后产能、城镇污水垃圾处理、重点流域水污染治理，以及节能环保能力建设等，形成年节能能力8000万吨标准煤，新增城镇污水日处理能力1500万吨、垃圾日处理能力6万吨。各地区要将节能减排指标落实到具体项目，节能减排专项资金要向能直接形成节能减排能力的项目倾斜，尽早下达资金，尽快形成节能减排能力。有关部门要在6月中旬前出台加快推行合同能源管理，促进节能服务产业发展的相关配套政策，对节能服务公司为企业实施节能改造给予支持。

六、切实加强用能管理。要加强对各地区综合能源消费量、高耗能行业用电量、高耗能产品产量等情况的跟踪监测，对能源消费和高耗能产业增长过快的地区，合理控制能源供应，切实改变敞开口子供应能源、无节制使用能源的现象。大力推进节能发电调度，加强电力需求侧管理，制定和实施有序用电方案，在保证合理用电需求的同时，要压缩高耗能、高排放企业用电。对能源消耗超过已有国家和地方单位产品能耗（电耗）限额标准的，实行惩罚性价格政策，具体由省级政府有关部门提出意见。省级节能主管部门组织各级节能监察机构于今年6月底前对重点用能单位上一年度和今年上半年主要产品能源消耗情况进行专项能源监察审计，提出超能耗（电耗）限额标准的企业和产品名单，实行惩罚性电价，对超过限额标准一倍以上的，比照淘汰类电价加价标准执行。加强城市照明管理，严格控制公用设施和大型建筑物装饰性景观照明能耗。

七、强化重点耗能单位节能管理。突出抓好千家企业节能行动，公告考核结果，强化目标责任，加强用能管理，提高用能水平，确保形成2000万吨标准煤的年节能能力。省级节能主管部门要加强对年耗能5000吨标准煤以上重点用能单位的节能监管，落实能源利用状况报告制度，推进能效水平对标活动，开展节能管理师和能源管理体系试点。已经完成“十一五”节能任务的用能单位，要继续狠抓节能不放松，为完成本地区节能任务多做贡献；尚未完成任务的用能单位，要采取有力措施，确保完成“十一五”节能任务。中央和地方国有企业都要发挥表率作用，加大节能投入，加强管理，对完不成节能减排目标和存在严重浪费能源资源的，在经营业绩考核中实行降级降分处理，并与企业负责人绩效薪酬紧密挂钩。

八、推动重点领域节能减排。加强电力、钢铁、有色、石油石化、化工、建材等重点行业节能减排管理，加大用先进适用技术改造传统产业的力度。加强新建建筑节能监管，到2010年底，全国城镇新建建筑执行节能强制性标准的比例达到95%以上，完成北方采暖地区居住建筑供热计量及节能改造5000万平方米，确保完成“十一五”期间1.5亿平方米的改造任务。夏季空调温度设置不低于26摄氏度。加强车辆用油定额考核，严格执行车辆燃料消耗量限值标准，对客车实载率低于70%的线路不得投放新的运力。推行公路甩挂运输，加快铁路电气化建设和运输装备改造升级，优化民航航路航线。开展节约型公共机构示范单位建设活动，2010年公共机构能源消耗指标要在去年基础上降低5%。加强流通服务业节能减排工作。加大汽车、家电以旧换新力度。抓好“三河三湖”、松花江等重点流域水污染治理。做好重金属污染治理工作。抓好农村环境综合整治。支持军队加快实施节能减排技术改造。

九、大力推广节能技术和产品。发布国家重点节能技术推广目录（第三批）。继续实施“节能产品惠民工程”，在加大高效节能空调推广的基础上，全面推广节能汽车、节能电机等产品，继续做好新能源汽车示范推广，5月底前有关部门要出台具体的实施细则。推广节能灯1.5亿只以上，东中部地区和有条件的西部地区城市道路照明、公共场所、公共机构全部淘汰低效照明产品。扩大能效标识实施范围，发布第七批能效标识产品目录。落实政府优先和强制采购节能产品制度，完善节能产品政府采购清单动态管理。

十、完善节能减排经济政策。深化能源价格改革，调整天然气价格，推行居民用电阶梯价格，落实煤层气、天然气发电上网电价和脱硫电价政策，出台鼓励余热余压发电上网和价格政策。对电解铝、铁合金、钢铁、电石、烧碱、水泥、黄磷、锌冶炼等高耗能行业中属于产业结构调整指导目录限制类、淘汰类范围的，严格执行差别电价政策。各地可在国家规定基础上，按照规定程序加大差别电价实施力度，大幅提高差别电价加价标准。加大污水处理费征收力度，改革垃圾处理费收费方式。积极落实国家支持节能减排的所得税、增值税等优惠政策，适时推进资源税改革。尽快出台排污权有偿使用和交易指导意见。深化生态补偿试点，完善生态补偿机制。开展环境污染责任保险。金融机构要加大对节能减排项目的信贷支持。

十一、加快完善法规标准。尽快出台固定资产投资项目节能评估和审查管理办法，抓紧完成城镇排水与污水处理条例的审查修改，做好大气污染防治法（修订）、节约用水条例、生态补偿条例的研究起草工作。研究制定重点用能单位节能管理办法、能源计量监督管理办法、节能产品认证管理办法、主要污染物排放许可证管理办法等。完善单位产品能耗限额标准、用能产品能效标准、建筑能耗标准等。

十二、加大监督检查力度。在今年第三季度，国务院组成工作组，对部分地区贯彻落实本通知精神情况进行检查。各级政府要组织开展节能减排专项督察，严肃查处违规乱上“两高”项目、淘汰落后产能进展滞后、减排设施不正常运行及严重污染环境等问题，彻底清理对高耗能企业和产能过剩行业电价优惠政策，发现一起，查处一起，对重点案件要挂牌督办，对有关责任人要严肃追究责任。要组织节能监察机构对重点用能单位开展拉网式排查，严肃查处使用国家明令淘汰的用能设备或生产工艺、单位产品能耗超限额标准用能等问题，情节严重的，依法责令停业整顿或者关闭。开展酒店、商场、办公楼等公共场所空调温度以及城市景观过度照明检查。继续深入开展整治违法排污企业保障群众健康环保专项行动。发挥职工监督作用，加强职工节能减排义务监督员队伍建设。

十三、深入开展节能减排全民行动。加强能源资源和生态环境国情宣传教育，进一步增强全民资源忧患意识、节约意识和环保意识。组织开展好2010年全国节能宣传周、世界环境日等活动。在企业、机关、学校、社区、军营等开展广泛深入的“节能减排全民行动”，普及节能环保知识和方法，推介节能新技术、新产品，倡导绿色消费、适度消费理念，加快形成有利于节约资源和保护环境的消费模式。新闻媒体要加大节能减排宣传力度，在重要栏目、重要时段、重要版面跟踪报道各地区落实本通知要求采取的行动，宣传先进经验，曝光反面典型，充分发挥舆论宣传和监督作用。

十四、实施节能减排预警调控。要做好节能减排形势分析和预警预测。各地区要在6月底前制定相关预警调控方案，在第三季度组织开展“十一五”节能减排目标完成情况预考核；对完成目标有困难的地区，要及时启动预警调控方案。

各地区、各部门要把节能减排放在更加突出的位置，切实加强组织领导。地方各级人民政府对本行政区域节能减排负总责，政府主要领导是第一责任人。发展改革委要加强节能减排综合协调，指导推动节能降耗工作，环境保护部要做好减排的协调推动工作，统计局要加强能源监测和统计。有关部门在各自的职责范围内做好节能减排工作，加强对各地区贯彻落实本通知精神的督促检查，确保实现“十一五”节能减排目标。

国务院

二○一○年五月四日

㈢ 替代发电谁发电

火电机组。根据查询发电权交易监管暂行办法相关信息得知，替代发电火电机组发电。由水电、核电等清洁能源发电机组替代火电机组发电。开展发电权交易，应当遵循电网安全、节能减排、平等自愿、公开透明、效益共享的原则。

㈣ 如今我国碳市场交易发展情况怎么样并谈一下对我国碳交易市场的未来展望，详细说说你的想法

全球碳排放主要交易所：欧盟碳市场、美国区域温室气体减排行动(RGGI)、韩国、新西兰、中国碳市场

本文核心数据：试点省市碳市场累计配额成交量、全国碳排放交易成交价格、欧盟碳市场交易成交价格、美国区域温室气体减排行动(RGGI)交易成交价格

全国碳排放权交易首日成交价上涨6.73%

2011年，北京、天津、上海、重庆、广东、湖北、深圳7个省市入选碳排放权交易试点区域;2013年6月，7个地方试点碳市场陆续开始上线交易;2016年，四川、福建开启碳排放交易体系试点;2017年《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》，2020年《全国碳排放权交易管理办法(试行)》(征求意见稿)和《全国碳排放权登记交易结算管理办法(试行)》(征求意见稿)，2021年《碳排放权登记管理规则(试行)》、《碳排放权交易管理规则(试行)》和《碳排放权结算管理规则(试行)》相继出台，全国统一碳排放权交易市场建设提速。

2021年7月16日，全国碳排放市场上线交易，地方试点市场与全国碳市场并存。在全国碳排放交易机构成立前，全国碳排放权交易市场交易中心位于上海，碳配额登记系统设在武汉，企业在湖北注册登记账户，在上海进行交易，两者共同承担全国碳交易体系的支柱作用。发电行业成为首个纳入全国碳市场的行业，纳入重点排放单位超过2000家，这些企业碳排放量超过40亿吨二氧化碳。

理论上来说，当碳配额价格高于减排边际成本的碳价，才能有效发挥碳排放权交易机制促进企业节能减排的职能。

目前，全国碳市场采用相对总量控制机制：以纳入重点排放单位的企业发电总量为基准值，计算出每家企业的配额量。考虑到在全国碳排放交易的初始阶段不会为企业添加太多成本负担，目前碳排放配额取决于发电总量。

从最新的各地碳交易试点市场的交易价格来看，交易价格处于9-51元/吨的区间内，结合全国统一碳交易市场51.23元/吨的收盘价，随着配额的逐步收紧，全国碳市场价格具备上升空间。

根据中国碳论坛、ICF国际咨询以及北京中创碳投共同发布的《2020年中国碳价调查》，初期全国碳排放权交易价格约为49元/吨，2030年有望达到93元/吨，并于本世纪中叶超过167元/吨。

—— 以上数据参考前瞻产业研究院《中国林业碳汇产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》

㈤ 2017家庭光伏发电政策

2017家庭光伏发电政策

《国家发改委、国家能源局关于完善光伏发电规模管理和实行竞争方式配置项目的指导意见》，意见开头就极大的肯定了光伏行业：近年来，在一系列政策支持下，我国光伏发电规模迅速扩大，既为光伏制造产业提供了有效的市场支撑，又为清洁低碳能源发展注入了新生力量。下面是我整理的2017家庭光伏发电政策，欢迎大家查阅!

政策支持

山东鼓励社会资本投资新增配电业务，支持企业、家庭等投资建设太阳能、风能、生物质能发电等各类分布式电源，准许其接入各电压等级的配电网络和终端用电系统，同时推行售电公司进入市场，促山东能源结构合理转变。

试点方案

山东省政府18日召开新闻发布会，公开解读《山东省电力体制改革综合试点方案》。山东省发改委副主任魏建强在会议上表示，山东推进电力改革，在发电侧和售电侧“两侧”实行市场开放，支持企业、机构、社区和家庭根据各自条件，因地制宜投资建设太阳能、风能、生物质能发电以及燃气“热电冷”联产等各类分布式电源，鼓励专业化能源服务公司与用户合作或以“合同能源管理”模式建设分布式电源。同时，从2017年起推进售电公司进入市场。

优先上网

“放开用户选择权，形成多方买卖的市场格局，价格由市场形成，发挥市场配置资源的.决定性作用。”魏建强强调，“坚持节能减排和清洁能源优先上网的原则，保障可再生能源优先发电顺序，山东将确保规划内的风能、太阳能、水能、生物质能等清洁能源发电按照政府定价优先上网，并留足电量计划空间，促进清洁能源多发满发。

实行补贴

山东能源消费总量大，煤炭在能源消费中的比重偏高。由于山东基本没有水电，海阳、荣成大型核电项目也尚未建成投运，可再生能源发电量仅占省内发电量的5.8%。山东省经信委副主任王万良表示，为此山东先后设立新能源产业发展、分布式光伏发电应用等专项资金，重点扶持新能源技术研发、推广应用和产业发展;对光伏发电、风电等方面实行补贴。

外电入鲁

记者了解到，截至2016年底，山东全省新能源和可再生能源装机容量达到1580.5万千瓦，占电力总装机的14.4%，装机容量和比重较2015年末分别增长465.5万千瓦和提高2.9个百分点。

据悉，为促进该省能源结构优化调整、强化大气污染防治，山东还将以“外电入鲁”为切入点，统筹推进省外来电的市场化交易，建立健全跨省跨区域电力与省内电力交易的协调衔接机制。

㈥ 为什么要节能减排改造电网

国家电网公司日前确定了其雄心勃勃的“十一五”期间节能减排总体目标：线损率比2005年降低0.3个百分点，二氧化硫排放量比2005年下降30.39%、减少17.86万吨。
线损率降低0.3个百分点，是一个什么概念？它意味着到2010年，国家电网经营区域内一年就可减少70亿度电的线路损耗。

作为关系国家能源安全和国民经济命脉的国有重要骨干企业，作为经营区域包括26个省份、覆盖国土面积88%%、供电服务人口超过10亿的国内输配电主运营商，国网公司在电网规划、设计、建设和运行全过程、全方位树立“提高能源利用效率，保护环境”的理念，将节能减排融入其战略规划和日常工作中，确保节能减排各项措施落实到位。

那么，国网公司凭靠哪些技术手段来确保这一颇具挑战性的目标实现？

“一特三大”：靠特高压提升整体效率

“一特三大”战略，就是国网公司正在大力实施的“特高压电网＋大煤电、大水电、大核电基地的开发和外送”，这是着眼于电网发展方式的转变，加快建设以特高压电网为骨干网架的坚强国家电网，着力提高电网大范围、大规模、高效率优化配置资源的能力，提高电力工业整体效率的治本之策。

专家介绍，同现有500千伏主电网相比，特高压输电在提高输送容量、减少输电损耗、节约线路走廊、节省工程投资等方面具有明显优势：1000千伏交流线路自然输送功率是500千伏线路的4—5倍；使用相同铝材时，1000千伏交流线路的线路损耗仅为500千伏线路的四分之一；采用同样塔形时，1000千伏交流线路单位容量走廊宽度是500千伏线路的50%。

2006年11月，具有里程碑意义的晋东南—南阳—荆门1000千伏特高压交流试验示范工程开工建设；2007年5月，四川—上海800千伏特高压直流输电示范工程奠基仪式在上海举行，中国电网即将迎来“特高压时代”。

技术与设计：最终解决问题的“杀手锏”

节能减排要在现有基础上有新突破，最终赖以解决问题的“杀手锏”还是技术手段，而先进适用技术和通用设计居其核心地位。

和节能减排相关的先进适用技术主要包括特高压输电、同塔多回线路、串联补偿、大容量变压器等。

在技术层面，交、直流特高压输电技术总体上不存在难以逾越的障碍，特高压设备国产化的条件也日趋成熟。以往国内研发和制造起步较晚的500千伏GIS（即特高压开关设备高压断路器中的气体绝缘全封闭组合电器）、产品质量和运行经验等同国外存在差距的特高压设备重要部件500千伏套管尤其是直流套管，一年多来在设计和关键技术上已经取得很大突破，现正在投料生产阶段。

同塔多回线路，是指在同一个线路铁塔上架设两回及以上线路，目的是节省输电线路走廊、降低工程造价。在环境资源日趋紧张的形势下，充分利用输电线路走廊的空间，架设同塔多回线路，可以实现在占用同样环境资源的情况下更多地输送电能。

串联补偿，是指在长距离输电线路上装设电容器，以对线路的电抗进行补偿，缩短电气距离提高系统的稳定水平。通过加装串联补偿装置，可以提高远距离大容量系统的送电能力，实现更大范围内的资源优化配置。

所谓通用设计，属电网建设标准化范畴。2005年底，《国家电网公司输变电工程典型设计》系列技术专著发布，标志着我国500—110千伏输变电工程规划设计从“随意裁剪”转向“成衣定制”。和传统设计相比，它具有四大特点：一是目的性、实用性强，所有设计内容均针对工程建设实际情况，可以直接应用于具体工程建设，时间短、见效快。二是设计理念先进，采用集约化管理的思想、模块化设计手段，有效解决了统一性和适应性的关系。三是适用范围广，涵盖了110—500千伏各个电压等级的变电站和输电线路工程。四是经济、社会效益明显，变电站典型设计，平均减少占地面积5%—10%，平均减少建筑面积5%左右，静态投资可以节省2%—5%；输电线路典型设计，平均减少钢材消耗5%—10%，静态投资可以节省5%左右。

推广通用设计，还可以构建完整的与资源节约型、环境友好型社会相适应的工程建设标准，引导推广占地少、污染轻、能耗低、可靠性高的技术设备，以提高电网工程建设质量，降低电网工程建设成本。

技术改造：“电网大提速”提高输送能力

建设坚强国家电网，近年来主要靠“两条腿”走路，一是新建特高压输变电工程，一是对现有电网实施以提高电网输送能力为主的技术改造，也就是俗称的“电网大提速”。

现有电网技术改造和节能减排挂钩，除了强化节能减排指标管理之外，主要技术手段就是以跨区电网、受端电网技术改造和高低压电磁环网解环为重点，加强现有老旧设备的更新改造，提升设备装备水平、健康水平。

电磁环网，是指两个不同电压等级的电网通过变压器形成环网，并通过变压器的磁耦合传输电能。电磁环网是高一级电网发展初期必然要出现的一个事物。随着高一级电压等级电网结构逐步加强，需要解开电磁环网运行，一般称为电磁环网解环。电磁环网中高压线路断开后，电力将向低压线路转移，由于低压线路的输送能力与高压线路有较大差距，造成电磁环网中的高压线路输送能力受到限制。实施电磁环网解环后，高压线路的输送能力能够得到更好地发挥，可以提高电网输送能力。

截至2007年9月底，国家电网系统改造高耗能变压器437万千伏安，投资近8亿元，年节省电量约1亿千瓦时，累计提高现有电网输送能力1.1亿千瓦。

国网公司还按照国家加快关停小火电机组的有关要求，积极主动实施所属小火电机组的关停；积极采用先进适用的脱硫工艺，优先安排地方政府已列入脱硫整改及国家“两控区”内的机组、燃煤硫分较高的机组进行脱硫改造。

此外，国网公司还积极开展“以大代小”发电权交易工作。截至9月底，国家电网经营范围内，共有18个省（市）政府出台了“以大代小”发电权交易办法（四川出台“水火电置换”发电权交易办法）。前三季度，国网公司经营区域累计完成“以大代小”发电权交易电量351亿千瓦时，实现节约标煤300万吨，减少二氧化硫排放5.67万吨。

■新闻缘起

国家电网公司日前确定了其雄心勃勃的“十一五”期间节能减排总体目标：线损率比2005年降低0.3个百分点，二氧化硫排放量比2005年下降30.39%%、减少17.86万吨。

其将通过特高压输送电能，采用先进设计技术，对现有电网实施以提高电网输送能力为主的技术改造来实现这一目标。

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国家电网加大生物质发电

按照国家电网的“十一五”规划，在2010年末，国家电网将建成总200万千瓦的生物质发电装机容量。

据悉，国家电网的生物质发电项目，交由旗下国能生物发电有限公司（以下简称“国能发电”）具体负责投资兴建。国能发电已获核准的生物质发电项目39个；其中，已并网发电项目8个，发电装机容量20万千瓦；在建项目11个，在建装机容量15.8万千瓦。

目前国能发电已掌握国内最先进的生物质发电技术。如我国第一个生物质发电项目———国能单县生物质发电工程在今年10月13日就完成了全年的计划发电量。据了解，国能单县生物质发电工程共完成1.75亿千瓦时绿色电量，已经消耗农林废弃物20多万吨，节约标煤约10万吨，减排二氧化碳10万吨以上。

刚刚完成并网发电的国能望奎生物质发电项目，是一个利用秸秆直燃进行发电的项目，计划总投资5.53亿元，目前一期工程已投资2.8亿元，由国能生物发电有限公司本部在国家电网公司内部调剂资金建设。

㈦ 新能源发电企业能不能参与电力直接交易

在市场化交易中，发电企业如何实现理智报价，从而获取更高收益?“国能日新”的电力交易解决方案项目负责人给出三个建议：

1)通过中长期市场提前锁定收益;

2)优化现货交易策略实现整体利益最大化;

3)利用专业的交易辅助决策工具。

策略1：通过中长期市场提前锁定收益

国家发改委日前发布了《关于做好2020年电力中长期合同签订工作的通知》，鼓励市场主体高比例签约中长期，并且未来的中长期交易采用带电力负荷曲线交易机制。

当前电力直接交易、集中竞价交易、跨区跨省交易为中长期主要交易品种，交易周期覆盖年度、季度、月度、月内、日前多时间维度。其中，基础电量、双边协商、竞价交易、挂牌交易、发电权交易等多种交易模式相互交织、相互影响、相互制约，且每省、每种交易规则都不尽相同，交易模式和交易品种趋向多元化。

新能源发电企业一方面需要通过现货价格信号，来指导中长期合约签订的价格，另一方面需要精准的中长期发电量预测，并核算签订中长期合约的比例。中长期合约的价格以及签约多少电量至关重要，直接影响整体收益。

策略2：优化现货交易策略实现整体利益最大化

现货交易的本质是偏差结算，其体系基本颠覆了现有交易和结算模式。

对于新能源发电企业来说，对交易策略的精细化、日前、实时出力预测的准确性以及交易人员的综合素质都带来挑战。

如何通过现货市场的中长期分解机制、精准的出力预测、合理的报价策略，达到在现货市场偏差结算中的收益最大化，需要发电企业统筹考虑中长期与现货两个市场交易，需要对中长期市场与现货市场的价格趋势、电量比例分配有精准的分析、预测与测算。

通过现货市场的合理策略，能达到交易收益最大化。

策略3：利用交易辅助决策工具分析决策

市场化改革在快速推进，对新能源发电企业的快速响应能力、市场分析能力、决策能力、风险规避能力提出更高要求，大量的数据分析、统计、决策无法人工开展、手动完成，迫切需要专业化的分析工具。

目前大家普遍认为，中长期交易能提前锁定收益。“并不是签订的中长电量量越多，收益越大” 国能日新电力交易项目负责人介绍，“如果价格过低，可以考虑把部分电量放到现货市场上交易，通过现货市场获取更高的收益。”

因此，对于发电企业来说，中长期签订价格在多少范围内，以及签订多少电量，需要考虑现货的整体价格水平以及对自身中长期发电量的预测。新能源发电企业需要精准的交易辅助决策工具来分析市场，对现货市场的风险进行评估，作出精准决策，达到中长期+现货市场整体收益最大化。

结语

电力市场改革在不断尝试中前进，对于新能源发电企业来说，虽然现状已打破了原有的计划保障体制，但在带来风险挑战的同时，机遇也增加了。

随着国家经济的快速发展，能源已经成为支柱国民经济的重要产业，而新能源更是未来主体能源，电力交易市场化机制的推行，势必会刺激电力发电企业和用电企业的积极性。

我们期待着未来市场中会有更多的电量进入现货交易，到那时，复杂的市场环境、各主体的利益诉求的不同会让现货交易更充分的发挥其价格信号，市场主体则可利用自动化、智能化的预测分析工具来更加精准的获取预测报价方案，最终实现电力交易价值。国能日新电力交易决策支持平台即可为发电企业提供从中长期电量预测到“中长期+现货”交易决策整体解决方案，实现智能、自动报价决策分析。

㈧ 为什么电力市场要改革，改革的目的和意义在哪里

电力市场改革其实是针对于发电业和输配电企业，就是我们所说的电网，售电，用电企业的整个电力系统改革，电网只是其中的一个环节，我们平时用电会对物理设备依赖性比较强，所以此次改革，不会把电网的物理垄断性完全打破，打破的是电网的交易机构，使电网回归输配电的本质。简单点说就是将电网原本的交易改变为，发电起，直售电给用电企业。当然你输配电这个过程还是由电网去承担的。其实电力改革之后，我们可以把电网公司比作是一条高速公路，用电户就是 汽车 ，电网只收取用电企业的过路费，实现发电企业与电网的分离，市场上是叫做长网分离，这样以后呢，发电企业的买方就不单单的是电网集团了，还有很多的用电企业。

他改革的其实就是电网长久以来的这种垄断性的交易体系，我们称作为电改，要从售电侧起步，当下电改呢，他将开放售电侧，让用户自己去选择发电企业进行交易，在大用户直够的改革方面，建立多买多卖的电力市场，用电企业和发电企业就可以绕过电网，自主进行交易并且有自己的选择权。

核心呢就是电价市场化，其最终目的就是打破电网公司，在电力交易中对于发电企业的单一买家地位和对于用电企业的单一卖家地位，实现电力交易市场化，逐步形成发电与售电价格由市场来决定，你电网公司以后就不能决定，我买你电是多少钱，我卖是多少钱了，因为这个价格是有市场来决定的，你输配电的这个价格，还是有政府制定一些价格体系，价格机制。所以说电价的下调未来我们是可以预见的。

电力市场改革的意义是什么？

我们统称的说就是资源优化配置，简单点说就是把买卖双方融合在一起，让他们通过这种市场交易来决定电能什么时候产、产多少，并且通过这种市场优化的长时间交易，来提高买卖双方的经济效率，你原本发电企业的上网电量，是由电网公司的调度来决定的，电力改革之后，这种计划电量的体制就会被完全打破，是由用电企业的需求来决定的。

我们举个例子.比如说一家发电企业有一台125兆瓦的发电机组，那么就说明这家企业每小时就能生产12.5万度的电，你正好电力市场改革之后，厂网分离我这家发电企业的厂能，与我现在所签的这些用电企业的用电量是吻合的，那么我这家发电企业的发电机组，就能一直的运行，去为这些用电企业去服务，从而提高发电企业的生产效率，你发电企业的生产效率提高了，你这个发电企业就会赚到钱，不像我们之前说的，电厂，能源企业都是赔钱的，电力改革之后优胜劣汰，谁强谁就上，谁不行谁就淘汰。

电力市场改革的实际目标？

刚才我们听到一个词叫资源优化配置，这个词是比较宏观的，下面我就给大家总结了四点。

1.你原先定计划，资源利用的好不好是政府说了算的，以后市场化竞争谁强谁就上，不行的该淘汰就淘汰。

2.原先的政府定价是有延迟的，你不能及时的反映出市场的需求变化及实际成本，有市场定价侧是市场博弈的直接结果，这个市场定价更为合理及时。

3.你发电企业每天的产能和协调，应该是以市场资源的稀缺为引导的，市场将成为引导合理规划和高效投资的形象指标。

4.你新能源不能盲目的建设，需要以适应市场为目标；合理规划；布局；开发促进良性发展。

总之，电力市场改革的目标就是提高发电企业的生产和利用率，行程一个合理的交易价格，提高电网本质输配电工作的利用率，正确的引导电力规划。

㈨ 怎么直供电交易用好

直供电交易。
1、双边协商（又有称长协、自主协商）：指市场主体之间自主协商交易电量、电价，形成双边交易初步意向后，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
2、集中竞价（又有称集中撮合）：电力用户和发电企业双向报价（报价差）的形式。集中竞价规则有高低匹配、统一出清。高低匹配是指：需求方的最高价差与供求方的最低价差优先匹配，形成价差对一一成交；其中，匹配原则为：需求方价差-供求方价差=正值或零时，匹配成功；需求方价差-供求方价差=负值时，匹配不成功；
统一出清是指：在高低匹配的原则下，选取匹配成功的最后一对价差对的算术平均值，作为全部参与方的出清价差，这个价差即统一出清价差。
3、挂牌交易（又有称挂牌招标、双边挂牌）：指市场交易主体通过电力交易平台，将需求电量或可供电量的数量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，经安全校核和相关方确认后形成交易结果。
4、其他：合同电量转让（又有称合约电量转让）：市场主体可以通过合同电量转让交易，对签订的中长期交易合同电量进行调整。交易后，由新的替代方按交易结果全部或部分履行原交易合同，交易双方应签订转让交易合同，送电力交易机构登记。发电权交易、发电权置换交易：专指电厂方的合同电量转让。