國家發展改革委 國家能源局關于改善電力運行調節促進清潔能源多發滿發的指導意見

發改運行〔2015〕518號

北京市、河北省、江西省、河南省、陜西省、西藏自治區發展改革委，各省、自治區、直轄市經信委（工信委、工信廳、經貿委、經委），國家能源局派出機構，中國電力企業聯合會，國家電網公司、中國南方電網有限責任公司，中國華能集團公司、中國大唐集團公司、中國華電集團公司、中國國電集團公司、中國電力投資集團公司、中國長江三峽集團公司、神華集團有限責任公司、國家開發投資公司：

為貫徹中央財經領導小組第六次會議和國家能源委員會第一次會議部署，落實《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發[2015]9號）有關要求，現就改善電力運行調節，促進清潔能源持續健康發展，提出以下指導意見：

一、統籌年度電力電量平衡，積極促進清潔能源消納

（一）各省（區、市）政府主管部門組織編制本地區年度電力電量平衡方案時，應采取措施落實可再生能源發電全額保障性收購制度，在保障電網安全穩定的前提下，全額安排可再生能源發電。

（二）在編制年度發電計劃時，優先預留水電、風電、光伏發電等清潔能源機組發電空間；鼓勵清潔能源發電參與市場，對于已通過直接交易等市場化方式確定的電量，可從發電計劃中扣除。對于同一地區同類清潔能源的不同生產主體，在預留空間上應公平公正。風電、光伏發電、生物質發電按照本地區資源條件全額安排發電；水電兼顧資源條件和歷史均值確定發電量；核電在保證安全的情況下兼顧調峰需要安排發電；氣電根據供熱、調峰及平衡需要確定發電量。煤電機組進一步加大差別電量計劃力度，確保高效節能環保機組的利用小時數明顯高于其他煤電機組，并可在一定期限內增加大氣污染物排放濃度接近或達到燃氣輪機組排放限值的燃煤發電機組利用小時數。

（三）各省（區、市）政府主管部門在統籌平衡年度電力電量時，新增用電需求原則上優先用于安排清潔能源發電和消納區外清潔能源，以及獎勵為保障清潔能源多發滿發而調峰的煤電機組發電。

（四）能源資源豐富地區、清潔能源裝機比重較大地區在統籌平衡年度電力電量時，新增用電需求如無法滿足清潔能源多發滿發，應采取市場化方式，鼓勵清潔能源優先與用戶直接交易，充分挖掘本地區用電潛力，最大限度消納清潔能源。

（五）京津冀、長三角、珠三角以及清潔能源比重較小地區在統籌平衡年度電力電量時，新增用電需求優先滿足清潔能源消納，明確接受外輸電中清潔能源的比例并逐步提高，促進大氣環境質量改善。

（六）政府主管部門在組織國家電網公司、南方電網公司制定年度跨省區送受電計劃時，應切實貫徹國家能源戰略和政策，充分利用現有輸電通道，增加電網調度靈活性，統籌考慮配套電源和清潔能源，優先安排清潔能源送出并明確送電比例，提高輸電的穩定性和安全性。對于同一地區內同類清潔能源的不同生產主體，在送出安排計劃上應公平公正。

（七）跨省區送受電各方應統籌電力供需、輸電通道能力，充分自主協商確定年度送受電計劃，盡可能增加清潔能源送出與消納，全力避免棄水、棄風、棄光。經協商無法達成一致意見的，由國家發展改革委協調確定，協調結果抄送國家能源局。

（八）國家發展改革委會同各省（區、市）政府主管部門、電力企業，按照簡政放權和規范行政審批事項的要求，健全省級發供電計劃和跨省區發供電計劃協商機制。省級年度發電計劃、跨省區送受電計劃在每年一季度前報國家發展改革委備案。經備案的年度發電計劃、跨省區送受電計劃納入各省（區、市）電力電量平衡，電網企業負責組織實施。

二、加強日常運行調節，充分運用利益補償機制為清潔能源開拓市場空間

（九）各省（區、市）政府主管部門在確定年度發電計劃和跨省區送受電計劃后，電力企業應據此協商簽訂購售電合同，并通過替代發電（發電權交易）、輔助服務等市場機制，實現不同類型電源的利益調節，促進清潔能源多發滿發。具備條件的地區，可跨省區實施。

（十）各地應建立完善調峰補償機制，加大調峰補償力度，鼓勵通過市場化方式確定調峰承擔方，鼓勵清潔能源直接購買輔助服務。對于煤電機組為避免棄水、棄風、棄光而進行的深度調峰或機組啟停，應通過增加發電量等方式進行獎勵，所需電量在年度電量計劃安排中統籌考慮，年終結清。

（十一）可再生能源消納困難的地區，可通過市場化的經濟補償機制激勵煤電機組調峰。調峰深度沒有達到平均調峰率的，不予補償；調峰深度超過平均調峰率的，予以遞進補償；實施啟停調峰的，予以一次性補償。補償所需費用由受益的可再生能源和煤電機組根據程度進行相應分攤。補償與分攤費用應保持平衡。

（十二）水電裝機比重較大地區應研究制定水火發電互濟機制。在明確煤電機組最小開機方式的前提下，組織水電機組、煤電機組進行替代發電，對為保障水電多發滿發而減發的煤電機組進行補償。如產生電網增收，應主要用于煤電機組補償。并可嘗試通過梯級電站流域補償、冷備用補償、股權置換等方式實現不同發電主體間的利益調節。

（十三）各省（區、市）政府主管部門應會同相應能源監管機構，結合運行經驗和供需形勢，重新核定煤電機組（含熱電）的最小技術出力和開機方式，不斷研究探索水電、風電、光伏發電與煤電（含熱電）等聯合運行和優化運行。

（十四）健全跨省區送受電利益調節機制。跨省區送受電協議已由國家協調明確價格的應遵照執行，市場機制比較完善的也可由送受電雙方根據實際運行情況，按照風險共擔、利益共享原則全部或部分重新協商確定，并將協商結果報送國家發展改革委和國家能源局；國家未明確價格的，由送受電雙方協商確定送電價格和電量。

（十五）各省（區、市）政府主管部門應和有關部門定期公布發電運行考核結果，及時公開發布電網運行信息和機組調峰參數等信息。能源監管機構應按月向省（區、市）政府有關部門通報輔助服務管理和并網運行管理數據。

三、加強電力需求側管理，通過移峰填谷為清潔能源多發滿發創造有利條件

（十六）各省（區、市）政府主管部門應加強電力需求側管理，鼓勵電力用戶優化用電負荷特性、參與調峰調頻，加大峰谷電價差，用價格手段引導移峰填谷，緩解發電側調峰壓力，促進多消納清潔能源。

（十七）各省（區、市）政府主管部門要加快電力需求側管理平臺開發建設，推廣在線監測，幫助用戶實現用電精細化，為減少電網峰谷差提供技術支持。

（十八）各省（區、市）政府主管部門要積極嘗試開展需求響應試點，以在線監測和互聯網技術為支撐，綜合運用補貼政策、價格政策等，對在高峰時段主動削減負荷的用戶給予經濟補償，或通過與清潔能源開展直接交易給予補償。

（十九）各省（區、市）政府主管部門應研究完善配套政策，創新工作思路，督促電網企業落實分布式發電并網政策，促使電網企業多吸納分布式發電。

（二十）鼓勵有條件的地區推廣熱電機組蓄熱技術，開展低谷電力供熱試點。

四、加強相互配合和監督管理，確保清潔能源多發滿發政策落到實處

（二十一）清潔能源發電企業應滿足并網技術要求，提高出力預測精度，加強生產運行管理，提升電能質量，減輕電網穩定運行的壓力。

（二十二）電網企業應統一負責清潔能源發電出力預測，科學安排機組組合，充分挖掘系統調峰潛力，合理調整旋轉備用容量，在保證電網安全運行的前提下，促進清潔能源優先上網，落實可再生能源全額保障性收購；加快點對網輸電線路改造，提升吸納可再生能源能力。有條件的電網，可以開展清潔能源優先調度試點，即以最大限度消納清潔能源上網電量為目標，聯合優化調度，靈活安排運行備用容量。

（二十三）電網企業應加強清潔能源富集地區送電通道的建設，發展智能電網技術，改善清潔能源并網條件，擴大資源配置范圍。

（二十四）各省（區、市）政府主管部門應會同相應能源監管機構，加強對電力調度、發電運行和年度發電計劃實施的監督，定期組織通報電力運行信息，協調清潔能源并網及運行矛盾，切實保障清潔能源多發滿發。

（二十五）能源監管機構要對可再生能源全額上網情況進行監管，對未能全額上網的，應查明原因，理清責任，督促相關方限期改正。

國家發展改革委 國家能源局

2015年3月20日

2015年3月20日，國家發展改革委、國家能源局印發《關于改善電力運行調節促進清潔能源多發滿發的指導意見》。

2015年7月6日，國家發展改革委、國家能源局印發《關于促進智能電網發展的指導意見》。

國家發展改革委國家能源局關于促進智能電網發展的指導意見

發改運行〔2015〕1518號

北京市、河北省、江西省、河南省、陜西省、西藏自治區發展改革委，各省、自治區、直轄市經信委（工信委、工信廳）、能源局，中國電力企業聯合會，國家電網公司、中國南方電網有限責任公司：

智能電網是在傳統電力系統基礎上，通過集成新能源、新材料、新設備和先進傳感技術、信息技術、控制技術、儲能技術等新技術，形成的新一代電力系統，具有高度信息化、自動化、互動化等特征，可以更好地實現電網安全、可靠、經濟、高效運行。發展智能電網是實現我國能源生產、消費、技術和體制革命的重要手段，是發展能源互聯網的重要基礎。為促進智能電網發展，現提出以下指導意見。

一、發展智能電網的重要意義

發展智能電網，有利于進一步提高電網接納和優化配置多種能源的能力，實現能源生產和消費的綜合調配；有利于推動清潔能源、分布式能源的科學利用，從而全面構建安全、高效、清潔的現代能源保障體系；有利于支撐新型工業化和新型城鎮化建設，提高民生服務水平；有利于帶動上下游產業轉型升級，實現我國能源科技和裝備水平的全面提升。

二、總體要求

（一）指導思想

堅持統籌規劃、因地制宜、先進高效、清潔環保、開放互動、服務民生等基本原則，深入貫徹落實國家關于實現能源革命和建設生態文明的戰略部署，加強頂層設計和統籌協調；推廣應用新技術、新設備和新材料，全面提升電力系統的智能化水平；全面體現節能減排和環保要求，促進集中與分散的清潔能源開發消納；與智慧城市發展相適應，構建友好開放的綜合服務平臺，充分發揮智能電網在現代能源體系中的關鍵作用。發揮智能電網的科技創新和產業培育作用，鼓勵商業模式創新，培育新的經濟增長點。

（二）基本原則

堅持統籌規劃。編制智能電網戰略規劃，發揮電力企業、裝備制造企業、用戶等市場主體的積極性，在合作共贏的基礎上合力推動智能電網發展。

堅持集散并重。客觀認識我國國情和能源資源賦存與消費逆向分布的實際，在進一步發揮電網在更大范圍優化配置能源資源作用的同時，提高輸電網智能化水平。與此同時，加強發展智能配電網，鼓勵分布式電源和微網建設，促進能源就地消納。

堅持市場化。充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，探索運營模式創新，鼓勵社會資本進入，激發市場活力。

堅持因地制宜。各地要綜合考慮經濟發展水平、能源資源賦存、基礎條件等差異，結合本地實際，推進本地智能電網發展。

（三）發展目標

到2020年，初步建成安全可靠、開放兼容、雙向互動、高效經濟、清潔環保的智能電網體系，滿足電源開發和用戶需求，全面支撐現代能源體系建設，推動我國能源生產和消費革命；帶動戰略性新興產業發展，形成有國際競爭力的智能電網裝備體系。

實現清潔能源的充分消納。構建安全高效的遠距離輸電網和可靠靈活的主動配電網，實現水能、風能、太陽能等各種清潔能源的充分利用；加快微電網建設，推動分布式光伏、微燃機及余熱余壓等多種分布式電源的廣泛接入和有效互動，實現能源資源優化配置和能源結構調整。

提升輸配電網絡的柔性控制能力。提高交直流混聯電網智能調控、經濟運行、安全防御能力，示范應用大規模儲能系統及柔性直流輸電工程，顯著增強電網在高比例清潔能源及多元負荷接入條件下的運行安全性、控制靈活性、調控精確性、供電穩定性，有效抵御各類嚴重故障，供電可靠率處于全球先進水平。

滿足并引導用戶多元化負荷需求。建立并推廣供需互動用電系統，實施需求側管理，引導用戶能源消費新觀念，實現電力節約和移峰填谷；適應分布式電源、電動汽車、儲能等多元化負荷接入需求，打造清潔、安全、便捷、有序的互動用電服務平臺。

三、主要任務

（一）建立健全網源協調發展和運營機制，全面提升電源側智能化水平

加強傳統能源和新能源發電的廠站級智能化建設，開展常規電源的參數實測，提升電源側的可觀性和可控性，實現電源與電網信息的高效互通，進一步提升各類電源的調控能力和網源協調發展水平；優化電源結構，引導電源主動參與調峰調頻等輔助服務，建立相應運營補償機制。

（二）增強服務和技術支撐，積極接納新能源

推廣新能源發電功率預測及調度運行控制技術；推廣分布式能源、儲能系統與電網協調優化運行技術，平抑新能源波動性；開展柔性直流輸電技術試點，創新可再生能源電力送出方式；推廣具有即插即用、友好并網特點的并網設備，滿足新能源、分布式電源廣泛接入要求。加強新能源優化調度與評價管理，提高新能源電站試驗檢測與安全運行能力；鼓勵在集中式風電場、光伏電站配置一定比例儲能系統，鼓勵因地制宜開展基于靈活電價的商業模式示范；健全廣域分布式電源運營管理體系，完善分布式電源調度運行管理模式；在海島、山區等偏遠區域，積極鼓勵發展分布式能源和微電網，解決無電、缺電地區的供電保障問題。

（三）加強能源互聯，促進多種能源優化互補

鼓勵在可再生能源富集地區推進風能、光伏、儲能優化協調運行；鼓勵在集中供熱地區開展清潔能源與可控負荷協調運行、能源互聯網示范工程；鼓勵在城市工業園區（商業園區）等區域，開展能源綜合利用工程示范，以光伏發電、燃氣冷熱電三聯供系統為基礎，應用儲能、熱泵等技術，構建多種能源綜合利用體系。加快源-網-荷感知及協調控制、能源與信息基礎設施一體化設備、分布式能源管理等關鍵技術研發。完善煤、電、油、氣領域信息資源共享機制，支持水、氣、電集采集抄，建設跨行業能源運行動態數據集成平臺，鼓勵能源與信息基礎設施共享復用。

（四）構建安全高效的信息通信支撐平臺

充分利用信息通信技術，構建一體化信息通信系統和適用于海量數據的計算分析和決策平臺，整合智能電網數據資源，挖掘信息和數據資源價值，全面提升電力系統信息處理和智能決策能力，為各類能源接入、調度運行、用戶服務和經營管理提供支撐。在統一的技術架構、標準規范和安全防護的基礎上，建設覆蓋規劃、建設、運行、檢修、服務等各領域信息應用系統。

（五）提高電網智能化水平，確保電網安全、可靠、經濟運行

探索新型材料在輸變電設備中的應用，推廣建設智能變電站，合理部署靈活交流、柔性直流輸電等設施，提高動態輸電能力和系統運行靈活性；推廣應用輸變電設備狀態診斷、智能巡檢技術；建立電網對冰災、山火、雷電、臺風等自然災害的自動識別、應急、防御和恢復系統；建立適應交直流混聯電網、高比例清潔能源、源-網-荷協調互動的智能調度及安全防御系統。根據不同地區配電網發展的差異化需求，部署配電自動化系統，鼓勵發展配網柔性化、智能測控等主動配電網技術，滿足分布式能源的大規模接入需求。鼓勵云計算、大數據、物聯網、移動互聯網、骨干光纖傳送網、能源路由器等信息通信技術在電力系統的應用支撐，建立開放、泛在、智能、互動、可信的電力信息通信網絡。鼓勵交直流混合配用電技術研究與試點應用，探索配電網發展新模式。

（六）強化電力需求側管理，引導和服務用戶互動

推廣智能計量技術應用，完善多元化計量模式和互動功能；推廣區域性自動需求響應系統、智能小區、智能園區以及虛擬電廠定制化工程方案；加快電力需求側管理平臺建設，支持需求側管理預測分析決策、信息發布、雙向調度技術研究應用；探索靈活多樣的市場化交易模式，建立健全需求響應工作機制和交易規則，鼓勵用戶參與需求響應，實現與電網協調互動。

（七）推動多領域電能替代，有效落實節能減排

推廣低壓變頻、綠色照明、企業配電網管理等成熟電能替代和節能技術；推廣電動汽車有序充電、V2G（Vehicle-to-Grid）及充放儲一體化運營技術。加快建設電動汽車智能充電服務網絡；建設車網融合模式下電動汽車充放電智能互動綜合示范工程；鼓勵動力電池梯次利用示范應用。鼓勵在新能源富集地區開展大型電采暖替代燃煤鍋爐、大型蓄冷（熱）、集中供冷（熱）站示范工程；推廣港口岸電、熱泵、家庭電氣化等電能替代項目。

（八）滿足多元化民生用電，支撐新型城鎮化建設

建設低碳、環保、便捷的以用電信息采集、需求響應、分布式電源、儲能、電動汽車有序充電、智能家居為特征的智能小區、智能樓宇、智能園區；探索光伏發電等在新型城鎮化和農業現代化建設中的應用，推動用戶側儲能應用試點；建立面向智慧城市的智慧能源綜合體系，建設智能電網綜合能量信息管理平臺，支撐我國新城鎮新能源新生活建設行動計劃。

（九）加快關鍵技術裝備研發應用，促進上下游產業健康發展

配合"互聯網 "智慧能源行動計劃，加強移動互聯網、云計算、大數據和物聯網等技術在智能電網中的融合應用；加快靈活交流輸電、柔性直流輸電等核心設備的國產化；加緊研制和開發高比例可再生能源電網運行控制技術、主動配電網技術、能源綜合利用系統、儲能管理控制系統和智能電網大數據應用技術等，實現智能電網關鍵技術突破，促進智能電網上下游產業鏈健康快速發展。

（十）完善標準體系，加快智能電網標準國際化

加快建立系統、完善、開放的智能電網技術標準體系，加強國內標準推廣應用力度；加強智能電網標準國際合作，支持和鼓勵企業、科研院所積極參與國際行業組織的標準化制定工作，加快推動國家智能電網標準國際化。

四、保障措施

（一）加強組織協調，統籌推動智能電網發展

一是建立組織協調機制。加強政府部門間協調，研究落實支持智能電網發展的財稅、科技、人才等扶持政策，加強國際交流與合作，推動智能電網技術、標準和裝備走出去。二是建立科技創新機制。充分發揮政府、企業和高校科研機構的作用，加強頂層設計，建立開放共享的智能電網科技創新體系。

（二）加大投資支持力度，完善電價機制

一是加大投資支持力度。加大國有資本預算支持力度；研究設立智能電網中央預算內投資專項，支持儲能、智能用電、能源互聯網等重點領域示范項目。二是促進形成多元化投融資體制。鼓勵金融機構拓展適合智能電網發展的融資方式和配套金融服務，支持智能電網相關企業通過發行企業債等多種手段拓展融資渠道。鼓勵并引進推廣智能電網新技術、新產品，從成果轉化的效益中提出一定份額用于技術創新的再投入。三是鼓勵探索靈活電價機制。結合不同地區智能電網綜合示范項目，提供能反映成本和供需關系的電價信號，引導用電方、供電方及第三方主動參與電力需求側管理。在電力價格市場化之前，鼓勵探索完善峰谷電價等電價政策，支持儲能產業發展。

（三）營造產業發展環境，鼓勵商業模式創新

一是建立產業聯盟推動市場化發展。發揮政府橋梁紐帶作用，支持建立產業聯盟，促進形成統一規范的技術和產品標準，構建多方共贏的市場運作模式。二是鼓勵智能電網商業模式創新。探索互聯網與能源領域結合的模式和路徑，鼓勵將用戶主導、線上線下結合、平臺化思維、大數據等互聯網理念與智能電網增值服務結合。依托示范工程開展電動汽車智能充電服務、可再生能源發電與儲能協調運行、智能用電一站式服務、虛擬電廠等重點領域的商業模式創新。

國家發展改革委 國家能源局

2015年7月6日

國家發展改革委 國家能源局

關于促進智能電網發展的指導意見

（發改運行[2015]1518號）