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工作论文 | 2019年2月 | 1 工作论文 企业绿色电力消费指导手册 袁敏 苗红 马丽芳 于洋 彭澎 著 HANDBOOK: CORPORATE GREEN POWER CONSUMPTION IN CHINA 引用建议：袁敏 苗红 马丽芳 于洋 彭澎 著. 企业绿色电 力消费指导手册. 2019. 工作报告，北京：世界资源研究 所. http://www.wri.org.cn/publications. “工作论文”包括初步的研究、分析、结果和意见。 “工 作论文”用于促进讨论，征求反馈，对新事物的争论施加 影响。工作论文最终可能以其他形式进行发表，内容可能 会修改。 目录 执行摘要 . 1 Executive Summary . 2 企业绿色电力消费的背景 . 4 企业绿色电力消费的路径 4 建议 16 注释 18 致谢 19 执行摘要 绿色电力泛指可再生能源发电项目所产生的电力，简称“绿 电”。全球越来越多的企业从社会责任的角度自发提出了可持续发 展目标，通过提高绿电的消费比重推行低碳发展。中国也在积极 推动能源生产与消费革命。随着电力体制改革的重启，电力用户参 与市场化交易的准入条件逐渐放宽，电力价格机制的转变、交易方 式和品种的放开，更为电力用户参与市场化交易创造了条件。即将 实施的可再生能源电力配额制（简称“配额制”）要求电力用户承 担清洁能源配额的消纳责任。这些趋势为用户侧绿电消费提供了重 大契机。然而，中国的绿电市场仍处于建设初期，用电企业对于有 哪些可行的绿电消费途径、如何在这些途径中做出选择等问题尚存 疑虑。因此，本手册基于现有政策，对三类绿电消费途径的适用条 件、项目经济性影响因素、市场成熟度等方面进行了梳理和分析， 针对企业如何选择和参与绿电消费提出了建议，旨在为有绿电消费 需求的企业提供参考。 目前在中国的企业主要通过三种途径消费绿电。第一种途径 是用电企业自行或通过第三方开发商投资建设分布式可再生能源发 电项目。这种模式已经有了一些实践，市场较为成熟，可为企业带 来多重收益。以在国内应用最广泛的分布式光伏发电为例，投资方 利用建筑屋顶及附属场地建设分布式光伏发电项目，项目类型主要 包括“自用为主、余电上网”和“全部自用”两种形式。企业可获 得的收益来源包括目录电价 1 基础上的电价优惠、设施运营期内的 发电收益、补贴收入等。 第二种途径是用电企业直接向发电企业采购绿色电力。这种 模式主要包括双边协商、集中竞价、挂牌交易、分布式市场化交易 四种交易方式。其中，前三种交易方式在过去主要服务于火电交 易，在电力体制改革的推动下，越来越多的绿电也正积极参与其 中。分布式市场化交易也叫“隔墙售电” ， 目前处于试点阶段。分2 | 布式发电项目单位与配电网内就近电力用户进行电力交易，电网企 业承担分布式发电的电力输送任务，按政府核定的标准收取“过网 费” 。 分布式市场化交易方式又包含三种模式：直接交易、委托电 网企业代售、电网企业按标杆上网电价 2 全额收购。从发电企业的 盈利情况来看，直接交易模式最接近于自发自用，经济性最好。分 布式市场化交易面临的障碍主要来自电网：由于分布式发电市场化 交易会影响电网企业的售电量，改变电网的盈利模式，电网企业在 行动上并不积极。如果能突破这一障碍，企业绿电采购将迎来一个 新的局面。 第三种途径是用电企业采购绿色电力证书（简称“绿证”） 。 为倡导绿电消费，中国于2017年7 月启动了绿色电力证书认购交易 平台（简称“绿证认购平台”），对符合要求的陆上风电、光伏发 电企业（不含分布式光伏发电）所生产的可再生能源发电量发放绿 证。绿证买卖双方自行协商或进行竞价，以不高于证书对应电量的 可再生能源电价附加资金补贴金额进行交易。这是企业实现绿电消 费最为方便和快捷的途径。但是目前绿证与实体购电并无捆绑关 系，且证书价格较高，因此市场对其多持观望态度。不过，在备受 关注且酝酿多时的配额制政策下，绿证交易将是配额义务主体完成 配额目标的方式之一。该政策在2018年3 月、9 月和11月发布了三 次征求意见稿，并计划于2019年开始实施。配额制的落地，将为 绿证市场注入新的活力。 结合现有的三种绿电采购途径的特点，我们建议有绿电消费 需求的企业采用以下决策步骤来选择路径： 1. 首先，对于具备分布式可再生能源发电系统安装条件的 用电企业，鼓励其投资建设自发自用的分布式可再生能 源发电项目，如屋顶光伏项目、分散式风电项目等，作 为绿电消费的首选途径。企业可根据自身资金和人员条 件，选择自行投资或通过第三方投资建设后享受电价优 惠的形式实现绿电消费。 2. 其次，对于缺乏分布式可再生能源发电系统安装条件或 者资源不足以满足绿电消费需求的企业，建议根据当地 电力交易市场提供的交易服务品种采购绿电。分布式发 电市场化交易作为新型电力交易机制正处于试点阶段， 建议企业保持政策敏感度，并与具备实力的综合能源服 务商及售电企业建立合作，适时参与分布式发电市场化 交易，采购绿电。 3. 最后，企业也可通过购买绿证实现绿电消费，此为实现 绿电消费最便捷的途径。但当前自愿绿证的价格是基于 补贴强度设定的，普遍较贵。未来如果将绿证价格与补 贴强度脱钩，随着可再生能源成本的进一步下降，采购 绿证的经济性将逐步得以体现。 EXECUTIVE SUMMARY In the broad sense, green electricity refers to clean electrical power generated from renewable sources. A rising number of companies around the globe have set their own sustainable development goals as a gesture of showing social responsibility. An important method to fulfill such goals is to increase the share of green electricity in total power consumption. China has also been promoting energy revolution on both supply and demand side. The restart of Power Sector Reform also brings new opportunities for cooperate green power purchase. The lowering threshold for market entry and the shift toward a market pricing mechanism are both lifting the barriers for companies in their participation in the distributed transaction market. In addition, the renewable portfolio standard system will be launched stepson, requiring obligated entities to adopt a certain percentage of green power. These global and domestic trends are creating unprecedented opportunities for end-use green power purchase in China. However, China’s green electricity market is still under construction, thus concerns occur among commercial power consumers in terms of possible options to procure green power, and the pros and cons of these options. As such, this handbook is going to examine and compare three major methods of corporate green electricity procurement under current policies, so as to make suggestions for companies regarding how to participate in green power consumption. Currently there are mainly three options for power user companies to procure green electricity in China. The first one is to invest in distributed renewable energy projects, which has now developed the most mature market. Companies can adopt a “self-generation and self-consumption” mode by constructing on-site power generation projects either independently or through third-party developers. Profits come from various sources, including feed-in-tariff, saved expenditure that is otherwise spent on purchasing electricity from the grid, and in many cases, income from the surplus power fed to the grid. Take distributed photovoltaic power projects as an example. Corporate investors can utilize the rooftops of their company buildings to construct distributed PV power generation projects, and use the electricity generated for either “self-consumption, surplus feed-in grid” or “full self-consumption”. The second option is to directly purchase electricity generated by renewable energy. This option mainly involves four means of transaction: bilateral negotiation, 企业绿色电力消费指导手册 工作论文 | 2019年2月 | 3 centralized bidding, listed transaction, distributed market transaction. The first three means were mainly used in thermal power trading, while with the progress of power sector reform, more and more green power producers are going to participate in these transactions. The fourth means involves companies buying excess power from their neighbor’s small- or medium-scale renewable sources via distribution lines. In this case, power grids are responsible for transmitting the electricity, and will only charge a certain amount of “network fee”. Distributed market transaction further includes three modes of operation: direct transaction, commissioned transaction, as well as full acquisition and distribution by the power grid. Among these three modes, direct transaction yields the highest profits. Distributed market transaction is now still in the pilot phase, and is developing slowly due to the reluctance of power grids whose profits will be affected. If this obstacle could be overcome, corporate green power purchase would see new opportunities. The third option is to purchase Green Electricity Certificates (GECs). China had launched its first voluntary trading platform for GECs in July 2017. Certificates are awarded to renewable energy generators such as onshore wind farms, solar power plants (excluding distributed solar generators). Transactions can be made through bilateral negotiation or centralized bidding, and the final price should not exceed the feed- in-tariff. However, GECs sold through the voluntary platform are not bundled with the physical delivery of electricity to buyers, and the price of certificates is at a high level, which resulted in a quiet market of GECs. New opportunities could lie in the renewable portfolio standard (RPS) system that is expected to be officially initiated in 2019. NEA has released three versions of consultation draft of RPS in 2018. This system requires obligated entities to include a certain amount of renewable power in its energy portfolio, which could increase the demand for GECs. Considering the characteristics of the existing three green electricity procurement approaches, we recommend that corporates with green electricity consumption to take following decision steps to select the approach: I. First of all, for power consumers who are qualified for investment in distributed renewable projects by themselves or by third parties, option one might be the first priority for green power procurement. Taking financial condition and expertise into account, power consumers can either invest in the projects by themselves or invite a third party to invest in the projects and sale them green electricity at a discount. II. Secondly, for enterprises lack of conditions or resources for investment, we suggest them procure green electricity through bilateral negotiation, centralized bidding, or listed transaction, depending on the products provided by power transaction centers. In addition, peer-to-peer trading of distributed generation is in the pilot stage. It is recommended that enterprises keep an eye on the latest trend and explore cooperation with Integrated Energy Service Providers and power suppliers. III. Finally, purchasing green electricity certificates is the easiest way for enterprises to meet their goal of green power consumption. While the price of GECs is set according to the subsidy intensity, it’s still quite expensive. With continued decline of renewable energy cost, if the price of GECs decouples with subsidy intensity, GECs will be more economic attractive.4 | 企业绿色电力消费的背景 当前，全球极端气候事件频发，给人类生产生活带来了严重 的损失。工业革命以来大量化石燃料的粗放型使用是气候变化的主 要诱因。根据联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）第五次 评估报告，1970 —2010年期间化石燃料燃烧和工业过程的二氧化 碳排放量约占温室气体总排放增量的78％ 3 。如何通过能源革命实 现能源生产和消费的绿色化、低碳化，是人类面临的一项紧迫又极 具挑战性的任务。《巴黎协定》的签署意味着全球主要排放国就 2020年后应对气候变化行动达成了初步共识：本世纪末，把全球 平均温升控制在工业革命之前水平之上2 ℃以内，并将努力限定在 1.5 ℃内。IPCC近期发布的《全球1.5 ℃增暖特别报告》显示，若将 温升控制目标调整为1.5℃，气候变化带来的损失与风险会大幅降 低。而要实现该目标，必须在2030年之前将全球的温室气体排放 总量削减一半，并在2050年达到净零排放。 中国政府在2014年6 月召开的中央财经领导小组第六次会议表 明，我国将把推动能源生产和消费革命作为长期战略，并于2016 年底发布了《能源生产和消费革命战略（2016—2030）》，提出 到2030年，新增能源需求主要依靠清洁能源满足，到2050年， 非化石能源占比超过一半 4 。2018年3 月，国家能源局发布《可再 生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》，首次提出了2018 年、2020年各省级行政区域的可再生能源电力总量配额指标、非 水电可再生能源配额指标，以及相关考核办法 5 。2018 年9 月和11 月，国家能源局第二次和第三次对该文件的修改征求意见。配额制 对电力消费设定可再生能源配额，售电企业和电力用户协同承担配 额义务。业界认为这是推动绿电消费的一个重大契机。 除了政府层面的推动，很多企业从社会责任的角度提出了可 持续发展的目标并付诸行动，旨在最大限度地降低产品的环境影 响。截至2016年度，63%的财富100强企业和48%的财富500强企 业已经制定了可再生能源、能效和温室气体减排目标。一些非政府 组织（NGO）也发起成立了绿电采购相关的平台/项目，如可再生 能源买家联盟（REBA）和100%可再生能源项目（RE100）通过 与发电企业、用电企业、公用事业公司等利益相关方开展合作，促 进全球绿电消费。相比于国际大型企业，中国企业参与绿电消费的 程度仍然较低 6 ，主要是因为国内的绿电市场尚未完善，获取绿电 的途径有限，此外也与企业低碳发展的意识薄弱有关。 在不同的政策背景下，绿电的范畴有所差别。从国际上看， 绿电泛指可再生能源发电项目所产生的电力，但所涵盖的技术种类 在各国/ 地区有所不同。在中国目前实施的可再生能源绿色电力证 书自愿认购体系中，绿电指的是非水可再生能源发电量，试行阶段 特指陆上风电、光伏发电项目（不含分布式光伏发电）所生产的发 电量。2018年11月发布的《关于实行可再生能源电力配额制的通 知（征求意见稿）》将所涉及的范围扩大到了所有可再生能源电力 （包括水电）。本文所指的绿电范畴与该文件保持一致。 相较于欧美等国家比较成熟的绿电市场，中国的绿电市场仍 处于建设初期。有绿电消费需求的企业对于如何在中国消费绿电存 在诸多疑虑，包括绿电的获取途径、供电稳定性、项目经济性等多 个方面。 在能源基金会的支持下，中国循环经济协会可再生能源专业 委员会（CREIA）与世界资源研究所（WRI）、落基山研究所 （RMI）、气候组织（TCG）组成联合研究小组，围绕电力用户 绿电消费需求调研（TCG）、绿电市场机制及企业绿电采购的国际 案例（WRI & RMI）、中国电力市场的政策跟踪与商业模式研究 （CREIA）、企业绿色电力消费的路径（WRI & CREIA）四个议 题开展研究。本指导手册是后两个议题的研究产出。 本指导手册对现有政策下三类绿电消费的途径及适用条件进 行了梳理和比较分析，并结合国家推动绿色发展的战略规划和电力 体制改革的趋势，针对企业如何选择绿电产品以及如何参与绿电交 易提出建议，为有绿电消费需求的企业提供参考。 企业绿色电力消费的路径 目前国内已有的绿电消费途径主要包括企业自行或通过第三 方投资建设分布式可再生能源发电项目、直接采购绿色电力和采购 绿证三大方式。 2.1 自行或通过第三方投资建设分布式可再生能 源发电项目 按照国家相关政策规定 7 ，分布式可再生能源发电是指接入配 电网运行、发电量就近消纳的中小型可再生能源发电设施。分布式 可再生能源技术包括分布式光伏、分散式风电、小型生物质发电 等。分布式可再生能源发电位于电力消费场所或与之相邻，无需远 距离输送及升降压传输，可有效减少配电网系统用户侧的峰谷差， 提高输配电网络和变电网络的设备利用率，同时有利于改善用户侧 能源使用结构。 目前，在分布式可再生能源应用领域，分布式光伏项目技术 难度相对较低，投资规模相对较小，特别是在一系列鼓励和激励政 策的扶持下，已经具备了良好的开发和应用基础，成为应用最广泛 的分布式可再生能源发电形式 8 。本节以分布式光伏项目为例，对 项目开发的关键步骤进行梳理。 分布式光伏发电系统主要应用于屋顶电站，包括企业、自然 人、园区和公共建筑的屋顶光伏。企业利用建筑屋顶及附属场地建 设的分布式光伏发电项目，在项目备案时可选择“自用为主、余电 上网”或“全部自用”中的一种模式。项目开发流程如图1 所示。 计量电量时，对于“自发自用、余电上网”的模式，分布式 光伏发电项目并网点在电网用户电表的负载侧需使用两块电表：企业绿色电力消费指导手册 工作论文 | 2019年2月 | 5 进入运维阶段 1. 企业自投 2. 第三方投资 放弃 1. 自发自用，余电上网。光伏所发电力主要供用电企业使用，多余电量出售给电网企业 1. 自有屋顶且自发自用、余电上网：企业可免费使用绿色电 力，享受可再生能源补贴，上网电量可按照当地燃煤脱硫电 价售与电网企业 1. 自有屋顶且自发自用、余电上网：企业与投资方签订合同能 源管理协议，企业可按照市场电价的一定折扣购买和使用绿 色电力；余电上网部分的利益可协商分成 3. 租赁屋顶且自发自用、余电上网：企业可免费使用绿色电 力，享受补贴，上网电量可售与电网企业；企业向屋顶业主 支付屋顶租金 3. 租赁屋顶且自发自用、余电上网：企业、屋顶业主、投资方 分别签订合同能源管理协议、屋顶租赁协议等相关合同。企 业打折购买和使用绿色电力；屋顶业主收取租金；余电上网 部分的利益可协商分成 4. 租赁屋顶且全部自用：企业、屋顶业主、投资方分别签订合 同能源管理协议、屋顶租赁协议等相关合同。企业打折购买 和使用绿色电力；屋顶业主收取租金；投资方收取电费 4. 租赁屋顶且全部自用：企业可免费使用绿色电力，享受可再 生能源补贴；企业向屋顶业主支付屋顶租金 2. 自有屋顶且全部自用：企业可免费使用绿色电力，享受可再 生能源补贴 2. 自有屋顶且全部自用：企业与投资方签订合同能源管理协 议， 企业可按照市场电价的一定折扣购买和使用绿色电力 2. 全部自用。光伏项目所发电量全部由用电企业使用 确定投资模式 1. 企业自投资 2. 第三方投资 试运行 项目并网 签订《并网调 度协议》（高 压并网）和购 售电合同 项目建成后， 电网企业进行 验收 投资方或总包方进 行项目设计、采购 确定各参与方之间 利益关系 委托第三方设计单位 进行屋顶载荷计算 确定运营模式 若为第三方投资， 则投资方在当地注 册项目公司 不满足建设条件 载荷满足或加固 后满足建设条件 确定项目建设屋顶 （企业自有屋顶或 租用其他屋顶） 报当地电网申请新 电源接入并获取接 入意见函和接入系 统方案 图 1 | 分布式光伏发电项目的主要开发流程 报当地发展改革部 门备案申请材料并 获得备案文件6 | 单向电表记录分布式光伏设施的发电量，另一块双向电表测量余 电上网的电量，以及当光伏设施无法满足需求时用户消耗电网 的电量。用户自己消纳的光伏电量带来的收益体现在节省的电费 中，反送电网的电量以规定的上网电价计算。无论自用部分还是 上网部分均可享受国家及地方政府的补贴。 分布式光伏电费结算主要分为三个部分，一是根据项目所在 地的燃煤脱硫脱硝标杆电价计量的电费，二是财政部的分布式光伏 补贴 9 ，三是各地方政府对当地分布式光伏项目的补贴，这部分的 补贴强度、补贴年限及补贴流程根据各地的政策有所不同。 分布式光伏项目成本与一般项目建设运营成本因素基本一 致，可用以下基本公式作为参考（公式一）。 分布光伏项目收益主要包括自用电量节省的电费、售电电 费以及各级可再生能源补贴，可用如下基本公式作为参考（公式 二 ）。 以上分布式光伏发电项目的收益和成本公式均针对企业自行 投资建设的项目。第三方开发商投资建设的项目中，用电企业无 需承担项目成本，对应的项目收益仅有自用电量的电价优惠，余 电上网电费、国家补贴和地方补贴均归属于第三方开发商。对于 具体项目，其经济效益的测算需考虑到当地电费计价方式和用电 价格，以及企业的用电负荷情况。并且，光伏发电设备成本呈现 不断下降的趋势，以及国家补贴政策的不断调整，均对项目投资 回报产生影响。因此，建议用电企业在项目开发前期进行深入、 详细的调查和测算。 说明： • “自用电量”电费：分布式光伏发电项目所发电量的实际使用方节省的电费，或根据合同能源管理的约定，由用电企业结算给投资商“打折用电”所节省的电费。 • “余电上网”电费：分布式光伏发电项目向电网企业出售的电量，按照当地脱硫标杆电价结算（由电网公司支付）的电费。 • 国家补贴：按照国家政策规定，对符合条件的分布式光伏项目的度电补贴。 • 地方补贴：根据当地政策申请发放，具体情况根据地方财政补贴情况而异。 • 项目收益：收益分配具体按照项目各相关方签订的合同条款确定。 北京市某商场屋顶安装分布式光伏发电项目，采用“自发自用、余电上网”模式实现企业绿色电力消费。项目基本信息见表1： 项目首年发电量为12.32万kWh，按照首年衰减2%，10年衰减10%，25年衰减20%考虑，项目25年的生命周期中年平均发电量为10.93万 kWh。项目投资回收期预计在5年之内，项目生命周期的内部收益率约为21%。 来源：CREIA根据项目数据进行测算 案例 1 | 北京某商场的分布式光伏发电项目 设备成本 “自用电量”电费 人员成本 “余电上网”电费 安装成本 国家补贴 运维成本 = = + + + + + + + 地方补贴 其他成本 项目成本 项目收益 公式一： 公式二： 表 1 | 北京某商场的分布式光伏发电项目基本信息 信息项 数值 备注 项目规模 100kWp 系统效率 80% 初始投资 70万元 日用电量 2000kWh 发电小时数 1540.9小时 利用 Pvsyst计算，安装倾角为 25º 自发自用比例 88% 商场 9:30 营业前所发电量需并网 当地脱硫燃煤标杆电价 0.3598 元 /kWh 自用部分综合电价 1.03 元 /kWh 当地补贴 0.3 元 /kWh 补贴期限：第 1—5年 国家补贴 0.32 元 /kWh 补贴期限：第 1—20年 运维费用 20000 元 /年企业绿色电力消费指导手册 工作论文 | 2019年2月 | 7 场化交易试点工作，加快推进分布式能源的发展，提高其市场化 程度。同年12月，国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发 布《关于开展分布式发电市场化交易试点的补充通知》 18 ，对试点 组织及交易规则做出进一步说明。 在上述政策和市场背景下，绿电的直接交易成为企业电力消 费的又一选择。 需要指出的是，各省（区、市）电力交易机构制定的交易 规则不同且不断更新，绿电直接交易的执行首先取决于当地电力 交易机构是否已开展相关的交易品种和交易方式。通过具体的案 例，本节将对绿电的四种主要交易方式做进一步阐述。 2.2.1 双边协商 双边协商交易指购电主体（电力用户、售电企业）与售电主 体（发电企业）之间自主协商交易电量（电力）和电价，达成初 步意向后，经电力调度机构安全校核和相关方确认后形成交易结 果。双边协商是电力中长期交易的主要方式，也是我国2004年启 动电力用户与发电企业直接交易试点以来最常用的交易方式，过 去被称为“大用户直供” ， 基本在场外完成。目前电力交易机构负 责发布信息、收集意向协议、生成合同，以提高市场效率。 以山东省为例，图2 简要概括了山东省月度双边协商交易的 流程。其中，跨省跨区月度双边协商与省内月度双边协商的流程 相同，具备条件时二者可同时组织开展。此外，符合准入条件的 电力用户可以直接参与电力市场交易，也可以选择售电企业代理 交易。 除分布式光伏发电项目外，分散式风电项目也逐渐具备开发 和应用的潜力。2017年、2018年国家能源局相继发布了《关于 加快推进分散式接入风电项目建设有关要求的通知》 10 及《分散 式风电项目开发建设暂行管理办法》 11 。随着低风速资源利用技 术的不断提高，分散式风电项目可开发的范围也在不断扩大。在 具备一定风资源和设备安装条件的地区，分散式风电也值得有绿 电消费需求的企业关注。 另外，有一些用电企业选择在异地投资建设可再生能源发电 项目，主要为风电站和光伏电站。这种模式在一定程度上能够促进 可再生能源发电装机规模的增长，但实际上并不能直接贡献于用电 企业自身的绿电消费。 2.2 直接向发电企业采购绿色电力 中国于2002年启动电力体制改革，《国务院关于印发电力体 制改革方案的通知》明确，在具备条件的地区开展发电企业向较 高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作 12 。 2004年3 月，国家电力监管委员会、国家发展改革委发布《电力 用户向发电企业直接购电试点暂行办法》 13 ，明确参加试点的大用 户与发电企业自主协商购电价格与结算方法，大用户向发电企业 直接购电在全国范围内逐步推行。此后十年间，直接购电的范围 和交易规模不断扩大，许多省（区、市）组织开展了电力用户与 发电企业直接交易的试点。 2015年3 月，《 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》 （ 中发〔2015〕9 号）印发 14 ，新一轮电力体制改革 揭幕。输配电价核定、区域和省级电力交易机构的组建、售电市 场等方面的改革为电力直接交易的大范围展开奠定了基础。随后 发布的《关于有序放开发用电计划的实施意见》等配套文件也指 出，要逐步放大电力直接交易的比例，根据电压等级由高到低的 次序，逐步放开工商业用户用电，积极推进直接交易。 2016年底， 《 电力中长期交易基本规则（暂行） 》 发布 15 ，符 合准入条件的市场主体可以通过双边协商、集中竞价、挂牌交易 等方式，按年度、季度或月度进行省内电力直接交易、跨省跨区 交易、合同电量转让交易和辅助服务交易，为全国各地的电力中 长期交易制定了基本框架。 2018年7月，国家发展改革委、国家能源局印发《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》 16 ，要求2018年 放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户的发用电计划，全 电量参与交易，通过市场交易满足用电需求，并支持重点行业电 力用户与风电、太阳能发电等清洁能源开展市场化交易。 除了大型集中式的发电企业参与的市场化交易外，分布式发电 的市场化交易也在寻求突破。2017 年10月，国家发展改革委、国家 能源局发布《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》 17 ，遵 循中发〔2015〕9 号文件及其配套文件的要求，开展分布式发电市 2017年3月，国家能源局山东监管办公室修订了山东省电力 直接交易规则，允许售电企业代理电力用户参与交易，山东成为 国内首个允许售电企业参与跨省交易的市场。2018年一季度，北 京电力交易中心、山东电力交易中心等平台组织了锡盟—山东特 高压交流送山东电力直接交易，此次交易采取双边协商的方式并 分月开展。满足条件的京津唐、山西地区的发电企业与山东电力