放开发用电计划：电力市场化改革开启加速模式

化交易规模、建立现代电力市场秩序的基础条件和必要前提。中发9号文件发布以来，我国电力市场化交易规模实现突破性增长。2016年，全国包括省内直接交易在内的市场化交易电量突破1万亿千瓦时，占全社会用电量19%。

其中，省内直接交易电量接近8000亿千瓦时，同比增长85%，为电力用户释放了大量改革红利。

为稳妥有序推进发用电计划放开，不断扩大市场化交易规模，进一步释放改革红利，2017年3月29日，国家发展改革委和国家能源局联合印发《关于有序放开发用电计划的通知》(以下简称《通知》)。《通知》对于贯彻中发9号文件精神、落实电力体制改革配套文件要求、促进电力行业供给侧结构性改革将发挥重要的推动作用。

《通知》对十个方面的事项做出了安排，主要涵盖三方面实质性内容：

一是在缩减计划电量、扩大市场化交易电量上，重点体现“四个有序”;

二是在落实优先发电制度上，重点实现“五个明确”;

三是在落实优先购电制度的基础上，重点实现“三个引导”。

上述三方面的政策机制设计，注重运用有机联系、整体设计的系统思维，也体现了“有序过渡”、“差别对待”和“规范引导”的政策制定理念。

一

在缩减计划电量、扩大市场化交易电量的系列政策设计上重点体现“四个有序”。

实现电力电量平衡从以计划手段为主到以市场手段为主的平稳过渡，是新一轮电力体制改革明确的方向。为实现过渡过程平稳有序，《通知》进一步明确以下事项：

一是设定年度燃煤机组发电小时数最高上限体现“有序”。

《通知》明确，签订的发购电协议(合同)只要不超过当地省域年度燃煤机组发电小时数最高上限，由电网企业保障执行。主要考虑是，通过设置最高上限，在一定程度上可避免出现一些燃煤发电企业发电利用小时数过高，而另一些燃煤发电企业利用小时数过低造成经营困难的问题。这种政策设计重视在市场效率发挥过程中，兼顾市场主体的生存权益，具有鲜明的过渡时期特征，也是改革“底线思维”的具体应用。

二是燃煤发电企业计划电量逐年缩减体现“有序”。

《通知》提出，2017年火电计划电量在上年火电计划利用小时数的基础上缩减至少20%的原则，也提出2018年以后计划发电量比例要配合用电量放开逐年减少的原则。笔者预计，到“十三五”末，除保留必要的公益性、调节性发电计划外，煤电发电计划将全部放开。

三是新核准发电机组不再安排发电计划体现“有序”。

与此前公开征求意见的版本不同，正式印发的《通知》明确，中发9号文件颁布(2015年3月15日)后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划。

近年来，受经济发展进入新常态、用电增速放缓等因素影响，煤电利用小时数持续下降，电力产能过剩风险日趋显现。然而，2016年，煤电项目依然惯性投产，煤电装机增长近4300万千瓦。与此同时，还有一些发电企业仍存在盲目投资的冲动，一些地方仍将新建煤电项目视为拉动投资的重要手段。

此次《通知》明确对新核准的煤电机组不安排发电计划，可望有效抑制地方政府和发电企业的投资冲动，引导发电企业在落实市场消纳空间的基础上作出合理的投资决策，因此，此举是通过市场化手段实现煤电去产能的重要举措，具有重大意义。

四是跨省跨区送售电计划放开体现“有序”。

对于跨省跨区送受电，《通知》分为既有清洁能源发电机组、既有煤电机组、新核准清洁能源发电机组、新核准煤电发电机组四大类，分别制定放开措施。

① 既有跨省跨区清洁能源发电机组，实行“保量议价”，通过优先发电计划重点“保量”，避免因放开发用电计划导致符合国家战略的跨省跨区清洁能源消纳困难，价格则由送受双方平等协商或市场化交易确定，并鼓励通过转化为中长期合同的方式落实。计划电量以外的增送部分“量”和“价”都不保，参与受端市场化竞价;

② 既有跨省跨区煤电机组，视同受电地区机组同步推进市场化，体现了对送受双方煤电机组的公平性。但对历史形成统一分配电量的煤电机组，发电计划放开比例为受电地区的一半，说明送电地区发电计划放开的速度还是比受电地区要慢。笔者认为，政策制定部门应该是考虑到现有煤电基地外送是国家“西电东送”战略的一部分，已建成的送电通道利用率也不宜过低，从而采取的过渡性措施，体现了“有序放开”的原则;

③ 新核准的跨省跨区清洁能源发电机组市场化形成价格部分应逐步扩大，意味着在清洁能源补贴越来越困难的情况下，国家将把清洁能源逐步推向市场，倒逼清洁能源企业降低成本，提升价格竞争力;

④ 与既有的煤电机组类似，新核准的跨省跨区煤电机组发电计划放开比例是受电地区一半，同样属于考虑“有序放开”原则的过渡性措施。

二

在落实优先发电制度上，重点体现了“五个明确”

《通知》按照差异化原则，进一步明确了落实优先发电制度的具体举措，主要包括：

一是明确了优先发电计划电量的范围和确定原则。

《通知》进一步明确，规划内风电、太阳能发电、核电机组，水电机组、热电联产机组的优先发电计划电量分别根据机组的技术经济特性，按照差异化原则确定。

二是明确了优先发电计划电量的价格形成方式。

优先发电计划电量的价格既可以执行政府定价，也可通过市场化方式形成，二者比例根据电源特性和供需形势等因素确定。

三是明确了对落实保障性收购政策存在困难地区的具体要求。

一要商请国家发展改革委、国际能源局同意;二要研究制定确保可再生能源发电保障小时数逐年增加的解决措施。

四是明确优先发电计划指标转让的实现方式。

首先，优先发电计划指标转让须满足三个条件：属于市场化方式确定价格的计划电量;不能实现签约;指标只能转让给其他优先发电机组。其次，转让可在本地进行，也可跨省跨区开展。最后，对于无法转让的，由电网企业购买，价格参考本地同类型机组购电价格，产生的盈余计入本地输配电价平衡账户。

五是明确了可再生能源发电机组合规性核查机制。

由地方主管部门会同能源局派出机构开展核查，主要核查符合规划情况和符合国家规定程序的情况。经查确定为违规机组的，不允许并网运行，并要纳入行业信用监管黑名单。

三

在落实优先购电制度的基础上，重点体现“三个引导”

一是引导购电主体加快参与市场交易。

一方面，《通知》要求各地要加快放开无议价能力用户以外的购电主体参与市场交易，具备条件的地区可扩大电力用户放开范围，不受电压等级限制;另一方面，一旦参与直接交易，应全电量参与交易，政府不再下达用电计划。

二是引导电力用户积极参与市场交易。

首先，新增大工业用户应通过签订电力直接交易协议保障供电，鼓励其他新增用户参与电力直接交易;其次，提出要加强培育电力用户参与市场的意识，争取两年内实现直接交易双方发用电曲线实时对应。第三，参与市场交易电力用户不再执行目录电价;最后，通过保底价格机制倒逼用户积极参与市场，即已参加市场交易用户又退出的，保底价格在电力用户缴纳输配电价的基础上，按照政府核定的居民电价的1.2-2倍执行。

三是引导售电公司灵活参与市场交易。

一方面，售电公司可视同大用户与发电企业开展电力直接交易;另一方面售电公司可代理中小用户参与直接交易。这就为2017年进一步加快售电侧改革，充分发挥售电公司这一新兴市场主体的作用奠定了政策基础。

笔者相信，随着《通知》的印发，本轮电力市场改革将开启加速模式。伴随发用电计划的不断缩减，市场化交易规模势必进一步扩大，打破市场壁垒、建立竞争充分、开放有序、健康发展的电力市场体系已呈不可逆转之势，电力体制改革降低企业成本、优化资源配置的改革红利将进一步释放，市场化终将成为推动电力生产和消费革命的决定性力量。