向“市场”转变：中国电力如何应对挑战？

放开发用电计划是市场化改革的关键一步。只有做足做好机制设计，不断完善中长期直接交易，全面构建由各专门电力市场组成的电力市场体系，才能切实推动电力管理手段由“计划”向“市场”的转变。

长期以来，我国电力行业管理手段以“计划”为主，电源、电价、电量均受到政府的严格管制。电源管制主要体现为项目核准，通过控制新增供给能力来满足电力需求的预期增长，试图实现并维持电力供需平衡。电价管制主要体现为政府直接制定上网标杆电价和销售目录电价，其中上网电价的制定基于不同发电技术项目核准所估算的设备利用小时数，销售电价则作为产业调控和普惠民生的重要手段。电量管制主要体现为政府通过发用电计划分配电量，为电源投资提供有保障的回报预期。电源管制、电价管制与电量管制环环相扣，封闭运行。

近年来，“电源—电价—电量”的“计划”闭环受到诸多挑战，运行艰难。首先是电力供给能力增长过快，究其原因，一方面是因为环保政策与减排压力推动清洁能源发电蓬勃发展，另一方面是因为上网电价下调滞后于燃料价格下降，刺激传统煤电逆势上扬。其次，新常态下经济增速放缓、结构调整导致电力需求疲软，电力供需呈现明显宽松态势，用户对降低销售电价的诉求日趋强烈。再次，电量的大盘子有限而分食者众多，造成火电设备利用小时数接连下降，弃水、弃风、弃光愈演愈烈，电源投资的预期收益无法得到有效保障。

如何应对这些挑战？唯有打破“计划”闭环，还原电力商品属性，推进市场化改革。中发[2015]9号文及其配套文件拉开了新一轮电力体制改革的序幕，提出“坚持社会主义市场经济改革方向”，“加快构建有效竞争的市场结构和市场体系”。近期发布的《关于有序放开发用电计划工作的通知（征求意见稿）》是对“电源—电价—电量”闭环管制的重大变革，是从“计划”到“市场”的关键一步。

　　怎样从“计划”走向“市场”

发用电计划是“电源—电价—电量”闭环管制的核心规则。简单地说，发用电计划是以受管制的电量电价为支撑，通过平均式的电量分配，为电源提供有保障的预期收益。具体来讲，发用电计划既包括电量的分配，也包括电力的调度。其中，电量分配由政府电力管理部门主导，用近似平均分配式的方法制定各发电机组的年度发用电量计划和年度分月发电量计划；之后电网企业对月度发电量计划进行滚动修订，严格保证各发电机组年度分配电量的完成。电力调度由电网公司调控中心主导，制定日发电计划和辅助服务计划，包括各发电机组的开停机计划、出力曲线和备用、调峰、调频等辅助服务，满足负荷波动，保障系统安全。电力调度的结果依然要保证分配电量的完成，由于上网电价受严格管制，各发电机组拥有明确的收入预期。

简单来讲，放开发用电计划的大致思路为通过竞争获得电量，由市场决定电价，提高电源投资与运营的自主权。征求意见稿所提举措可以概括为：

在电量上，“计划”与“市场”双轨并存，发电与用电同步放开

征求意见稿在电量放开上充分体现了“计划+市场”的双轨思路。一是将煤电机组发电量分为非市场化电量和市场化电量两部分，其中非市场化电量逐步过渡到优先购电、优先发电的刚性执行，市场化电量由发电企业与售电企业、用户直接交易确定，所占比重逐年提高。二是鼓励大型水电、核电按照“计划+市场”的方式签订中长期送受电协议。具体到“计划”，要求明确优先购电、优先发电的保障范围，确定优先购电、优先发电规模及跨省跨区优先送受电规模；具体到“市场”，要求主要输送煤电的跨省跨区送受电的电力电量逐步过渡到全部由各方自行协商确定。

关于发电侧放开，征求意见稿提出先后放开煤电、气电、可调节水电、核电、不可调节水电、风电及光伏参与市场交易，不断扩大参与市场交易的发电技术种类。关于用电侧放开，征求意见稿提出电力用户参与市场交易规模与发电机组放开容量相匹配。一是具备条件的地区扩大电力用户放开范围不受电压等级限制；二是中小用户可通过售电代理参与电力直接交易；三是售电公司可视同大用户与发电企业开展电力直接交易；四是新增大工业用户原则上通过签订电力直接交易合同保障供电，鼓励其他新增用户参与电力直接交易。

总体来看，放开发用电计划将彻底改变“计划”管制下电量的平均式分配，各发电机组必须通过市场竞争获得电量来谋求收益，有助于提高电力系统运行与发展的经济效率，实现电力资源的优化配置和高效利用。

　　在电价上，上网电价与目录电价适时取消，价格由市场竞争决定

在上网电价方面，征求意见稿提出除优先购电、优先发电对应电量外，发电企业其他上网电量价格主要由用户、售电主体与发电企业通过自主协商、市场竞价等方式确定，不再执行上网标杆电价。另外，在电力市场体系比较健全的前提下，全部放开上网电价。

在销售电价方面，征求意见稿提出随着电力直接交易用户的放开，适时取消相应类别用户的目录电价。220千伏电力用户已全部参与直接交易的，尽快取消220千伏用电目录电价；110千伏用户已全部参与的，尽快取消110千伏目录电价。另外，在电力市场体系比较健全的前提下，全部放开销售电价。

总体来看，放开发用电计划后，上网电价与销售电价将由市场机制决定，克服“计划”管制下电价固化不变、调整滞后的弊病，有助于向发用双方提供灵活高效的价格信号，充分激发市场活力，为电力服务创新和商业模式创新提供丰沃土壤。

在电源上，电量不分配、电价不固定、收益不保证，推动电源投资成为真正的市场行为

征求意见稿提出，要充分考虑市场消纳情况，加强对电源发展的规划指导，研究制定煤电项目招标工作机制。总体来看，放开发用电计划造成电量不分配、电价不固定，电源投资将无法拥有可预期、有保障的稳定回报，电源管制独木难支，“电源—电价—电量”的“计划”闭环将被打破。因需通过市场竞争获得收益，电源投资将转变为以经济效益为核心考量的市场行为，电源投资与运营的自主权有望提高。

　　如何走好这关键一步

放开发用电计划是新一轮电力体制改革的重要组成，是构建有效竞争的市场结构和市场体系的必由之路，是电力行业管理手段由“计划”向“市场”转变的关键一步。关于放开发用电计划，笔者提出三点建议。

深化对市场运行的理解，提前做好保障性机制设计

征求意见稿提出，对未纳入优先购电的电力用户，电力直接交易合同之外的用电量由电网企业按照政府定价保底供应，保底价格应高于市场平均价格。此项举措意在通过保底供应的高价杠杆，激励非优先购电电力用户的全部电量都参与到市场交易。需要注意的是，市场价格起伏波动，保底价格高于市场平均价格可以实现；但在某一时期难免出现保底供应价格低于市场价格的情况，需提前做好保障性机制设计，避免大量用户蓄意转向保底供电、电力直接交易合同无法履行。

　　采用灵活的市场化方式推动“计划”向“市场”转变

征求意见稿提出，非市场化电量利用小时数逐步过渡到完全落实优先发电、优先购电的刚性计划；通过设定基准小时数、逐年减小折算系数，加快缩减煤电机组非市场化电量。这些举措对“计划”和“市场”的范围进行明确界定，并提出“计划”向“市场”转变的推动措施。需要注意的是，优先发电、优先购电等计划行为主要是保障无议价能力用户用电和保障清洁能源发电、调节性电源发电，在全社会电量中的占比较小。随着市场交易规模的不断扩大，通过调整计划电量实现交易电量的保障执行和偏差调整将非常困难，应当采用中长期交易财务结算等市场化方式实现电力保障供给和清洁能源消纳。

　　以中长期交易为起点，全面构建电力市场体系

征求意见稿中的多项举措均以中长期协议（合同）为市场化交易的主要形式。在此基础上，征求意见稿提出要加强对电力用户参与市场意识的培育，帮助用户了解用电曲线；争取在两年内，实现110千伏以上大用户在参加电力直接交易时提供预计用电曲线。需要注意的是，在“计划”与“市场”双轨并存的背景下，如仍以双边交易模式为主，发用电曲线将变得非常重要。一是因为只有提供发用电曲线，才能更为合理地分摊实时平衡与辅助服务成本；二是因为只有提供发用电曲线，才能体现电力在时间维度上的价值，从而准确反映电力供需形势与系统运行状况。征求意见稿还提出，自愿认定的可再生能源调峰机组基准小时数限制可适当提高；鼓励新投产煤电机组自愿认定为可再生能源调峰机组。需要注意的是，可再生能源发电的大规模并网大幅增加了系统调峰和辅助服务需求，由特定机组提供并以计划方式补偿有失公平、效率有限，应当构建市场化运行的实时平衡市场和辅助服务市场，为市场参与者提供公平合理、透明高效的激励与回报。

总的来说，放开发用电计划是市场化改革的关键一步。只有做足做好机制设计，不断完善中长期直接交易，全面构建由各专门电力市场组成的电力市场体系，才能切实推动电力管理手段由“计划”向“市场”的转变。（本文刊载于《中国电力企业管理》2016年9期，作者单位为国网能源研究院，本文仅代表作者个人观点）