全方位解读《有序放开发用电计划》

现阶段电力市场改革的核心是建立合理、透明的电力交易机制和价格机制，辅之以公平、有效的能源补贴设计和严格的成本监管。“有序放开”计划电量是改革的关键性环节。

新电改迈出关键一步发用电计划放开新政出台

“中发9号文”发布2周年之际，新一轮电改终于迎来一份久拖未决的核心文件的出台。4月10日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行〔2017〕294号），对有序放开发用电计划工作有关事项做出了具体安排。标志着发用电计划放开迎来实质性进展。

《通知》明确，各地要加快推进电改，逐步扩大市场化交易电量规模，自文件下发之日起，尽快组织发电企业特别是燃煤发电企业与售电企业、用户及电网企业签订三方发购电协议（合同）。签订的发购电协议（合同）由电力交易机构根据相关规定汇总和确认，电力调度机构进行安全校核，燃煤发电企业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。其中，各地年度燃煤机组发电小时数的最高上限，要综合考虑可再生能源消纳、电网安全、公平竞争和行业健康发展等情况统筹测算，由调度机构商省级政府相关部门确定，并报国家发展改革委和国家能源局备案。

在煤电方面，《通知》要求逐年减少既有煤电企业计划电量。2017年，在优先支持已实行市场交易电量的基础上，其他煤电机组安排计划电量不高于上年火电计划小时的80%，属于节能环保机组及自行签订发购电协议（合同）超出上年火电计划利用小时数50%的企业，比例可适当上调，但不超过85%。2018年以后计划发电量比例，配合用电量放开进展逐年减小。对“中发9号文”颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，不再执行政府定价，投产后一律纳入市场化交易和由市场形成价格，但签约交易电量亦不应超过当地年度燃煤机组发电小时数最高上限。

在优先发电计划制定方面，《通知》明确，省（区、市）内消纳的规划内风电、太阳能发电、核电等机组在保障性收购小时以内的电量，水电兼顾资源等条件、历史均值和综合利用要求的优先发电量，热电联产机组供热期以热定电的发电量，以及调峰调频电量，由省级政府相关部门按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》要求，依据国家制定的相关办法，确定为优先发电计划，由电网企业保障执行。优先发电计划可以执行政府定价，也可通过市场化方式形成价格，根据电源特性和供需形势等因素确定比例。落实可再生能源保障性收购政策确实存在困难的地区，商国家发展改革委、国家能源局同意后，研究制定合理的解决措施，确保可再生能源发电保障小时数逐年增加，直至达到国家制定的保障性收购年利用小时数标准。跨省跨区送受电的优先发电计划在受电地区优先消纳。允许优先发电计划指标有条件市场化转让。

在用电方面，《通知》提出，要在保障无议价能力用户正常用电基础上引导其他购电主体参与市场交易。其中，优先购电计划执行政府定价，由电网公司予以保障。同时，《通知》要求加强对电力用户参与市场意识的培育，大力发展电能服务产业，帮助用户了解用电曲线，提高市场化意识。争取在两年内，初步实现电力直接交易双方发用电曲线实时对应。另外，对于参与市场交易的电力用户，《通知》明确，将不再执行目录电价。具体来讲，除优先购电、优先发电对应的电量外，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。电力市场体系比较健全时，全部放开上网电价和公益性电量以外的销售电价。

此外，《通知》还就价格调整机制、跨省跨区送受电计划、政策具体落实等方面做出了具体要求。

短评

电改岂能重拾“大锅饭”

《关于有序放开发用电计划的通知》本是电力市场化的“破冰”之政，有着破除计划、鼓励竞争的明确意图和方向，给予了行业诸多市场化的美好愿景，但《通知》中煤电发用小时数“最高上限”暴露出的计划经济气息之浓重，令人扼腕，也把行业打回了现实。

《通知》中首条内容就是要求各地自文件下发之日起，尽快组织发电企业“特别是”燃煤发电企业与售电企业、用户及电网企业签订三方发购电协议。但随后就给煤电带上了“紧箍”，要求燃煤发电企业不超过当地省域年度燃煤机组发电小时数最高上限。

优胜劣汰是市场竞争规律。效率高、排放少的机组通过竞争获得更高的利用小时数是再自然不过的事情，但“最高上限”却让这些机组“本领大”的优秀机组束手束脚，只能“憋”着劲儿，无法充分发挥机组的竞争优势。这让“高端、优秀产能”大打折扣，却给了落后机组更多“机会”。前者高出上限的市场份额，只能强行被后者分食。这种结果“平均却不公平”。

电改就是要“放开两头”，发挥竞争的作用，但“最高上限”与竞争南辕北辙。方向不对，越努力离目标越远。《通知》有诸多规定可圈可点，亟需推广落实，但“最高上限”这种违背基本经济规律的错误应及时改正。（中国能源报讯 记者贾科华）

有序放开用电计划是电改关键性保障

《关于有序放开发用电计划的通知》（下称《通知》）是中国电力改革的关键性文件。中国用电计划是使生产发展速度与电力供应能力相适应的主要手段之一，也是能源管理的重要组成部分。长期以来，用电计划一直是政府管理电力的基本手段。电力市场改革目标是最终全部放开上网电价和销售电价，因此需不断扩大参与直接交易的电量规模。但由于电力的特殊性，改革需要有序进行，做到风险可控。

对于中国电力市场改革而言，最关键的两个市场基本要素是电量和电价。由于历史原因，电力市场的关键要素掌握在政府手里，如上网电价、终端电价、计划电量。有序放开计划电量，除可增加电力交易的活跃度，在制度上约定“有序放开”计划电量，也是电力市场改革的关键保障。在电力改革过程中，政府如何“有序放开”计划电量，以及政府对电价市场化的容许度和约束，都是关键性问题。为确保改革顺利进行，政府需要对电力改革的一些根本性问题进行系统性的制度约束，如“有序放开”交易电量的具体比例和时间表，市场电价波动极限和容忍度。

首先，目前电力改革主要由地方政府牵头推进，其可能更倾向从地方自身利益、本地供需情况出发，希望把较低的电价转移到当地实体经济当中去。目前发电企业中40%多是央企，对地方而言，电力降价的好处显而易见，可以使利益从中央往地方流动。在电力供应过剩，电价下降的情况下，地方政府可能认为市场电力交易量越大越好。不过一旦电力供给紧张，或者煤价再大幅度上涨，地方政府是否还会积极支持电力市场改革，会不会倒过来为市场化改革设置各种各样的障碍？因此，需要由中央进行有效的顶层设计，通知就是以政策约束保障电力市场的可持续性，提高稳定积极的改革预期。

其次，《通知》提出逐年减少既有燃煤发电企业计划电量，2017年计划电量不高于上年火电计划小时的80%，属于节能环保机组及自行签订发购电协议（合同）超出上年火电计划利用小时数50%的企业，比例可适当上调，但也不超过85%。在目前电力供应过剩、煤电机组平均利用小时数逐年消减、去年煤价成本增长接近60%的情况下，2017年的电量放开意味着发电企业的利润将进一步缩水，如果今年煤价不降，燃煤电厂大幅度亏损在所难免。在中国，如何兼顾燃煤电厂的盈利，也是电力市场可持续的另一个重要方面。长期以来，中国煤电上下游形成的尖锐矛盾基本上可归因为价格机制问题，目前以年度为周期的煤电联动机制，缺乏敏感性和透明度。若煤电联动机制能够进一步完善，放开用电计划的改革力度应该还能继续加大。

但是《通知》对于2017年以后的放开电量进度表述则较为模糊，缺少量化指标。只是提出了配合用电量放开进展逐年减少上年度计划利用小时数，这将留下较大的回旋余地，可能会减弱市场改革的积极性。因此，需要通过一个敏感和透明的煤电联动机制，来保障能够“有序放开”计划电量。

第三，新核准的煤电机组原则上不再安排发电计划，不再执行终端定价，投产后纳入市场化交易和由市场形成价格，因此新投产的煤电机组将承受更多的经营压力。相较于目前直接要求停建、缓建的行政命令，这一规定通过市场化的手段抑制燃煤电厂的投资积极性，同时也让各方对电力市场化进程和电力体制改革形成好的预期。

电力体制改革是为了提高效率。当电力需求增长很快的时候，满足电力需求增长是首要任务，效率是次要的。中国经济发展的新常态导致电力需求增长放缓，电力供应相关行业（煤炭和电力）产能大幅度过剩。而一旦电力需求放缓成为常态，将凸显提高效率的重要性，而提高效率除了技术进步，还需要电力市场化改革。

对于中国来说，电力改革的好时机应该有两个特征：一是电力需求增长比较慢，电力供需宽松；二是电力价格下行或稳定。尽管有改革共识，但是顺利推进是有条件的，主要障碍之一是电价价格上涨对社会经济的影响和公众的接受程度。近年来电力供需状况和供应格局产生的变化十分有利于电力改革，但是由于电力需求变动的周期性，以及中国人均电力消费还将持续增长，这个时间窗口难以持续很长，因此现阶段电力改革的时机不能错过。

对政府而言，推进电改争议之处为改革的迫切性（改革的程度和速度），对改革时机和改革成果的把握，以及改革的执行力。电力改革的基本原则是改变政府以往参与电力运行的方式，从直接定价和计划电量参与，改变为通过财税和补贴影响价格，以满足社会发展目标，通过电力改革和机制设计来实现公平和效率的平衡。基于这个原则，现阶段电力市场改革的核心是建立合理、透明的电力交易机制和价格机制，辅之以公平、有效的能源补贴设计和严格的成本监管。“有序放开”计划电量是改革的关键性环节。

（作者林伯强系厦门大学中国能源政策研究院院长）