【综观】关于有序放开发用电计划的一些讨论

6)什么是优先发用电计划?

【优先用电计划】政府从保证民生等角度制订的对一些用户的优先用电计划。反映在两个方面。一个方面，具有优先购电权，在制订有序用电计划时列入优先保障系列，原则上不参与限电;另一方面，电价方面执行政府定价，市场初期不参与市场竞争。优先用电的范围主要包括一产用电，三产中的公共事业、公益性服务行业用电，以及居民用电等。

【优先发电计划】政府从支持新能源发展、能源供给安全、水库调度等方面确定的需要优先出售的电力电量。优先发电计划的制订除了考虑电力系统安全、环保等方面的要求，还受国家整体能源政策、社会民生等方面因素的影响。进入优先发电计划的电量可以政府定价或市场价。如果按市场价，相对非优先发电企业，同等情况下有优先出售的权利。

从上面看到，优先发电、优先用电中的优先都有两种表现形式：一种是政府定价，不参与市场，优先发电或用电;另一种是参与市场，但在同等情况下优先发电或用电。目前主要是第一种形式，即政府定价的形式。但根据其定义，并不排除优先发电、用电的相关市场成员进入市场。

7)什么是基数电量?

总计划电量确定后，扣除优先发电部分，剩余的计划电量分到非优先发电机组，就是基数电量。

2、有序放开发用电计划的相关规定

中发9号文是本文电力市场改革的纲领性文件。在9号文中，指出近期需要重点推进的7项电力体制改革任务，其中第4项即为：“推进发用电计划改革，更多发挥市场机制的作用”。具体内容包括有序缩减发用电计划、完善政府公益性调节性服务功能、进一步提升以需求侧管理为主的供需平衡保障水平。

在近期发改委、能源发布的《通知》给出了有序放开发用电计划的具体要求，要点如下。

1)各地要加快推进电力体制改革，逐步扩大市场化交易电量规模。

2)逐年减少既有燃煤发电企业计划电量。给出了2017年的计划电量上限，并要求2018年以后计划发电量配合用电量放开进展逐年减小。

3)新核准(9号文后核准的)发电机组原则上不再安排发电计划，不再执行政府定价，但签约交易电量不应超过当地年度燃煤机组发电小时数上限。

4)鼓励发电企业与售电企业、用户签订中长期合同，并在合同中约定价格调整机制，如燃煤发电企业的协议期限应与电煤中长期合同挂钩， 发售电价格建立与电煤价格联动的调整机制。

5)有序放开跨省跨区送售电计划。国家规划内的既有大型水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电，通过优先发电计划予以重点保障。优先发电计划电量不低于上年实际水平或多年平均水平。

6)认真执行优先发电计划。给出了省内消化的规划内风电、太阳能发电、核电、水电、热电联产等不同类型机组的优先发电量制订方法。

7)允许发用电计划指标有条件市场化转让。

8)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。

9)参与市场交易的电力用户不在执行目录电价。

10)采取切实措施落实优先发电、优先购电制度。

3、有序放开发用电计划的相关问题讨论

这里对与发用电计划放开有关的一些问题进行讨论。

1)中长期发电计划如何有序放开?

进行电力市场改革的最终目的是要提高资源配置的效率。前面讲过，资源配置效率主要反映在长期和短期两个角度。长期上，希望通过市场改革促进有效的投资，短期上，促进电力系统的经济运行。

目前我国的中长期交易以物理执行为主。通过放开发电计划，由于成本更低的机组在市场中一般更有竞争力，可以获得更多的市场份额，从而降低总体的发电成本。

但过快放开中长期的发电计划会导致很多问题。最主要的，在当前明显的供大于求的情况下，市场的激烈竞争使得集中交易中电厂的报价趋近短期边际成本，市场出清价低，影响发电企业的正常运行。实际上，目前一些地区已经出现了这些问题。政府、发电企业为了解决市场出清价过低的问题，给出了一些不同的应对策略：如在市场交易规则中对出清价进行限制、降低市场电量的供需比、发电企业之间建立联盟等。这些措施都在一定程度上损害了市场的效果。

这些行为受到了一些非议，但也是无可奈何之举：大多数发电企业是国有企业，政府不能让其破产;从电力系统长期发展、安全稳定的角度，一些成本高、竞争力差的机组并不一定需要淘汰;当前的电厂大多经过政府审批，投资是在市场前进行的，从政策连贯性、政府信用角度，也应该在一定程度上保证其回报。

另一方面，电力市场改革是我国能源革命，甚至整个经济体系改革的重要环节，不能因为这些问题的存在而影响改革的进程。

如何解决这些问题呢?

实际上，这些问题并不是我国独有的，大多数国家和地区在改革初期，都有类似的问题。对于在计划或管制体制下形成的一些资产，属于沉淀成本，需要有一些过渡的政策保证其投资的回收。具体来说，可以有以下方法：

① 建立容量市场，使得发电企业不发电也可以获得一部分收益。对于不同类型的发电机组也可以制订不同的容量价格。对于改革前投资的发电资产，可以根据其成本回收的需求确定容量价格。

② 签订长期合同。与发电企业签订长期的购电合同，具体合同的形式可以根据发电的类型有所不同，包括确定价格和确定电量的合同、确定价格不确定电量的合同(全额收购)、固定价格加激励收入等。为了减少这些合同对短期运行效率的影响，可以允许这些合同转让，即进行发电权转让。具体合同的形式可以参考加拿大安大略省电力市场，对水电、风光可再生发电、燃气发电等都设计了不同的合同类型。我国在第一轮电力市场改革中，与外资发电企业签订的差价合约，也是为了解决这种问题。

2)短期发电计划如何有序放开，如何与中长期发电计划配合?

短期发电计划涉及到实时的调度，影响其开放的主要是规则的制定、技术支持系统的建立等。通过现货市场的建立可以实现短期发电计划的优化。在中长期发电计划没有完全放开，甚至仅放开一小部分的情况下，只要允许发电权交易，建立短期的发电交易市场(现货市场)，就可以实现短期资源配置的优化。长期资源配置的优化主要通过对新建机组的引导实现。我国上一轮改革中，浙江电力市场的商业运行中，采取的是“差价合约，全电量竞价”的方式，虽然差价合约占70%以上，但只要是现货市场全电量竞价，就可以实现激烈的竞争和资源的优化。当时的供需也是供大于求，在某些时段甚至报出了负的价格。但由于大多数发电企业有70%以上的差价合约的收益保证，市场价格对其整体收益不会产生太大的影响。

3)发电计划是否要与用电计划同步放开?

现在很多省份的市场规则中要求，或试图使得发电计划的放开与用电计划的放开同步。实际上，发电计划与用电计划解决的是不同的问题，其放开的步伐也不一定非要同步。发电计划相当于政府与电厂签订的合同，用电计划相当于政府与负荷签订的合同。这两部分的数量和价格都不一定一样，实际上也很难保证一样。在市场设计中，将政府作为一个特殊的市场参与者就可以了，可以买电，也可以卖电，其盈亏通过一定的机制平衡，比如加拿大安大略省的方法：在电价上增加一个附加项。政府的买卖可以通过缺省供电商实现，现阶段就是电网公司。

4)当前的一些发用电计划放开方式存在的问题

当前发用电计划放开主要按以下思路：

① 发、用电计划放开同步。一种是首先确定发电放开的额度，然后按比例放开一定的负荷;另一种是先确定进入市场的用户的数量，然后根据市场用户的用电量确定发电放开的幅度。

② 要求逐年减小发电计划。为了尽快推进电力市场建设，要求逐年减小发电计划，并给出了具体的时间表。

现在这种模式会造成以下问题：一方面希望发电计划尽量多放开，以实现市场优化资源配置的效果，另一方面过快的放开又导致发电企业无法有效收回成本。为此，造成了很多政策制订时的两难，也造成了目前一些地区电力市场改革的困局。

5)发用电计划放开的一些建议

我国本文电力市场改革中，发用电计划的放开可以采用以下思路：

① 综合考虑各电厂的成本、环境影响、社会影响等因素，确定每年的发电量和发电计划，以差价合约的形式签订合同，并规定电量分解到具体每个调度时段的方法。

② 月度集中市场中进行全电量竞价。月度电量的分解按照市场规则约定的方式进行，如等比例进度、节能调度、预挂牌等。

③ 尽快建立现货市场。建立现货市场后，月度电量的分解可以根据现货市场的竞价结果进行。

④ 电网公司作为保底供电商代理政府与优先发电、优先用电市场成员签订合同，收支盈亏作为附加费(或收益)平均分摊到每度电。

总结

目前电力市场的建设已经到了一个重要的关口点，对一些关键的问题需要汇集各方的专家进行深入研讨。对有序开放发用电计划问题，需要认真思考，综合考虑多方因素确定合适的方法、路径。政府在电力市场改革过程中，应分清出资者、政策制定者、监管者等不同职责，按照市场规律设计相关的规则，促进电力市场的良性发展和电力的长期安全、经济、可靠供给。