四十年发用电计划管理制度改革与展望

2018年是改革开放四十周年，四十年来我国经济社会发展取得了举世瞩目的成就，我国电力工业由小到大、由弱到强，我国一跃成为世界上首屈一指的电力强国。在电力工业发展壮大的过程中，我国形成了具有中国特色的电力工业管理制度。其中，发用电计划管理(分配)、项目核准(审批)、电价审批(调整)制度1是长期以来电力工业计划管理体制的三大基础制度。项目核准制度保障发电容量能够满足经济社会发展的要求，实现中长期电量平衡;电价审批制度保障电力项目在基准利用小时数2基础上实现投资回报;发用电计划管理制度用以落实项目核准制度设想的电量平衡，以及电价审批制度设定的投资回报。可以说发用电计划管理制度是项目核准、电价审批制度落实的保障，是计划体制下电力系统运营(经济)制度的核心。伴随四十年的改革开放，我国电力管理体制进行了四十年的深化改革，发用电计划管理制度始终站在电力管理体制改革的舞台中心，其发展变化直接见证了我国电力供应能力由弱到强的各阶段特征，其间各种艰辛的市场化尝试体现了我国电力工业坚定不移走市场化道路的决心。在中发9号文启动新一轮电改后，特别是电力现货市场试点筹备工作开始后，发用电计划管理制度将以全新的内涵(市场监管的重要内容)，在未来的电力现货市场设计和监管中发挥遏制市场力、提升规划质量和准确性、实现政府对电力市场宏观调控职能的重要作用。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理” 作者：谷峰 潇雨）

四十年发用电计划管理制度变迁

发用电计划实际上是发电计划(发电侧)和用电计划(用电侧)的合并简称，发电计划包含年(月)度发电计划和日调度计划3两个环节。改革开放伊始至2015年中发9号文印发前，发用电计划管理制度变迁伴随电力供应形势的“两紧两松”明显分为四个阶段：

第一阶段(改革开放之初-90年代末期)，关键词：供应紧张、“三电”办、用电计划。

我国的改革开放始于拨乱反正、百废待兴的1978年，此时我国的电力工业总装机容量仅5712万千瓦，电力供应能力较弱。十一届三中全会召开后，我国经济开始复苏，但电力供应仍延续了长期以来严重供不应求的态势，至上世纪90年代末才得以缓解。在此期间“三电”办是发用电计划管理的主角，用电计划管理是发用电计划管理工作的核心。“三电”4工作是指“计划用电”、“节约用电”、“安全用电”，“三电”办公室是各级政府管理计划用电的组织形式，在同级经贸委领导下工作。机构设在电力部门(电业局、电管局、电力局)，主要任务是分配“用电指标”。由于电力部门“政企合一、厂网合一”，在长期供不应求的背景下，机组均能够充分发挥发电能力，因此即使1985年“多元投资”办电之后，经贸委系统对电力的计划管理仍仅限于关注用电计划，并未涉及发电计划分配，发电计划仍由电力部门自行管理。

由于当时缺电严重，据老同志回忆，改革开放初期部分省份用电即使处于“停四开三”状态，省内用电量仍然超过网局5规定。因此“三电”办的重点工作为分配指令性用电指标，对超指标用电企业采取拉闸限电的处理方式。华东电管局曾经做出规定，当因超指标用电导致周波下降至48赫兹，电力调度机构可以不经告知直接拉(用户)电，这是供应宽松的今天无法想象的6。

“三电”办的用电计划管理是“以产定销”的计划管理方式。但在具体实施过程中，“三电”办已经使用了部分经济手段进行用电计划管理，例如通过“议价电指标”和“平价电指标”调控需求，两种指标的单位电价通常相差0.1元以上，所以当时发电企业的超发电量是其电量结构中效益最高部分。某种意义上可以认为这是电力供应紧张环境下，对用电侧承受价格波动的一种试验。

在这个阶段，解决缺电问题是一切电力行业管理工作的核心。1985年5月，国务院批准国家经委等部门《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》(国发[1985]72号)。同年，华能国际电力开发公司、辽宁能源投资总公司、皖能投资公司成立。随后，全国各省(区、市)纷纷成立能源、电力、能交、信托等投资公司。多元投资办电推动发电装机和发电量增速提升，“六五”、“七五”、“八五”、“九五”期间全国发电装机容量年平均增速分别达到5.7%、9.6%、9.5%、8%，发电量年平均增速分别达到6.44%、8.63%、10.14%、6.33%。

第二阶段(政企分开-2002年)，关键词：供应平衡趋松、经贸委、发电计划、增供扩销。

上世纪九十年代末，我国发电装机容量经过改革开放20年的快速增长，全国大部分地区实现了电量供应平衡有余，部分地区电量供应呈宽松态势。1997年，国家电力公司成立，经过一年双轨制运行，1998年国家电力部撤销，电力行业管理职能划归国家经贸委，电力行业实现政企分开。在平衡趋松背景下，“三电”办、用电指标分配和议价电逐步淡出视野，增供扩销逐步成为电力行业的“热词”。当时增供扩销的主要内容有加快电网建设改造、废止限制用电的各种规定、免收新装增容用户供电工程贴费、实施一户一表改造、强化优质服务、鼓励用户错峰、缓收电费等，其核心目的就是推动“多用电”，消化当时富余的发电能力。尤其是在部分地区出现了“发供联动”的优惠电，即用户多用电可以价格优惠，期望以价格信号直接提振电力需求，这种优惠电的价格机制非常类似本轮改革“传导”方式进行的电力直接交易。

政企分开后，经贸委系统主管发用电计划，电力企业不再拥有制定发电计划的权力，这一时期发用电计划管理工作的重心集中在发电计划上。各省级经贸委逐步开始涉足发电计划的制定，国家经贸委着手建立年度发电量预期调控目标制度，成为经贸委系统主导发电计划管理的开端。由于当时处于政企分开初期，虽然职能上经贸委系统掌握了发电计划管理，但实际管理职能仍部分保留在各省电力公司，跨省发电计划职能保留在国家电力公司的区域电管局手中。因此，出现了非国家电力公司资产发电厂反映利用小时分配不公平的现象，为此国家经贸委于1999年印发《关于优化电力资源配置促进公开、公平调度的若干意见》，要求按照“公开、公平、公正”原则安排独立电厂利用小时和调度运行，该文件适应了发电投资多元化的大趋势，标志着“三公”调度的思想登上电力调度管理的历史舞台，“同类型同容量机组利用小时基本相当”的调度监管标准，至今还在不同程度上沿用。除了“三公”调度思想，经贸委系统第一次提出了发电计划分配向环保(具有脱硫脱硝设施)、低能耗机组倾斜，鼓励“以水代火”等差别电量计划分配的原则。在此期间，1999年国家在浙江、山东、上海、辽宁、吉林、黑龙江六省市开展了“厂网分开、竞价上网”试点，市场采用单边市场模式，均未引入用户。其中，浙江省成为全国迄今唯一运行过一段时期电力现货市场的省份。浙江省采用全电量竞价上网代替日调度计划，政府授权合同(年度中长期合同)代替年(月)度发电计划的市场模式，日计划调度首次由澳大利亚模式现货市场代替，后由于供应趋紧，单边市场电价上涨无法疏导，第一次以省为范围的单边市场尝试中断。

第三阶段(2002年-2008年)，关键词：供应再次趋紧、原电监会、单边区域电力市场、发电计划。

2002年，厂网分开之后，按照国家推动发用电计划管理市场化的要求，原国家电监会分别在东北区域试点发电侧单边竞价确定年度(月度)发电计划(电量交易)、在华东区域试点发电侧单边竞价确定日调度计划(电力交易)。由于2002年以后，我国经济出现了跨越式增长，电力供应再次趋于紧张，部分地区再次出现较为严重的硬缺电，电力市场试点地区电价上涨压力巨大。由于单边区域市场模式缺乏电价向用户的传导机制，2006年初，东北区域市场年度竞价亏空34.36亿，随即东北区域市场转入总结阶段至今。华东区域市场完成现货市场的试调电之后，于2007年召开总结会，虽然没有宣布停止，但实际工作进入全面暂停状态。第一次区域单边电力市场全面代替发电计划管理的尝试没有取得成功。但是，国家打破发电计划管理的决心没有变化。

区域市场试点工作刚刚暂停，国家就开始推行按照能耗高低和碳排放多寡安排年(月)度发电计划和日调度计划的尝试，即2007年开展的“节能减排调度”试点，试图通过“节能减排调度”代替发电计划分配制度。试点地区为河南、四川、江苏、广东、贵州，要求电力调度机构按照风(光)、水、核、气、煤、油的顺序调度机组发电，煤电机组按照能耗由低到高进行调度。由于发电企业核定电价不能发生变化，只能由发电企业之间相互进行经济补偿(根据发电利用小时升降情况)，各方对于补偿力度意见难于统一7，并且同类型机组能耗8和排放水平难于通过测量计算实现实时的数值化，“节能减排调度”工作试行一段时间后，“差别发电量计划”的概念得到普及，各地政府普遍开始考虑能源消耗多寡和排放大小分配发电计划，但是改变日调度计划形成方式的努力没有取得突破。

在此期间，原国家电监会还在第二阶段“发供联动”工作经验基础上，尝试了“电力大用户直接交易”试点。实质上是发电企业通过向用户转移部分利润获得额外发电指标的探索。虽然这个阶段供应趋紧，发电企业已经无法享受第一阶段曾经出现过的“议价电”待遇，超发电量电价往往低于计划内电量电价，这也侧面证明了第三阶段的供需紧张程度远远低于第一阶段。

除了对年(月)度发电计划的市场化尝试外，国家发改委和原国家电监会还对非电量交易(发电量转让)的市场化进行了尝试和推广。国家发改委推广的是发电计划指标的转让，被行业内称为“替代发电”，原国家电监会提出的是发电合同(按发电计划指标签订的合同)电量转让，被行业内称为“发电权交易”，国网覆盖区域推进较快。虽然各地叫法不同，但是都起到了发电企业之间优化发电计划、规避经营风险的作用。特别是“十一五”期间关停的小火电依靠出售三年的发电指标(发电合同)，平稳退出电力运营，为节能减排政策顺利实施做出了贡献。

在区域市场建设和节能减排调度试点遭遇困难的同时，各地经济运行部门逐步切实掌握了发用电计划管理职能，只不过用电计划管理工作的重点仅为制定迎峰度夏期间的错峰拉路序位表，发电计划管理是各地经济运行部门的工作重点，通常以电力平衡年度预案方式进行。电力监管机构在推动市场化尝试的同时，务实的选择了维护良好市场秩序作为监管工作重点，并未因为电力市场化要取代发电计划管理而采用“先破后立”的做法。在实际工作中要求电网企业按照各地经济运行部门下达的发电计划(发电指标)签订厂网购售电合同，作为大市场概念的监管工作起点，并明确通过《年度电力调度交易与市场秩序监管报告9》提出要求，日调度计划累计完成各地经济运行部门年度发电计划的偏差需控制在正负3%以内，并对各省各电厂年度发电计划(合同)完成率的标准平方差进行披露和监管。电力监管机构对于以西北某省为代表，部分地方政府经济运行部门没有做实发电计划管理工作(任由电网企业分配年度发电计划)的情况，进行了多次协调，为建立厂网之间平等的经济关系做出了巨大努力。

第四阶段(2009年-2014年)，关键词：供应再次平衡趋松、地方经济运行部门、大用户直接交易。

2009年，全球性的金融危机对我国经济发展造成较大困难，特别是对成本结构中电力占比较大的高耗能用户，更是经营压力巨大。以有色金属工业为代表的高耗能用户迫切希望降低用电成本。同时，我国电力供应能力经过“十五”“十一五”初期高速发展，2009年初我国发电装机已经达到8亿千瓦时，供需紧张局面大大缓解，除个别时段个别地区仍有高峰限电外，总体供应形势平衡趋松。为拉动地方经济发展，地方经济运行部门对于电力大用户直接交易态度越来越积极，开始放松发电计划管制，划出部分比例年(月)度发电计划，改由电力大用户直接交易方式形成该部分发电计划。原国家电监会抓住机会，开始大范围推进电力大用户直接交易工作，并于2013年取消了电力大用户直接交易工作试点审批程序，推动电力大用户直接交易向常态化发展。

2009年，原国家电监会、国家发改委、原国家能源局三部委联合印发《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》(电监市场[2009]20号文)，提出了较为完善市场准入条件、试点内容、计量结算等交易规定。同年，原国家电监会单独印发了《电力用户与发电企业直接交易试点基本规则(试行)》(电监市场〔2009〕50号)，对电力大用户直接交易进一步明确了交易的可操作性规定。各地积极响应国家文件要求。特别是内蒙古自治区，地方经济运行部门和原华北电监局同心协力建立了内蒙古多边交易制度。内蒙古电力多边市场2010年启动，采用双边交易和集中竞价(统一出清)两种交易方式，大规模引入电力用户直接参与交易，中间经历了三起两停，建立了内蒙古电力中长期交易机制(与今天各地按照9号文建立的电力用户直接交易机制非常类似)，成为中发9号文制定过程中，中长期交易机制的参考样本，为建国以来的年(月)度发电计划管理方式向电力市场交易过渡摸索了经验。通过电力直接交易，年(月)度发电计划指标的获取开始具有交易特征。同期，原国家电监会推动了辅助服务的商品化，在国内第一次提出了发电侧辅助服务的明确概念，按照“可计量、可监管、可交易”的时序设计了建设路径，在全国范围内建立了发电环节的辅助服务补偿机制。目前国内基于补偿机制的发电侧辅助服务市场试点，均是基于当时路径设计中“可交易”阶段的初级模式。

中发9号文印发后，发用电计划放开成为各地政府部门和监管机构的共识，但是放开发用电计划(特别是放开日调度计划)的路径仍在摸索过程中。各地建立了优先发购电制度，扣除优先发购电，其他年(月)度电量指标均用于电力直接交易。经过一段时间的实践，各地经济运行部门放开的发用电计划与日调度计划执行的矛盾逐渐突出，各方认识到除了用中长期交易机制代替政府手中的年(月)度发电计划制定权，还要通过电力现货市场改变日调度计划形成方式，让电力真正从发电指标还原为电力商品。2017年，国家发改委、国家 能源局发文，选择浙江等8个省作为电力现货市场试点省份，真正开始尝试通过建立“现货发现价格，中长期交易避险”的现代电力市场体系，彻底代替我国执行近70年的发用电计划管理制度。

回顾四十年发用电计划管理制度的变迁，我们能够清晰的发现历次变革都在针对当时阶段的主要矛盾，问题导向一直是发用电计划管理制度改革的指导思想。同时，还会发现，发用电计划管理制度的变迁过程中，一直伴随着电力市场化的各种尝试，即使在第一阶段计划经济意识较强时期，也有通过价格机制调节用电计划的尝试。