四十年发用电计划管理制度改革与展望

四十年发用电计划管理制度改革

与电力市场建设的“艰辛探索”

随着我国电力工业的快速发展，在发用电计划管理制度逐步完善的过程中，电力市场化的举措越来越多。甚至业内提到发用电计划管理制度改革，就让人立刻联想起电力市场化。这是因为新旧经济制度之间存在不立不破的关系。电力系统的物理规律在发用电计划背景下和电力市场背景下完全相同，电力市场机制的性质是电力系统的经济制度，与发用电计划管理的性质完全相同，因此，发用电计划管理制度的改革方向就是走向电力市场机制。虽然中发9号文之前的历次电力市场化尝试遇到了这样或那样的困难，但是所有的尝试都推动了发用电计划管理制度的自我完善、自我改良，使其适应了当时电力工业发展阶段的需要。目前，发用电计划管理制度到了从量变到质变的阶段，电力市场机制已经开始在彻底代替传统的发用电计划管理制度。四十年来，不断的电力市场化政策尝试，不但为彻底代替发用电计划管理制度进行了充分的探索，并且已经对各种不可行的路径进行了验证。

一是单边电力市场试点证明单边的中长期交易不可行，用户应当承担价格波动和功率平衡责任。单边市场模式电网企业是唯一的购买者(用户)，这种模式的好处是将市场建设过程中的风险全部保留在了电力行业内部，即使有一定波折并不影响经济社会发展。例如东北区域市场的亏空并未对社会经济造成任何影响，一旦市场出现问题，即刻可以退回发用电计划管理的原有轨道。但是，单边中长期交易没有用户参与，价格信号无法传递到用户一侧，造成电网企业作为单一购买方，要么在供需宽松的情况下“大赢”，要么在供需紧张的情况下“大输”，用户感受不到批发价格的变化，无法实现价格引导用户的用电习惯的目的。单边市场模式自身抗风险能力差，难以自我循环，这也是原国家电监会在内蒙古建设多边市场过程中坚决直接引进用户的根本原因。

二是经济调度机制在发电多元化投资背景下，由于无法获知真正的成本而无法发挥作用。自我国上轮电改以华东区域市场为代表的现货市场建设停摆直至近期，仍有美国专家建议我国如电力现货市场建设尚有困难，可在不取消发电计划分配制度的情况下，先试行经济调度。这种观点听起来有理却谬之千里。电力系统经济调度是指在满足安全和电能质量的前提下，以最低的发电成本或燃料费用保证对用户可靠地供电的一种调度方法，曾经在美国建设集中式现货市场前使用(垂直一体化时代)。发用电计划管理变迁的第三阶段，我国进行的节能减排调度非常类似经济调度，因为扣除燃气，风(光)、水、核、煤的变动成本依次上升，燃煤机组之间能耗变化也与变动成本变化方向完全一致，因此节能减排调度试点可以说就是经济调度的一个内核相同的变种。节能减排调度之所以不能真正实施，除了经济补偿机制难以建立之外，核心原因是无法获知发电主体(火电)的真实燃料10消耗(变动成本)，即使可以通过投入巨资开发火电机组侧的能耗计量装置和技术，也没办法准确量化燃料在运输过程中的损失。同样道理，在发电投资主体多元化的今天，发电主体不会说出自己真实的能耗(用于发电排序)，自然也不会说出自己真实的成本，因此经济调度就成了“空中楼阁”，由电力调度机构或者其他主体进行评估更是“蠢不可及”，这违反了市场主体自负其责的根本出发点。显然，只有在现货市场中，由发电主体自己报价，才能实现由价格引导的经济调度。

三是电力市场化要代替的不仅仅是政府手中的年(月)度发电计划制定权，还包括电力调度手中的日调度计划自由裁量权。任何商品的买卖都是从现货开始，任何商品只有转化为现货才能够被使用，发挥商品的使用价值。无论用户通过中长期交易(如电力直接交易)买了什么产品，都会在中长期合同中约定，什么时间和地点，进行中长期合同的现货交割。例如，餐馆购买西红柿，无论合约签订多久、购买量有多大，都要约定每天或每隔几天某一时间要送多少货到餐馆，这种“定时定量”送货的行为就是西红柿中长期交易的现货交割，只有到了餐馆的西红柿现货才能被加工成各种菜肴。电力不能大规模存储和潮流在网络中分配按照物理规律的特性，使电力中长期合同覆盖电量的现货交割和没有电力中长期合同覆盖电量(电力现货交易量)的现货交割必须在电力调度的指挥下进行，因此日调度计划的市场化就是调度机构统一指挥进行现货交割的过程。在发用电计划管理体制下，发电企业将电网代理的全部用户视为“一个用户”，电力调度根据电力系统的需要组织发电企业进行计划机制下的“电力现货交割”，因此发电企业仅仅知道一年中自身会获得多少发电量计划，并不知道何时何地进行现货交割，而是由电力调度机构在满足安全约束的前提下“自由安排”交易双方的发用电行为。因此，计划模式下发电企业和用户通常从政府获得的不是电力商品，而是政府分配的“电力商品指标”(发用电计划管理的对象)。电力监管机构在发用电计划管理的第四阶段已经发现了这个问题，没有电力现货的多边电力直接交易仍然没有摆脱交易电力指标这个魔咒。例如，内蒙古多边交易在2015年已经放开用电量的50%以上，但是由于没有现货市场，日调度计划仍然无法放开，发电企业通过交易获得的电量仍以指标形式存在，没有现货交割环节，仍由电力调度机构安排生产，定价过程仍然违反电力发用功率实时平衡的物理规律，定价扭曲的可能很大。因此，用电力市场机制全面代替发用电计划管理机制，需要通过中长期交易代替政府分配的发用电计划，用电力现货市场代替调度机构日调度计划的自由裁量权。

中发9号文开启了电力市场机制全面代替传统发用电管理机制的新篇章，在过去四十年里电力市场化的所有尝试取得的经验，都应该得到应有的重视和尊重，毕竟忘记历史是一种背叛，承认历史，学习历史，才能在今后的电力市场建设道路上走的更稳更好。

发用电计划管理制度变革展望

建设电力市场机制，并非要求政府彻底放弃对发电计划和用电计划的发言权，也不是政府不能对电力市场进行宏观调控，取消政府对发电计划的监管也不符合中发9号文“三放开、三加强、一独立”中加强政府监管的要求。电力市场机制要求对发用电计划管理不能采用直接干预市场主体的经济利益和经济活动的方式，要通过建立规则、制度进行监管和调控。特别是，由电力市场机制代替发用电计划管理机制的工作，需要价格等多方面政策的配合才能完成。展望未来发用电计划管理制度的改革，需要在以下方面开展工作：

一是变优先发电计划为政府特许授权合同。政府分配的年(月)度计划在未来的电力市场中将被中长期交易机制替代，一方面用于直接交易的发电计划空间由中长期交易双方签订电力直接交易合同，按照电力现货市场规则进行实物或者财务责任交割;另一方面政府直接分配给发电企业的发电计划，由政府指定的售电企业(初期可为电网企业的售电公司)与发电企业签订购售电合同，性质为政府特许授权合同，或由政府定期告知交割功率曲线，或由一定规则在日前生成交割功率曲线，按照电力现货市场规则无差别进行实物或者财务责任交割。无论是电力直接交易合同，还是政府特许授权合同性质完全相同，执行过程中没有差别。

二是政府特许授权合同占电量的比例根据抑制市场力的需要设置。部分建设了现代电力市场体系的国家和地区保留了政府特许授权合同，主要原因是为了抑制某些容量占比较大发电企业的市场力，例如，新加坡市场运行至今，政府仍向容量占比较大的发电企业分配特许授权合同，以维持市场运行顺畅。由于我国大部分省份目前均有容量占比较大的发电企业，因此新加坡等市场的经验对我们非常有借鉴意义。通过硬性要求某些容量占比较大发电企业签订指定价格、指定数量的特许授权合同，锁定该部分企业一定的生产能力，降低其操纵市场价格(现货价格和中长期交易价格)的能力。需要重点关注的是政府特许授权合同占电量比例，是根据要抑制市场力企业的发电容量占比经计算得出，而非随意设置。

三是保证发用电计划同步放开、加快缩减，尽快结束双轨制。目前，发用电计划放开过程中，优先发电与优先购电的绝对量并不相等，发电计划、用电计划相互拖后腿，导致发用电计划放开的进程延迟。对于产业政策鼓励的可再生能源应逐步退出优先发电，通过定额补贴、差价合约等机制推动可再生能源进入市场，充分发挥可再生能源变动成本低的优点，利用现货市场机制充分消纳;对于优先用电，实际上是交叉补贴没有解决的暂时妥协之策，应该尽快核算交叉补贴，按照功能核定输配电价，尽快取消优先用电，毕竟市场的唯一原则对于买方就是同等条件“价高者得”。当然，这不是说对于弱势群体或无议价能力的用户立刻要暴露在波动的市场价格当中，如仍希望维持目前电价水平，可以通过向所有市场主体征交叉补贴费等方式，改“暗补”为“明补”。其他领域的改革经验已经证明，双轨制不是一个好的选择，因为双轨之间存在较大的套利空间，易引发大量的矛盾，并且会影响市场优化资源配置的效率。

四是加快电力现货市场和与之配套的电力中长期交易机制建设承接发用电计划的彻底放开。从四十年发用电计划管理机制的变迁历史来看，要想真正改变发用电计划制度，必须通过“电力现货+中长期交易”的现代电力市场体系承接“调度计划+年(月)度发电计划”，电力工业的基础性地位和对社会经济的重大影响，要求电力市场机制替代发用电计划管理制度的过程要遵循“不破不立、不立不破”并行的原则，即“同破同立”，电力市场建设要紧密结合发用电计划放开，两项工作统筹考虑，相互促进。

此外，电力市场机制代替发用电计划管理机制，作为电力系统运营的经济机制后，将改变了运营机制(发用电计划管理机制)只能被动落实项目核准制度的地位。电力市场机制可以清晰的看到电力的位置价格，不同价区的电价差可以准确测算输电项目的收益，为输电项目的核准提供准确的依据;电力现货市场的时序价格规律，可以对电源类型的选择提供依据，如果是短时尖峰价格升高，则应投产燃气机组等顶峰电源，如果是平均价格升高，则应投产基荷电源。量化而准确的数据输入(电力市场数据)可以大大提高规划的准确性，杜绝规划像“鬼话”的情况出现。电力市场机制不但本身可以优化资源配置，还可以提高规划阶段优化配置资源的能力，这是目前发用电计划管理机制无法做到的。

四十年沧海一粟，四十年来我国的发用电计划管理工作在满足经济社会发展需要的同时，不断自我改良、自我突破，许许多多的电力市场推动者本身就是发用电计划的管理者，胸襟气魄让人钦佩。当我们站在中国特色社会主义新的发展阶段，顺应新时代召唤，建立现代电力市场体系是国民经济发展对电力工业的新要求。击楫中流，方显英雄本色，数风流人物，还看今朝!

注1：以下简称发用电计划管理制度、项目核准制度、电价审批制度。

2：在电量平衡预测阶段由执行电力项目核准的部门测算提出。

3：含日前、日内、实时三个部分，下同。

4：“三电”工作由周恩来总理提出。

5：网局指当时的区域电管局，区域电管局负责省间统购(配)电量的分配工作，负责参与多省平衡的发电厂发电指标分配。

6：目前，现行规定为：在电力系统正常状况下，孤立电网容量为300万千瓦以下时，频率偏差不得超过0.5HZ，为300万千瓦以上时，频率偏差不得超过0.2HZ;在电力系统非正常状况下，频率偏差不得超过1.0HZ。

7：由于当时煤价较高，且高参数机组、低排放燃煤机组多为新投机组，财务负担较重，甚至综合成本要高于折旧已经完成的老旧机组，个别企业出现了多发多亏的现象，缺乏补偿老旧机组减发的价格空间。

8：特别是无法考虑煤炭运输损失。

9：具体名称历年版本略有不同。

10： 水电排序为水耗。

本文刊载于《中国电力企业管理》2018年09期