聚焦 | 我国发用电计划改革迈出关键一步

长期以来，发用电计划作为年度电力电量平衡方案，有力保障了电力供需平衡、电网安全稳定运行，特别是在电力供应紧张时期发挥了重要作用。然而，随着我国电力供需形势变化，计划模式下的电力生产管理已经不能完全适应供求关系变化和市场化改革的新要求。推进发用电计划改革是新一轮电力体制改革的重点任务之一，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。2019年，国家发展改革委正式下发《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》（简称通知，发改运行〔2019〕1105号），要求除居民、农业、重要公用事业和公益性服务等行业电力用户以及电力生产供应所必需的厂用电和线损之外，经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开，我国发用电计划改革迈出关键一步。

（来源：中国电力企业管理 ID：zgdlqygl 作者：张路红）

推进发用电计划改革

是我国新一轮电力体制改革的重点任务

《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）（简称“9号文”）提出，推进发用电计划改革，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。为配合9号文的实施，国家发展改革委于2015年11月底公布了六个配套文件，其中，《关于有序放开用电计划的实施意见》进一步明确了发用电计划改革的总体思路，提出建立优先购电、发电制度，并要求切实保障电力电量平衡、积极推进直接交易、有序放开发用电计划、因地制宜组织实施。为进一步贯彻9号文精神，落实配套文件相关要求，2017年3月，国家发展改革委、国家能源局下发《关于有序放开发用电计划的通知》，明确提出放开多类发用电计划。2018年7月，国家发展改革委、国家能源局又相继印发《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》，放开煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户发用电计划，通过先行先试为全面放开发电用计划作准备（见表）。

我国经营性发用电计划全面放开

2019年，随着电力市场化改革继续深化，发用电计划改革步伐加快，全面放开经营性发用电计划提上日程。国家发展改革委政策研究室主任兼委新闻发言人袁达在4月18日召开的新闻发布会上明确表示“为进一步提高电力交易市场化程度，我们将会同有关部门，研究推进全面放开经营性发用电计划有关工作。”国家发展改革委、工业和信息化部、财政部、人民银行四部门在5月7日联合发布的《关于做好2019年降成本重点工作的通知》中明确要求“提高电力交易市场化程度。深化电力市场化改革，放开所有经营性行业发用电计划，鼓励售电公司代理中小用户参与电力市场化交易，鼓励清洁能源参与交易。”

总体来看，《通知》就全面放开经营性电力用户发用电计划、支持中小用户参与市场化交易、健全全面放开经营性发用电计划后的价格形成机制、切实做好公益性用电的供应保障工作、切实做好规划内清洁电源的发电保障工作及加强电力直接交易的履约监管进行了部署。具体来看：

首先，《通知》对发用电计划扩大范围进行明确。根据《通知》，经营性电力用户的发用电计划原则上全部放开。其中，经营性电力用户中，不符合国家产业政策的电力用户暂不参与市场化交易，产品和工艺属于《产业结构调整指导目录》中淘汰类和限制类的电力用户严格执行现有差别电价政策；符合阶梯电价政策的企业用户在市场化电价的基础上继续执行阶梯电价政策；拥有燃煤自备电厂的企业按照国家有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任，按约定向电网企业支付系统备用费，取得电力业务许可证，达到能效、环保要求，成为合格市场主体后，有序推进其自发自用以外电量按交易规则参与交易；对回收利用工业生产过程中产生可利用的热能、压差以及余气等建设相应规模的余热、余压、余气自备电厂，继续实施减免系统备用费和政策性交叉补贴等相关支持政策。

其次，《通知》支持中小用户参与市场化交易，并对经营性电力用户全面放开参与市场化交易的主要形式进行明确。《通知》指出，经营性电力用户全面放开参与市场化交易主要形式可以包括直接参与、由售电公司代理参与、其他各地根据实际情况研究明确的市场化方式等。《通知》要求各地抓紧研究并合理制定中小用户参与市场化交易的方式，中小用户可根据自身实际自主选择，也可以放弃选择权，保持现有的购电方式；并要求各地结合本地区电力供需形势，针对全面放开经营性电力用户发用电计划设定一段时间的过渡期。另外，《通知》指出，针对选择参与市场化交易但无法与发电企业达成交易意向的中小用户，过渡期内执行原有购电方式，过渡期后执行其他市场化购电方式；退出市场化交易或未选择参与市场化交易的中小用户，在再次直接参与或通过代理方式参与市场化交易前，由电网企业承担保底供电责任。

再次，《通知》对全面放开经营性发用电计划后的价格形成机制进行明确。《通知》指出，全面放开经营性发用电计划后的价格形成机制，按照价格主管部门的有关政策执行；对于已按市场化交易规则执行的电量，价格仍按照市场化规则形成；鼓励电力用户和发电企业自主协商签订合同时，以灵活可浮动的形式确定具体价格，价格浮动方式由双方事先约定。

最后，《通知》对清洁电源的发电保障进行专门安排。《通知》提出，研究推进保障优先发电政策执行，重点考虑核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源的保障性收购。核电机组发电量纳入优先发电计划，按照优先发电优先购电计划管理有关工作要求做好保障消纳工作。水电在消纳条件较好地区，根据来水情况，兼顾资源条件、历史均值和综合利用等要求，安排优先发电计划；在消纳受限地区，以近年发电量为基础，根据市场空间安排保量保价的优先发电计划，保量保价之外的优先发电量通过市场化方式确定价格。风电、太阳能发电等新能源，在国家未核定最低保障收购年利用小时数的地区按照资源条件全额安排优先发电计划；在国家核定最低保障收购年利用小时数的地区，结合当地供需形势合理安排优先发电计划，在国家核定最低保障收购年利用小时数内电量保量保价收购基础上，鼓励超过最低保障收购年利用小时数的电量通过参与市场化交易方式竞争上网。

经营性发用电计划全面放开的影响

经营性电力用户发用电计划全面放开，是对新电改9号文“三放开、一独立”的积极落实，反映出市场化改革的整体方向，不仅使得参与电力市场的主体增多，交易电量大幅增加，同时有利于激发市场活跃度，倒逼国内电力市场的形成和完善，并将对电力行业不同环节的市场主体产生不同的影响。

一方面，《通知》的出台将进一步提升市场化交易电量比例。国家发展改革委发布的数据显示，2019年上半年，全国完成电力市场化交易电量达1.1万亿千瓦时，同比增长29.3%，占全社会用电量的32.4%，占经营性行业用电量的58.3%。另外，国家能源局发布的数据显示，2019年上半年，全社会用电量累计33980亿千瓦时，其中，第一产业、第二产业、第三产业和城乡居民生活用电量分别为345亿千瓦时、23091亿千瓦时、5552亿千瓦时、4993亿千瓦时，占全社会用电量的比重分别为1.0%、68.0%、16.3%和14.7%。随着经营性发用电计划的全面放开，市场化交易电量将进一步提升。相关数据显示，经营性行业发用电计划的放开在2019年带来2000～3000亿千瓦时市场化交易增量，2019年全国市场化交易电量约为2.6～2.8万亿千瓦时，市场化比例提升至50%～60%。

另一方面，经营性电力发用电计划全面放开对电力行业不同环节的市场主体带来不同的影响。对电网企业而言，《通知》涉及放开的电力用户主要为电价较高的一般工商业用户，放开后电网不再享受这部分用户的购销差价，因此，在电网依然需要保障居民与公益性用电供应及规划内清洁电源消纳情况下，放开经营性行业发用电计划将导致电网企业利润下降。对发电企业而言，《通知》针对清洁能源电源类型、发电区域而进行的保障工作安排，有利于进一步降低新能源项目的消纳风险，降低弃水、弃风、弃光现象，促进新能源产业的发展。对用电企业而言，新电改推进以来，受制于准入条件等因素，中小用户电力市场化参与程度较低。《通知》明确强调“积极支持中小用户由售电公司代理参加市场化交易”，且中小用户参与方式灵活，在降成本背景下，中小用户用电有望成为市场化交易的重要增量，并将有效分享改革红利。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年02期，作者供职于国务院发展研究中心信息网