長期以來，我國電力行業管理手段以“計劃”為主，電源、電價、電量均受到政府的嚴格管制。電源管制主要體現為項目核準，通過控制新增供給能力來滿足電力需求的預期增長，試圖實現并維持電力供需平衡。電價管制主要體現為政府直接制定上網標桿電價和銷售目錄電價，其中上網電價的制定基于不同發電技術項目核準所估算的設備利用小時數，銷售電價則作為產業調控和普惠民生的重要手段。電量管制主要體現為政府通過發用電計劃分配電量，為電源投資提供有保障的回報預期。電源管制、電價管制與電量管制環環相扣，封閉運行。
近年來，“電源—電價—電量”的“計劃”閉環受到諸多挑戰，運行艱難。首先是電力供給能力增長過快，究其原因，一方面是因為環保政策與減排壓力推動清潔能源發電蓬勃發展，另一方面是因為上網電價下調滯后于燃料價格下降，刺激傳統煤電逆勢上揚。其次，新常態下經濟增速放緩、結構調整導致電力需求疲軟，電力供需呈現明顯寬松態勢，用戶對降低銷售電價的訴求日趨強烈。再次，電量的大盤子有限而分食者眾多，造成火電設備利用小時數接連下降，棄水、棄風、棄光愈演愈烈，電源投資的預期收益無法得到有效保障。
如何應對這些挑戰？唯有打破“計劃”閉環，還原電力商品屬性，推進市場化改革。中發[2015]9號文及其配套文件拉開了新一輪電力體制改革的序幕，提出“堅持社會主義市場經濟改革方向”，“加快構建有效競爭的市場結構和市場體系”。近期發布的《關于有序放開發用電計劃工作的通知（征求意見稿）》是對“電源—電價—電量”閉環管制的重大變革，是從“計劃”到“市場”的關鍵一步。
怎樣從“計劃”走向“市場”
發用電計劃是“電源—電價—電量”閉環管制的核心規則。簡單地說，發用電計劃是以受管制的電量電價為支撐，通過平均式的電量分配，為電源提供有保障的預期收益。具體來講，發用電計劃既包括電量的分配，也包括電力的調度。其中，電量分配由政府電力管理部門主導，用近似平均分配式的方法制定各發電機組的年度發用電量計劃和年度分月發電量計劃；之后電網企業對月度發電量計劃進行滾動修訂，嚴格保證各發電機組年度分配電量的完成。電力調度由電網公司調控中心主導，制定日發電計劃和輔助服務計劃，包括各發電機組的開停機計劃、出力曲線和備用、調峰、調頻等輔助服務，滿足負荷波動，保障系統安全。電力調度的結果依然要保證分配電量的完成，由于上網電價受嚴格管制，各發電機組擁有明確的收入預期。
簡單來講，放開發用電計劃的大致思路為通過競爭獲得電量，由市場決定電價，提高電源投資與運營的自主權。征求意見稿所提舉措可以概括為：
在電量上，“計劃”與“市場”雙軌并存，發電與用電同步放開
征求意見稿在電量放開上充分體現了“計劃+市場”的雙軌思路。一是將煤電機組發電量分為非市場化電量和市場化電量兩部分，其中非市場化電量逐步過渡到優先購電、優先發電的剛性執行，市場化電量由發電企業與售電企業、用戶直接交易確定，所占比重逐年提高。二是鼓勵大型水電、核電按照“計劃+市場”的方式簽訂中長期送受電協議。具體到“計劃”，要求明確優先購電、優先發電的保障范圍，確定優先購電、優先發電規模及跨省跨區優先送受電規模；具體到“市場”，要求主要輸送煤電的跨省跨區送受電的電力電量逐步過渡到全部由各方自行協商確定。
關于發電側放開，征求意見稿提出先后放開煤電、氣電、可調節水電、核電、不可調節水電、風電及光伏參與市場交易，不斷擴大參與市場交易的發電技術種類。關于用電側放開，征求意見稿提出電力用戶參與市場交易規模與發電機組放開容量相匹配。一是具備條件的地區擴大電力用戶放開范圍不受電壓等級限制；二是中小用戶可通過售電代理參與電力直接交易；三是售電公司可視同大用戶與發電企業開展電力直接交易；四是新增大工業用戶原則上通過簽訂電力直接交易合同保障供電，鼓勵其他新增用戶參與電力直接交易。總體來看，放開發用電計劃將徹底改變“計劃”管制下電量的平均式分配，各發電機組必須通過市場競爭獲得電量來謀求收益，有助于提高電力系統運行與發展的經濟效率，實現電力資源的優化配置和高效利用。
在電價上，上網電價與目錄電價適時取消，價格由市場競爭決定
在上網電價方面，征求意見稿提出除優先購電、優先發電對應電量外，發電企業其他上網電量價格主要由用戶、售電主體與發電企業通過自主協商、市場競價等方式確定，不再執行上網標桿電價。另外，在電力市場體系比較健全的前提下，全部放開上網電價。
在銷售電價方面，征求意見稿提出隨著電力直接交易用戶的放開，適時取消相應類別用戶的目錄電價。220千伏電力用戶已全部參與直接交易的，盡快取消220千伏用電目錄電價；110千伏用戶已全部參與的，盡快取消110千伏目錄電價。另外，在電力市場體系比較健全的前提下，全部放開銷售電價。
總體來看，放開發用電計劃后，上網電價與銷售電價將由市場機制決定，克服“計劃”管制下電價固化不變、調整滯后的弊病，有助于向發用雙方提供靈活高效的價格信號，充分激發市場活力，為電力服務創新和商業模式創新提供豐沃土壤。
在電源上，電量不分配、電價不固定、收益不保證，推動電源投資成為真正的市場行為
征求意見稿提出，要充分考慮市場消納情況，加強對電源發展的規劃指導，研究制定煤電項目招標工作機制。總體來看，放開發用電計劃造成電量不分配、電價不固定，電源投資將無法擁有可預期、有保障的穩定回報，電源管制獨木難支，“電源—電價—電量”的“計劃”閉環將被打破。因需通過市場競爭獲得收益，電源投資將轉變為以經濟效益為核心考量的市場行為，電源投資與運營的自主權有望提高。
如何走好這關鍵一步
放開發用電計劃是新一輪電力體制改革的重要組成，是構建有效競爭的市場結構和市場體系的必由之路，是電力行業管理手段由“計劃”向“市場”轉變的關鍵一步。關于放開發用電計劃，筆者提出三點建議。
深化對市場運行的理解，提前做好保障性機制設計
征求意見稿提出，對未納入優先購電的電力用戶，電力直接交易合同之外的用電量由電網企業按照政府定價保底供應，保底價格應高于市場平均價格。此項舉措意在通過保底供應的高價杠桿，激勵非優先購電電力用戶的全部電量都參與到市場交易。需要注意的是，市場價格起伏波動，保底價格高于市場平均價格可以實現；但在某一時期難免出現保底供應價格低于市場價格的情況，需提前做好保障性機制設計，避免大量用戶蓄意轉向保底供電、電力直接交易合同無法履行。
采用靈活的市場化方式推動“計劃”向“市場”轉變
征求意見稿提出，非市場化電量利用小時數逐步過渡到完全落實優先發電、優先購電的剛性計劃；通過設定基準小時數、逐年減小折算系數，加快縮減煤電機組非市場化電量。這些舉措對“計劃”和“市場”的范圍進行明確界定，并提出“計劃”向“市場”轉變的推動措施。需要注意的是，優先發電、優先購電等計劃行為主要是保障無議價能力用戶用電和保障清潔能源發電、調節性電源發電，在全社會電量中的占比較小。隨著市場交易規模的不斷擴大，通過調整計劃電量實現交易電量的保障執行和偏差調整將非常困難，應當采用中長期交易財務結算等市場化方式實現電力保障供給和清潔能源消納。
以中長期交易為起點，全面構建電力市場體系
征求意見稿中的多項舉措均以中長期協議（合同）為市場化交易的主要形式。在此基礎上，征求意見稿提出要加強對電力用戶參與市場意識的培育，幫助用戶了解用電曲線；爭取在兩年內，實現110千伏以上大用戶在參加電力直接交易時提供預計用電曲線。需要注意的是，在“計劃”與“市場”雙軌并存的背景下，如仍以雙邊交易模式為主，發用電曲線將變得非常重要。一是因為只有提供發用電曲線，才能更為合理地分攤實時平衡與輔助服務成本；二是因為只有提供發用電曲線，才能體現電力在時間維度上的價值，從而準確反映電力供需形勢與系統運行狀況。征求意見稿還提出，自愿認定的可再生能源調峰機組基準小時數限制可適當提高；鼓勵新投產煤電機組自愿認定為可再生能源調峰機組。需要注意的是，可再生能源發電的大規模并網大幅增加了系統調峰和輔助服務需求，由特定機組提供并以計劃方式補償有失公平、效率有限，應當構建市場化運行的實時平衡市場和輔助服務市場，為市場參與者提供公平合理、透明高效的激勵與回報。
總的來說，放開發用電計劃是市場化改革的關鍵一步。只有做足做好機制設計，不斷完善中長期直接交易，全面構建由各專門電力市場組成的電力市場體系，才能切實推動電力管理手段由“計劃”向“市場”的轉變。 來源：OFweek智能電網
