有序放开发用电计划 同步推进电力市场体系建设

　　导语

　　计划模式下的电力生产管理已经不能完全适应我国电力供求关系变化和市场化改革的新要求。在电力市场体系比较健全的前提下，应考虑全部放开上网电价和销售电价。

　　在《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》发布后，2015年底又相继出台了6个电改配套文件。配套文件涉及的重点任务之一是有序放开发用电计划，更多发挥市场机制的作用，逐步建立竞争有序、保障有力的电力运行机制。

　　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。

　　有序放开发用电计划，离不开电力市场体系建设的同步推进。要不断扩大参与直接交易的市场主体范围和电量规模，逐步建立市场化的跨省跨区电力交易机制，最终建立符合国情的电力市场体系。在电力市场体系比较健全的前提下，应考虑全部放开上网电价和销售电价。改革从不是一蹴而就的，有序放开、逐步过渡，保障改革过程中的风险可控，对于电力工业尤为重要。

　　▼计划模式的弊端与放开

　　计划模式下的电力生产管理制约了市场发挥资源优化配置的作用，无法形成正确的价格信号以体现不同时段和不同区域的电力供求状况，不能充分引导电源优化建设布局以及用户资源投入。

　　另一方面，计划模式下的电力生产管理也对发电企业节能减排的激励作用有限，其经营效益主要由年度发电计划决定，企业之间利用小时数差异较小，缺乏降低成本、提高机组效率、节能环保的主观能动性。此外，一定程度的行政干预也不容忽视。结合本地区经济利益和社会稳定等因素，政府部门对发电计划制定存在不同程度的影响，也间接导致跨省区送电发展缓慢。

　　在此背景下出台的《关于有序放开用电计划的实施意见》强调了“有序放开、平稳过渡”。其主要特点体现在以下几个方面：

　　（1）发挥市场在配置资源中的决定性作用。放开发用电计划，意味着电厂的发电量、上网电价将通过市场竞争来决定，同时用户的用电量和销售电价也由市场形成，其与电价改革、售电侧放开、大用户直接交易等紧密相关。反过来看，如果没有形成完整的电力市场体系，缺乏市场交易机制、电价形成机制、售电侧放开的支撑，市场配置资源的决定性作用无从发挥，发用电计划放开也将无法实施。

　　（2）过渡期施行计划与市场手段并存的“双轨制”。即通过直接交易实现市场定价以及维持现状的政府定价情形同时并存。通过保留一部分公益性、调节性的发用电计划，保障优先购电与优先发电，这部分不参与市场竞争，仍然维持政府定价；再将剩余的发用电计划通过直接交易、电力市场等方式释放出来的，交给市场进行配置。进一步强调了放开计划“试点先行、稳步推进”的有序性，逐步放大直接交易的比例，建立、规范和完善直接交易机制，在此基础上积累经验、完善规则，进而向全国范围推广。

　　（3）为无议价能力用户的用电提供保障。目前，我国居民、农业和重要公用事业(2179.317,-8.87, -0.41%)和公益性服务等的用电价格相对较低，这一部分如果完全放开，用电价格有可能显著提升，进而影响社会稳定与居民生活。《意见》明确，一产用电、三产中的重要公用事业、公益服务行业用电，以及居民生活用电优先购电，这体现了电力普遍服务的基本属性，为无议价能力用户的用电提供了重要保障。

　　（4）促进清洁低碳能源发展，推进节能减排。一方面，在保障优先发电方面，纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电优先发电，落实可再生能源发电保障性收购制度；同时，在加强电力外送和消纳中明确提出，跨省跨区送受电中原则上应明确可再生能源发电量的比例。《意见》为明确可再生能源在电力市场中的发电优先顺序提供了政策保障。

　　▼放开发用电计划对市场的影响

　　放开发用电计划将对地方政府、发电企业、电力用户以及电网企业等利益相关方产生影响。

　　对地方政府的影响，体现在政府调控能力减弱。今后地方政府仅制定公益性与调节性发用电计划，其余均通过省内外市场竞价，过去政府安排发电计划的调控能力受限。此外，可能会对地方经济利益和减排带来一定影响。随着市场化逐步扩大，跨省跨区电力交易规模送受端省份平均发电利用小时数将发生较大变化，进而影响送受端发电企业经营绩效、地方政府税收和减排指标。

　　电力市场化改革新形势，对地方政府全面统筹电网和电源发展规划，保障网源协调发展提出了更高的要求。同时，地方政府需要组织做好电力市场分析预测，保障公益性用电和调节性发用电计划得到落实。

　　对发电企业的影响，体现在发电企业经营发展模式与市场份额的变化。今后，发电侧的市场竞争程度将不断加剧，将促使发电企业不断提高市场竞争力，加快发电环节节能减排改造，淘汰落后产能，提升运行效率；同时，对于发电企业遵循市场规律，制定投资和生产经营策略也将产生积极影响。

　　此外，当前发电企业的市场份额也将面临调整，推进其重新布局，拥有较多低成本电厂的发电企业将获得较好的效益回报。对于生产成本较高的火电厂，预计其市场份额与利润将受到负面冲击。

　　对电力用户的影响，体现在保障公益性用电的基础上，扩大了用户选择权。对于公益性服务业行业以及居民生活用电需求，执行国家定价，不受发用电计划放开的影响，保障了电力基本公共服务供给。其他用户则可参与市场竞价，从自身利益最大化的视角出发，在市场中选择发电商或售电公司进行交易，也可选择电网公司做保底服务。当然，在更加市场化的情形下，需要用户提高风险防范与履约意识。一旦选择市场，用户需承担相关的市场风险，如果无法履约将面临合同约定的赔付和责任。

　　对电网企业的影响较大，放开发用电计划后电网调节资源减少、市场主体间利益协调复杂、市场化的交易机制有待完善，均增加了保障电网安全稳定运行的复杂性和难度，对调度机构的控制手段、调峰调频和紧急事故处理能力等提出了更高要求。主要体现在以下方面：

　　一是对保障电力电量平衡和电网安全稳定运行带来较大挑战。放开发用电计划后，交易结果的多变性和不确定性，增加了电网企业调度机构安全校核的复杂性，加上调度可支配的调节资源减少、调节裕度降低，以及自备电厂参与市场，都将对电网安全稳定运行带来较大挑战。

　　二是根据市场变化，适时进行计划调整难度加大。在过渡期放开部分发电容量进入市场，形成市场电和计划电并存的局面。尽管电网企业在计划电量滚动调整方面积累了丰富的经验，但随着市场化规模扩大，计划电量除对自身偏差调整外，还需要为市场电量偏差进行调整，增加了制定发电计划和月度计划滚动调整的难度。

　　三是电网企业生产经营模式将产生较大变化。电网企业对发电厂和用户的管理和服务模式将由计划方式转为按市场规则方式，电网投资建设、生产、运行、营销等各个环节均需按照市场化要求进行调整。例如，若电网输变电设备非计划停运或不能按期复役，均有可能造成市场交易合同无法按计划执行，电网企业可能面临赔偿风险。

　　四是对电网规划和投资策略将产生深远影响。放开发用电计划后，电源将遵循市场规律建设，不确定性加强；此外，可再生能源要求全额保障性收购，发电企业可能更多的建设可再生能源电厂，对电网企业网源协调规划提出更高要求。潮流将根据市场重新分布，可能形成新的阻塞或产生当前输电通道利用不足的情况，要求根据市场资源配置结果进行规划与投资策略的再调整与优化。（作者简介：栾昊，博士，国网能源研究院经济师，研究领域包括企业运营管理、能源经济等；张凡，博士，国网能源研究院工程师，研究领域包括电力市场、企业战略等）