向“市场”转变：中国电力如何应对挑战？

放开发用电计划是市场化改革的关键一步。只有做足做好机制设计，不断完善中长期直接交易，全面构建由各专门电力市场组成的电力市场体系，才能切实推动电力管理手段由“计划”向“市场”的转变。

　　长期以来，我国电力行业管理手段以“计划”为主，电源、电价、电量均受到政府的严格管制。电源管制主要体现为项目核准，通过控制新增供给能力来满足电力需求的预期增长，试图实现并维持电力供需平衡。电价管制主要体现为政府直接制定上网标杆电价和销售目录电价，其中上网电价的制定基于不同发电技术项目核准所估算的设备利用小时数，销售电价则作为产业调控和普惠民生的重要手段。电量管制主要体现为政府通过发用电计划分配电量，为电源投资提供有保障的回报预期。电源管制、电价管制与电量管制环环相扣，封闭运行。

　　近年来，“电源—电价—电量”的“计划”闭环受到诸多挑战，运行艰难。首先是电力供给能力增长过快，究其原因，一方面是因为环保政策与减排压力推动清洁能源发电蓬勃发展，另一方面是因为上网电价下调滞后于燃料价格下降，刺激传统煤电逆势上扬。其次，新常态下经济增速放缓、结构调整导致电力需求疲软，电力供需呈现明显宽松态势，用户对降低销售电价的诉求日趋强烈。再次，电量的大盘子有限而分食者众多，造成火电设备利用小时数接连下降，弃水、弃风、弃光愈演愈烈，电源投资的预期收益无法得到有效保障。

　　如何应对这些挑战？唯有打破“计划”闭环，还原电力商品属性，推进市场化改革。中发[2015]9号文及其配套文件拉开了新一轮电力体制改革的序幕，提出“坚持社会主义市场经济改革方向”，“加快构建有效竞争的市场结构和市场体系”。近期发布的《关于有序放开发用电计划工作的通知（征求意见稿）》是对“电源—电价—电量”闭环管制的重大变革，是从“计划”到“市场”的关键一步。

　　怎样从“计划”走向“市场”

　　发用电计划是“电源—电价—电量”闭环管制的核心规则。简单地说，发用电计划是以受管制的电量电价为支撑，通过平均式的电量分配，为电源提供有保障的预期收益。具体来讲，发用电计划既包括电量的分配，也包括电力的调度。其中，电量分配由政府电力管理部门主导，用近似平均分配式的方法制定各发电机组的年度发用电量计划和年度分月发电量计划；之后电网企业对月度发电量计划进行滚动修订，严格保证各发电机组年度分配电量的完成。电力调度由电网公司调控中心主导，制定日发电计划和辅助服务计划，包括各发电机组的开停机计划、出力曲线和备用、调峰、调频等辅助服务，满足负荷波动，保障系统安全。电力调度的结果依然要保证分配电量的完成，由于上网电价受严格管制，各发电机组拥有明确的收入预期。

　　简单来讲，放开发用电计划的大致思路为通过竞争获得电量，由市场决定电价，提高电源投资与运营的自主权。征求意见稿所提举措可以概括为

　　在电量上，“计划”与“市场”双轨并存，发电与用电同步放开

　　征求意见稿在电量放开上充分体现了“计划+市场”的双轨思路。一是将煤电机组发电量分为非市场化电量和市场化电量两部分，其中非市场化电量逐步过渡到优先购电、优先发电的刚性执行，市场化电量由发电企业与售电企业、用户直接交易确定，所占比重逐年提高。二是鼓励大型水电、核电按照“计划+市场”的方式签订中长期送受电协议。具体到“计划”，要求明确优先购电、优先发电的保障范围，确定优先购电、优先发电规模及跨省跨区优先送受电规模；具体到“市场”，要求主要输送煤电的跨省跨区送受电的电力电量逐步过渡到全部由各方自行协商确定。

　　关于发电侧放开，征求意见稿提出先后放开煤电、气电、可调节水电、核电、不可调节水电、风电及光伏参与市场交易，不断扩大参与市场交易的发电技术种类。关于用电侧放开，征求意见稿提出电力用户参与市场交易规模与发电机组放开容量相匹配。一是具备条件的地区扩大电力用户放开范围不受电压等级限制；二是中小用户可通过售电代理参与电力直接交易；三是售电公司可视同大用户与发电企业开展电力直接交易；四是新增大工业用户原则上通过签订电力直接交易合同保障供电，鼓励其他新增用户参与电力直接交易。

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