中国储能网讯：现阶段电力市场改革的核心是建立合理、透明的电力交易机制和价格机制，辅之以公平、有效的能源补贴设计和严格的成本监管。“有序放开”计划电量是改革的关键性环节。

本报讯 记者贾科华报道：“中发9号文”发布2周年之际，新一轮电改终于迎来一份久拖未决的核心文件的出台。4月10日，国家发改委、国家能源局联合发布《关于有序放开发用电计划的通知》（发改运行〔2017〕294号），对有序放开发用电计划工作有关事项做出了具体安排。标志着发用电计划放开迎来实质性进展。

《通知》明确，各地要加快推进电改，逐步扩大市场化交易电量规模，自文件下发之日起，尽快组织发电企业特别是燃煤发电企业与售电企业、用户及电网企业签订三方发购电协议（合同）。签订的发购电协议（合同）由电力交易机构根据相关规定汇总和确认，电力调度机构进行安全校核，燃煤发电企业只要不超过当地省域年度燃煤机组发电小时数最高上限，由电网企业保障执行。其中，各地年度燃煤机组发电小时数的最高上限，要综合考虑可再生能源消纳、电网安全、公平竞争和行业健康发展等情况统筹测算，由调度机构商省级政府相关部门确定，并报国家发展改革委和国家能源局备案。

在煤电方面，《通知》要求逐年减少既有煤电企业计划电量。2017年，在优先支持已实行市场交易电量的基础上，其他煤电机组安排计划电量不高于上年火电计划小时的80%，属于节能环保机组及自行签订发购电协议（合同）超出上年火电计划利用小时数50%的企业，比例可适当上调，但不超过85%。2018年以后计划发电量比例，配合用电量放开进展逐年减小。对“中发9号文”颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，不再执行政府定价，投产后一律纳入市场化交易和由市场形成价格，但签约交易电量亦不应超过当地年度燃煤机组发电小时数最高上限。

在优先发电计划制定方面，《通知》明确，省（区、市）内消纳的规划内风电、太阳能发电、核电等机组在保障性收购小时以内的电量，水电兼顾资源等条件、历史均值和综合利用要求的优先发电量，热电联产机组供热期以热定电的发电量，以及调峰调频电量，由省级政府相关部门按照《关于有序放开发用电计划的实施意见》要求，依据国家制定的相关办法，确定为优先发电计划，由电网企业保障执行。优先发电计划可以执行政府定价，也可通过市场化方式形成价格，根据电源特性和供需形势等因素确定比例。落实可再生能源保障性收购政策确实存在困难的地区，商国家发展改革委、国家能源局同意后，研究制定合理的解决措施，确保可再生能源发电保障小时数逐年增加，直至达到国家制定的保障性收购年利用小时数标准。跨省跨区送受电的优先发电计划在受电地区优先消纳。允许优先发电计划指标有条件市场化转让。

在用电方面，《通知》提出，要在保障无议价能力用户正常用电基础上引导其他购电主体参与市场交易。其中，优先购电计划执行政府定价，由电网公司予以保障。同时，《通知》要求加强对电力用户参与市场意识的培育，大力发展电能服务产业，帮助用户了解用电曲线，提高市场化意识。争取在两年内，初步实现电力直接交易双方发用电曲线实时对应。另外，对于参与市场交易的电力用户，《通知》明确，将不再执行目录电价。具体来讲，除优先购电、优先发电对应的电量外，发电企业其他上网电量价格主要由用户、售电主体与发电企业通过自主协商、市场竞价等方式确定。电力市场体系比较健全时，全部放开上网电价和公益性电量以外的销售电价。

此外，《通知》还就价格调整机制、跨省跨区送受电计划、政策具体落实等方面做出了具体要求。

短评

电改岂能重拾“大锅饭”

《关于有序放开发用电计划的通知》本是电力市场化的“破冰”之政，有着破除计划、鼓励竞争的明确意图和方向，给予了行业诸多市场化的美好愿景，但《通知》中煤电发用小时数“最高上限”暴露出的计划经济气息之浓重，令人扼腕，也把行业打回了现实。

《通知》中首条内容就是要求各地自文件下发之日起，尽快组织发电企业“特别是”燃煤发电企业与售电企业、用户及电网企业签订三方发购电协议。但随后就给煤电带上了“紧箍”，要求燃煤发电企业不超过当地省域年度燃煤机组发电小时数最高上限。

优胜劣汰是市场竞争规律。效率高、排放少的机组通过竞争获得更高的利用小时数是再自然不过的事情，但“最高上限”却让这些机组“本领大”的优秀机组束手束脚，只能“憋”着劲儿，无法充分发挥机组的竞争优势。这让“高端、优秀产能”大打折扣，却给了落后机组更多“机会”。前者高出上限的市场份额，只能强行被后者分食。这种结果“平均却不公平”。

电改就是要“放开两头”，发挥竞争的作用，但“最高上限”与竞争南辕北辙。方向不对，越努力离目标越远。《通知》有诸多规定可圈可点，亟需推广落实，但“最高上限”这种违背基本经济规律的错误应及时改正。