長期以來，發用電計劃作為年度電力電量平衡方案，有力保障了電力供需平衡、電網安全穩定運行，特別是在電力供應緊張時期發揮了重要作用。然而，隨著我國電力供需形勢變化，計劃模式下的電力生產管理已經不能完全適應供求關系變化和市場化改革的新要求。推進發用電計劃改革是新一輪電力體制改革的重點任務之一，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。2019年，國家發展改革委正式下發《關于全面放開經營性電力用戶發用電計劃的通知》(簡稱通知，發改運行〔2019〕1105號)，要求除居民、農業、重要公用事業和公益性服務等行業電力用戶以及電力生產供應所必需的廠用電和線損之外，經營性電力用戶的發用電計劃原則上全部放開，我國發用電計劃改革邁出關鍵一步。

　　推進發用電計劃改革

　　是我國新一輪電力體制改革的重點任務

　　《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)(簡稱“9號文”)提出，推進發用電計劃改革，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃。為配合9號文的實施，國家發展改革委于2015年11月底公布了六個配套文件，其中，《關于有序放開用電計劃的實施意見》進一步明確了發用電計劃改革的總體思路，提出建立優先購電、發電制度，并要求切實保障電力電量平衡、積極推進直接交易、有序放開發用電計劃、因地制宜組織實施。為進一步貫徹9號文精神，落實配套文件相關要求，2017年3月，國家發展改革委、國家能源局下發《關于有序放開發用電計劃的通知》，明確提出放開多類發用電計劃。2018年7月，國家發展改革委、國家能源局又相繼印發《關于積極推進電力市場化交易進一步完善交易機制的通知》，放開煤炭、鋼鐵、有色、建材4個行業電力用戶發用電計劃，通過先行先試為全面放開發電用計劃作準備(見表)。

　　我國經營性發用電計劃全面放開

　　2019年，隨著電力市場化改革繼續深化，發用電計劃改革步伐加快，全面放開經營性發用電計劃提上日程。國家發展改革委政策研究室主任兼委新聞發言人袁達在4月18日召開的新聞發布會上明確表示“為進一步提高電力交易市場化程度，我們將會同有關部門，研究推進全面放開經營性發用電計劃有關工作。”國家發展改革委、工業和信息化部、財政部、人民銀行四部門在5月7日聯合發布的《關于做好2019年降成本重點工作的通知》中明確要求“提高電力交易市場化程度。深化電力市場化改革，放開所有經營性行業發用電計劃，鼓勵售電公司代理中小用戶參與電力市場化交易，鼓勵清潔能源參與交易。”

　　總體來看，《通知》就全面放開經營性電力用戶發用電計劃、支持中小用戶參與市場化交易、健全全面放開經營性發用電計劃后的價格形成機制、切實做好公益性用電的供應保障工作、切實做好規劃內清潔電源的發電保障工作及加強電力直接交易的履約監管進行了部署。具體來看：

　　首先，《通知》對發用電計劃擴大范圍進行明確。根據《通知》，經營性電力用戶的發用電計劃原則上全部放開。其中，經營性電力用戶中，不符合國家產業政策的電力用戶暫不參與市場化交易，產品和工藝屬于《產業結構調整指導目錄》中淘汰類和限制類的電力用戶嚴格執行現有差別電價政策;符合階梯電價政策的企業用戶在市場化電價的基礎上繼續執行階梯電價政策;擁有燃煤自備電廠的企業按照國家有關規定承擔政府性基金及附加、政策性交叉補貼、普遍服務和社會責任，按約定向電網企業支付系統備用費，取得電力業務許可證，達到能效、環保要求，成為合格市場主體后，有序推進其自發自用以外電量按交易規則參與交易;對回收利用工業生產過程中產生可利用的熱能、壓差以及余氣等建設相應規模的余熱、余壓、余氣自備電廠，繼續實施減免系統備用費和政策性交叉補貼等相關支持政策。

　　其次，《通知》支持中小用戶參與市場化交易，并對經營性電力用戶全面放開參與市場化交易的主要形式進行明確。《通知》指出，經營性電力用戶全面放開參與市場化交易主要形式可以包括直接參與、由售電公司代理參與、其他各地根據實際情況研究明確的市場化方式等。《通知》要求各地抓緊研究并合理制定中小用戶參與市場化交易的方式，中小用戶可根據自身實際自主選擇，也可以放棄選擇權，保持現有的購電方式;并要求各地結合本地區電力供需形勢，針對全面放開經營性電力用戶發用電計劃設定一段時間的過渡期。另外，《通知》指出，針對選擇參與市場化交易但無法與發電企業達成交易意向的中小用戶，過渡期內執行原有購電方式，過渡期后執行其他市場化購電方式;退出市場化交易或未選擇參與市場化交易的中小用戶，在再次直接參與或通過代理方式參與市場化交易前，由電網企業承擔保底供電責任。

　　再次，《通知》對全面放開經營性發用電計劃后的價格形成機制進行明確。《通知》指出，全面放開經營性發用電計劃后的價格形成機制，按照價格主管部門的有關政策執行;對于已按市場化交易規則執行的電量，價格仍按照市場化規則形成;鼓勵電力用戶和發電企業自主協商簽訂合同時，以靈活可浮動的形式確定具體價格，價格浮動方式由雙方事先約定。

　　最后，《通知》對清潔電源的發電保障進行專門安排。《通知》提出，研究推進保障優先發電政策執行，重點考慮核電、水電、風電、太陽能發電等清潔能源的保障性收購。核電機組發電量納入優先發電計劃，按照優先發電優先購電計劃管理有關工作要求做好保障消納工作。水電在消納條件較好地區，根據來水情況，兼顧資源條件、歷史均值和綜合利用等要求，安排優先發電計劃;在消納受限地區，以近年發電量為基礎，根據市場空間安排保量保價的優先發電計劃，保量保價之外的優先發電量通過市場化方式確定價格。風電、太陽能發電等新能源，在國家未核定最低保障收購年利用小時數的地區按照資源條件全額安排優先發電計劃;在國家核定最低保障收購年利用小時數的地區，結合當地供需形勢合理安排優先發電計劃，在國家核定最低保障收購年利用小時數內電量保量保價收購基礎上，鼓勵超過最低保障收購年利用小時數的電量通過參與市場化交易方式競爭上網。

　　經營性發用電計劃全面放開的影響

　　經營性電力用戶發用電計劃全面放開，是對新電改9號文“三放開、一獨立”的積極落實，反映出市場化改革的整體方向，不僅使得參與電力市場的主體增多，交易電量大幅增加，同時有利于激發市場活躍度，倒逼國內電力市場的形成和完善，并將對電力行業不同環節的市場主體產生不同的影響。

　　一方面，《通知》的出臺將進一步提升市場化交易電量比例。國家發展改革委發布的數據顯示，2019年上半年，全國完成電力市場化交易電量達1.1萬億千瓦時，同比增長29.3%，占全社會用電量的32.4%，占經營性行業用電量的58.3%。另外，國家能源局發布的數據顯示，2019年上半年，全社會用電量累計33980億千瓦時，其中，第一產業、第二產業、第三產業和城鄉居民生活用電量分別為345億千瓦時、23091億千瓦時、5552億千瓦時、4993億千瓦時，占全社會用電量的比重分別為1.0%、68.0%、16.3%和14.7%。隨著經營性發用電計劃的全面放開，市場化交易電量將進一步提升。相關數據顯示，經營性行業發用電計劃的放開在2019年帶來2000～3000億千瓦時市場化交易增量，2019年全國市場化交易電量約為2.6～2.8萬億千瓦時，市場化比例提升至50%～60%。

　　另一方面，經營性電力發用電計劃全面放開對電力行業不同環節的市場主體帶來不同的影響。對電網企業而言，《通知》涉及放開的電力用戶主要為電價較高的一般工商業用戶，放開后電網不再享受這部分用戶的購銷差價，因此，在電網依然需要保障居民與公益性用電供應及規劃內清潔電源消納情況下，放開經營性行業發用電計劃將導致電網企業利潤下降。對發電企業而言，《通知》針對清潔能源電源類型、發電區域而進行的保障工作安排，有利于進一步降低新能源項目的消納風險，降低棄水、棄風、棄光現象，促進新能源產業的發展。對用電企業而言，新電改推進以來，受制于準入條件等因素，中小用戶電力市場化參與程度較低。《通知》明確強調“積極支持中小用戶由售電公司代理參加市場化交易”，且中小用戶參與方式靈活，在降成本背景下，中小用戶用電有望成為市場化交易的重要增量，并將有效分享改革紅利。

　　本文刊載于《中國電力企業管理》2020年02期，作者供職于國務院發展研究中心信息網