作为新一轮电改的核心内容，发用电计划改革方案终于露出了“尖尖角”。
7月13日，为加快发用电计划改革，国家发改委、能源局联合下发《关于有序放开发用电计划工作的通知（征求意见稿）》。这也是继2015年《关于有序放开发用电计划的实施意见》发布以来，发用电计划改革在政策方面的最新进展。“放开两头、管住中间”是9号文的总体体制框架。其中，在“管住中间”方面，我国输配电价改革已经走在了前面，目前试点范围已扩至全国18个省级电网。但在“放开两头”方面，发用电计划和售电侧放开工作进展则相对缓慢。所以，此次《征求意见稿》一出台，就引起了广泛关注，也给发用电放开方案的最终版本和推出时间增添了不少想象空间。
有观点将此次发布的《征求意见稿》称为发用电计划改革的路线图或施工图。但在华北电力大学教授曾鸣看来，这一比喻并不恰当。“其实，该《征求意见稿》更多的是展现了改革的基本思路和内容，其内涵与路线图和施工图不同。”他说。
一位不愿具名的能源局人士，也对记者表示：“虽然《征求意见稿》亮点很多，力度很大。但需要提醒的是，这仅是一份征求意见稿，最终版会否有大的变化尚未可知。售电企业和发电企业均无必要兴奋过头或反应过激。”
中国社会科学院财经战略研究院能源经济研究中心副主任冯永晟表示，“个人对文件中的内容持保守态度。文件的核心内容是电量的放开，但在调峰、备用补偿等电力方面却未有提及。而电力相关内容的缺失，可能会影响未来系统的稳定性。不可否认电量放开在短期内会收到效果，但从长期来看，潜在问题会逐渐暴露出来。”
等待最终版本
对于售电业务和电价改革，《征求意见稿》的内容同样值得关注。其中，在适时取消相关目录电价方面，《征求意见稿》提出，220千伏电力用户已全部参与直接交易的地区，应尽快取消220千伏用电目录电价，110千伏用户已全部参与的，应尽快取消110千伏目录电价，即相应用户必须直接参与市场或通过售电公司购电。逐步取消部分上网电量的政府定价。在电力市场体系比较健全的前提下，全部放开上网电价和销售电价。
在引导电力用户参与市场交易方面，《征求意见稿》要求，各地要加快放开电力用户参与市场交易，放开规模应与发电机组放开容量相匹配。具备条件的地区可扩大电力用户放开范围，不受电压等级限制，中小用户无法参与电力直接交易的，可由售电公司代理参与电力直接交易。积极培养售电市场主体，售电公司可视同大用户与发电企业开展电力直接交易。要加强对电力用户参与市场意识的培育，大力发展电能服务商，帮助用户了解用电曲线，提高市场化意识。争取在两年内，实现110千伏以上大用户在参加电力直接交易时提供预计用电曲线。
“如有的观点所言，用户需要提交预计用电曲线的提出，对推进现货市场建设确是关键之举，也是文件的一大亮点。但需要注意的是，文件还只是征求意见稿，最终版本仍需等待正式通知的出台。”上述人士说。
据曾鸣介绍，《征求意见稿》很快就会在征求完意见后出台。曾鸣认为，“需要关注几个重点：一是，发用电计划如何逐步取消，需要什么配套？二是，在此过程中，如何保证清洁能源的有效利用？三是，上述措施的实施，会促使批发市场的形成，那么批发市场和零售市场如何衔接？这需要开展相关专题进一步研究。”
设置煤电发电基准小时数
“管住中间”的就是对具有自然垄断属性的输配电网环节加强监管、实行政府定价；“放开两头”就是放开售电侧业务、放开公益性和调节性以外的发用电计划，引入竞争，价格由市场形成。所以，发用电计划改革在整个电改中的重要性可见一斑。
《征求意见稿》对于发用电计划放开工作提出了11项内容，具体包括：
加快组织煤电企业与售电企业、用户签订发购电协议（合同）；
加快缩减煤电机组非市场化电量；其他发电机组均可参与市场交易；
引导电力用户参与市场交易；适时取消相关目录电价；
不再安排新投产机组发电计划；推动新增用户进入市场；
放开跨省跨区送受煤电计划；
研究大型水电、核电等参与市场方式；合理确定优先购电、优先发电；
加强部门协调配合。
其中，在发电侧，《征求意见稿》明确，煤电机组发电量由非市场化电量和市场化交易两部分组成。其中，市场化交易电量将逐步扩大，通过直接交易等市场化方式形成，由发电企业与售电企业、用户签订购电协议（合同）。非市场化电量利用小时数逐步过渡到完全落实优先发电、优先购电的刚性计划，购电协议（合同）由发电企业与电网企业签订。
《征求意见稿》提出，综合考虑用电需求、电源结构、外送（受）电、电力安全运行和供需平衡要求等，各地可自行测算确定煤电机组保障执行的发电小时基准数，最高不超过5000小时，自愿认定的可再生能源调峰机组基准小时数限制可适当提高。
“基准小时数过渡措施，主要考虑了原来发电计划制度逐步向市场过渡这一问题。这一措施是为把搁浅成本问题处理好，这种过渡是世界各国普遍采用的一种办法。”曾鸣说。
“在《征求意见稿》注重电量交易的框架中，国有大机组具备明显的竞争优势，这类机组良好的效能指标和雄厚的资金能够支撑其报出极低的价格，抢到发电量。同时，发电量越多，其度电成本会越低，所以其有报低价的动力。而其他机组则会在电量竞争中落后，但这类机组在系统中同样应该扮演重要角色，即提供辅助服务。但在电量不能得到保证又无备用等辅助服务补偿的情况下，此类机组能否继续存活下去都是问题，这势必会对系统的稳定性构成潜在威胁。所以，以电量放开为核心的方向值得商榷。”冯永晟说。
加快缩减煤电机组非市场化电量
为加快缩减煤电机组非市场化电量，《征求意见稿》提出，在基准小时数以内，保障执行；鼓励多签市场化电量，超过基准小时数时，各地根据电网安全稳定运行和放开发用电计划的规模确定最高上限；对于签订发购电协议（合同）不足基准小时数的，按照基准小时数减去直接交易小时数，乘以一定系数折算，2016年根据实际情况适当选取系数，2017年系数为80%，以后逐年减小，缩减的电量转为市场化交易电量。
“上述措施的实施，肯定会使基准小时数下降。但需要强调的是，放开发用电计划是逐步进行的，而非一蹴而就，所以，基准小时的下降也是逐步的，直至取消。”曾鸣说。
对于煤电、水电、核电等行业，《征求意见稿》还提出，不再安排新投产机组发电计划。
具体来讲，2017年3月15日后投产的煤电机组，各地除对优先购电对应电量安排计划外，不再安排其他发电计划；新投产煤电机组通过市场交易获得的发电量，不再执行上网标杆电价；鼓励新投产煤电机组自愿认定为可再生能源调峰机组。新投产水电、核电等机组也应积极参与电力市场交易，尽快实现以市场交易为主。
“虽然基准小时会逐渐降低，发电企业也不应妄自菲薄，发电计划取消并不可怕。其实，发电企业有很强的灵活性和竞争实力，应该主动适应市场，想方设法提升专业化生产水平，顺势而为。”上述人士表示。
