发用电计划放开工作实施路线图出现 电改有望进一步提速

　　售电侧改革试点：本次改革的重点为“管住中间，放开两头”。经过上一轮电改，发电侧已经实现从电网的输配售环节分离，本次电改的主要任务则为售电侧的独立。售电侧改革的主要内容是鼓励社会资本投资配电业务、建立市场主体准入和退出机制、多途径培育市场主体及赋予市场主体相应的权责，其目的为向售电侧引入市场竞争机制，打破垄断，改进电网企业的盈利机制，以进一步实现降低电价，缓解供需矛盾的目标。

　　表4：售电侧改革试点推进时间表

　　截至目前，售电侧改革试点为：重庆、广东、新疆兵团，均已批复方案。

　　综合改革试点：国家发改委表示三类试点中，综合改革试点是最重要也是最核心的试点。根据云南、贵州、山西、广西所印发的试点改革方案，综合试点基本上全盘体现了中发9号文的意志，不局限某单一方面，而是从理顺电价、完善电力交易机制、建立交易市场、售电侧改革、放开计划用电多方面同时出发进行改革推进。从综合试点省份的类型也可以看出，实施综合试点的省份和地区多是电能过剩，电改需求较为迫切，且涉及问题较为复杂的省份，难以通过单一方面试点打开局面。其中，云南主要面临清洁能源消纳问题，广西则存在“西电东送”供需矛盾“，山西煤炭能源一家独大，而广西则存在多电网企业并行、电网企业厂网不分现象。综合改革试点不仅使各省份可着手解决供需矛盾，也可将各省独有的能源问题纳入改革，以达到降低电价、刺激需求、及优化经济发展结构的最终目的。

　　表5：综合改革试点推进时间表

　　截至目前，综合改革试点为：云南、贵州、山西、广西，均已批复方案。

　　电力交易中心成立：中发9号文同时要求各地建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台。将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构相对独立运行。电力交易机构按照政府批准的章程和规则为电力市场交易提供服务。相关政府部门依据职责对电力交易机构实施有效监管。

　　表6：已经挂牌成立的电力交易中心(按挂牌时间排序)

　　截至目前，全国共计26个电力交易中心挂牌成立。其中，北京、广州电力交易中心为为跨区域级电力交易中心，负责银东直流、西电东送等跨区域送电的电力交易，其余均为省级(包含直辖市、自治区)交易中心，负责本省、直辖市、自治区内的电力直接交易。从股东层面上看，南网公司控股的电力交易中心有4个，分别为广州电力交易中心、贵州、广东、广西电力交易中心，除了广东电力交易中心为全资子公司外，其余均为控股子公司;国网公司控股的电力交易中心有22个，均为全资子公司。

　　《通知》公开征求意见，以优先发电、优先购电为计划底线，发电基准利用小时、折算系数为过渡手段，加速推进发用电计划放开工作

　　2015年11月25日发布的电改6大配套文件中包含《关于有序放开发用电计划的实施意见》(以下简称《实施意见》)，该文件是相关工作方面指导性文件，在文件中首先确立了优先发电及优先购电的基本内容和制度。

　　优先发电基本内容：优先发电是指按照政府定价或同等优先原则，优先出售电力电量。优先发电容量通过充分安排发电量计划并严格执行予以保障，拥有分布式风电、太阳能发电的用户通过供电企业足额收购予以保障，目前不参与市场竞争。

　　为便于依照规划认真落实可再生能源发电保障性收购制度，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;为满足调峰调频和电网安全需要，调峰调频电量优先发电;为保障供热需要，热电联产机组实行“以热定电”，供热方式合理、实现在线监测并符合环保要求的在采暖期优先发电，以上原则上列为一类优先保障。为落实国家能源战略、确保清洁能源送出，跨省跨区送受电中的国家计划、地方政府协议送电量优先发电;为减少煤炭消耗和污染物排放，水电、核电、余热余压余气发电、超低排放燃煤机组优先发电，以上原则上列为二类优先保障。

　　优先购电基本内容：优先购电是指按照政府定价优先购买电力电量，并获得优先用电保障。优先购电用户在编制有序用电方案时列入优先保障序列，原则上不参与限电，初期不参与市场竞争。

　　一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活用电优先购电。重要公用事业、公益性服务包括党政军机关、学校、医院、公共交通、金融、通信、邮政、供水、供气等涉及社会生活基本需求，或提供公共产品和服务的部门和单位。

　　在《实施意见》的基础上，《通知》首先确立了本次发用电计划放开的最终目标：“非市场化电量利用小时逐步过渡到完全落实优先发电、有限购电的刚性计划”;其次拟定了建设优先发电、购电机制的时间，“2017年起，各地每年初要按照优先购电，优先发电保障要求，结合电力生产和消费实际，明确本地区优先购电，优先发电保障范围”;再次，提出“地方——电网公司——国家发改委”的上报程序。优先发电和优先购电机制的建立，为放开发用电计划工作提供了计划电底线形成机制，有利于放开工作的顺利实施。

　　发用电计划放开工作主要针对对象为煤电机组，《关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)》(以下简称《通知》)正式提出将煤电机组发电量分为非市场化电量和市场化交易电量两部分，并要求各地加快组织煤电企业与需求侧主体签订发购电协议(合同)，逐步扩大市场交易化电量及加快缩减煤电机组非市场化电量。

　　《通知》提出的操作办法为：根据各地的用电需求、电源结构、外送(受)电、电力安全等情况，测算确定煤电机组保障执行的发电基准小时数，最高不超过5000小时(自愿认定的可再生能源调峰机组可适当提高限制)。若煤电机组市场化电量超过基准小时数，各地根据电网安全稳定运行和放开发用电计划规模确定最高上限;若市场化电量不足基准小时数，按照基准小时数减去直接交易小时数，乘以一定系数折算为非市场化电量。该系数2016年根据实际情况适当选取，2017年定为80%，以后逐年减少，缩减的电量转化为市场交易电量，直至过渡到计划电量完全落实优先发电、购电的刚性计划，并提出从2017年起开始建立优先发电、购电上报及确定制度。至此，发用电计划放开工作路线图基本清晰。

　　放开市场参与主体限制，规划取消目录电价、不再设新投产机组发电计划以保障放开工作顺利进行

　　参与市场的电源种类及电压等级范围将进一步放宽，清洁能源企业及售电公司有望获益。《通知》提出其他发电机组均可参与市场交易，放开的参考顺序为：煤电、气电、可调节水电、核电、不可调节水电、风电及光伏，并明确要求各地开启研究大型水电、核电等参与市场的方式，同时建立优先发电制度(拟定2017年起)。需求侧方面，要求加快放开电力用户参与市场交易，根据情况扩大放开范围，不受电压等级限制。参与市场交易的用户或售电公司交易合同之外的用电需求由电网企业按照政府定价保底供应，保底价格高于市场价格;无法参与交易的中小型用户可由售电公司代理参与交易。由于当前除了云南和四川等水电大省以外，主要参与市场交易的电源多为火电机组，水电等清洁能源企业有望受益于参与交易带来的发电量增长;各地售电公司则有望随着计划电量的放开更多地参与到售电市场。

　　目录电价将随电改推进而取消，电价逐步实现市场化。《通知》提出将根据市场交易的推进，适时取消用户侧目录电价及发电侧上网电价。用户侧目录电价的取消根据相对应电压等级的用户市场参与度决定：若某区域220千伏的电力用户全部参与直接交易，则对应取消220千伏用电目录电价，即该电压等级用户必须(通过售电公司)参与市场交易进行购电。发电侧则除了优先购电、发电部分以外，上网电价由自主协商或市场竞价确定，并最终实现上网电价和销售电价全部放开。

　　新投产煤电机组将不再安排发电计划，发改委针对火电投资过热打“七寸”以保障市场化顺利进行。为保障发电市场化顺利进行，《通知》针对当前“停不下来”的火电机组建设现状，提出对2017年3月15日后投产的煤电机组，除对优先购电部分安排计划电量以外，不再安排其他发电计划。该提案较今年年初提出的“缓核、缓建火电机组”更加直击本源，从根本上限制了新投产煤电机组的“发电量保障”，我国当前过热的火电投资有望得到解决。

　　《通知》中所有的内容并未出现任何“试点限定”类似的字样，即本次发用电计划放开工作无地域限制，适用于全国，有望在全范围铺开。

　　本次《关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)》的公开征求意见加速了我国发用电计划的放开工作，超出我们的预期。《通知》大致规划了发用电计划放开工作的推进时间表和路线图，以建立优先发电、优先购电机制为计划电底线，引入发电基准利用小时、折算系数为过渡手段，加速推进发用电计划放开工作。除此之外，《通知》对于取消目录电价、优先发电购电机制建立时间、提供用电曲线等有利于放开工作顺利展开的相关项目进行了规划，同时设置煤电机组投产时间红线，尝试针对性地遏制火电电源投资建设过热。由于本《通知》要求尽快建立优先发电机制、扩大市场交易范围，若能正式落地，则预计具备优先发电潜质的水电企业将获益，同时受益的尚有各地组建了售电公司却尚未正式运营的各方企业。

　　《通知》中的部分用词，如“加快”、“尽快”反映出国家对于电力体制改革的推进速度要求较高，结合其没有明确限定区域，国家在电改上的态度逐步跨出保守谨慎的阶段。然而，本《通知》目前仅处于征求意见阶段，尚需通过多方协调方能正式落地，具体的实施方案和推进速度存在一定的变数。