4月10日，國家發展改革委和國家能源局正式印發《關于有序放開發用電計劃的通知》(下稱“正式稿”)，新一輪電力體制改革繼續推動。通知提出，將加快組織發電企業與購電主體簽訂發購電協議，逐年減少既有燃煤發電企業計劃電量;新核準發電機組積極一律納入市場化交易;認真制定優先發電計劃，允許優先發電計劃指標有條件市場化轉讓等。

去年7月《關于有序放開發用電計劃工作的通知(征求意見稿)》(下稱“意見稿”)發布，意見稿發布期間、正式稿發布之前的9個月中，各省電力交易有了諸多新進展，如《電力中長期交易基本規則》發布，多個省份引入售電公司、開展集中競價等。

對比意見稿，第一財經記者注意到，正式稿出現了一些調整。最明顯的變化是新增了“認真制定優先發電計劃”和“允許優先發電計劃指標有條件市場化轉讓”這兩條規定。

華北電力大學經濟管理學院副教授劉敦楠告訴第一財經，上述兩條內容的新增，無論是從優先發電權保障機制，還是從合同電量轉讓機制，均是為了保障清潔能源消納，避免優先發電權這一權益的浪費，盡量減少由非優先發電(火電機組為主)占用優先發電(可再生能源機組為主)的電量。

具體來說，正式稿中，新增的第六條“認真制定優先發電計劃”，其內容分為兩部分：一部分為優先發電保障機制的描述。根據《電力中長期交易基本規則》(暫行)，可將交易的資源分為三類：一類為保量保價部分，即確定一定的發電量或發電小時數，按照國家批復電價收購;二類為保量不保價部分，為增加機組運行效率，促進清潔能源消納，對于一類未完成的部分，在市場中優先成交，價格由市場競價決定，屬于半市場化的一種方式;三類為不保價不保量部分，該部分完全屬于市場化的方式，量與價均需由市場主體到市場中去競爭。第二部分為優先發電資源由于各種因素無法全額消納時，提出通過制定的合理措施，逐漸增加消納小時數。

對于新增的第七條“允許優先發電計劃指標有條件市場化轉讓”，劉敦楠表示，其內容主旨是通過發電權轉讓的方式來保障優先發電權，盡量避免優先發電的電量被火電替代。

“一方面，為促進清潔能源消納，通過約定發電小時數的方式來保障清潔能源的消納;另一方面，可再生能源發電機組擁有優先發電權后，但由于各種因素，客觀上不能全額消納時，可以通過省內優先發電權轉讓的方式，由本省其他優先發電機組(可再生能源機組為主)替代其發電，或通過跨省區的優先發電權轉讓給外省的可再生能源機組。這樣可以最大程度保障優先權的完成。”劉敦楠說。

有序放開發用電計劃公布，新增規定保障清潔能源消納

同時，正式稿顯示，新核準發電機組積極參與市場交易。關于新煤電機組原則上不再安排發電計劃，改變了意見稿中對新舊機組的劃分標準，即對2017年3月15日后投產的煤電機組，各地除對優先購電對應電量安排計劃外，不再安排其他發電計劃。

劉敦楠認為，對于此前的煤電機組需要安排發電計劃是由歷史沿革問題導致的，發電設備的投資及運營需要很長的時間周期來實現投資回報。2004年以來，我國執行標桿上網電價的核算是基于機組的發電小時數來測算。如今，新舊機組區分對待是推動深化改革的舉措。新機組將實現全電量市場化交易，不再有基本的計劃電量保障。

此外，正式稿中新增了三個通知對象，即中國核工業集團公司、中國廣核集團有限公司、華潤集團有限公司。

劉敦楠告訴第一財經，此次新增的三個通知對象，均在有序放開發用電計劃方面受到較大影響。“2015年12月發布的電改配套文件《關于有序放開發用電計劃的實施意見》以及2016年12月發布的《電力中長期交易基本規則》(暫行)中均將核電列為了第二類優先發電，燃煤機組將逐漸放開發電計劃。中國核工業集團公司以及中國廣核集團有限公司主營業務為核電的投資及運營，華潤集團有限公司在能源行業主要為火電的建設與運營。”

正式稿的發布具有重要意義。廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強對第一財經表示，文件出臺的最大意義在于把電力市場交易以法律法規的形式確定下來，使電力交易不再倒退。

“在目前電力過剩的情況下，地方政府為了降低電價，在推動電改方面有動力;如果在電力緊缺的情況下，地方政府還有動力推動電改，就是出臺該文件的意義。理論上放開交易的電量是越大越好，不過目前不得不兼顧電力企業的經營狀況。如果煤電聯動方面能夠對煤炭價格更敏感，即使拿出一部分電量進行交易，也不會對電力企業造成過大影響，反而更有利于推動電改。”林伯強稱。

分析人士認為，作為電改核心配套文件，放開發用電計劃是推動電力體制改革、推進電力供給側改革的一大步。

利好售電側板塊

放開發用電計劃屬于新電改“放開兩頭、管住中間”的前者。其中，“管住中間”的輸配電價改革已經走在了前面，而屬于“放開兩頭”方面的發用電計劃和售電側放開工作進展則相對緩慢。此次文件的發布意味著電改向前邁進了一大步。

1月19日，國家發改委體改司巡視員王強在例行專題新聞會上表示，發改委正在加快發用電計劃放開的步伐。按照要求，到2020年除了調節性的發電計劃以外，其他都要放開。

作為電改核心配套文件，放開發用電計劃文件曾于2016年7月征求意見。與征求意見稿相比，正式文件新增了建立價格調整機制、制定優先發電計劃等內容，并且在發購電協議、退出懲罰機制、保障中小用戶參與交易等方面都進行了較為全面的規定。

新增交易電價調整機制，進一步推動折扣縮減。鼓勵燃煤發電企業在中長期合同中簽訂基于電煤價格的電價聯動調整機制。這一機制設立有利于煤電發電企業在高煤價情況下實現電價折扣的收窄，改善盈利情況。

清潔能源消納獲保障。不同于征求意見稿對可再生能源保障機制只字未提，此次強調在制定優先發電計劃時確保對風電、光伏、核電的保障性收購。

附：國家發展改革委國家能源局關于有序放開發用電計劃的通知

各省、自治區、直轄市發展改革委、經信委(工信委、工信廳)、能源局、物價局，國家能源局各派出能源監管機構，中國電力企業聯合會，國家電網公司、中國南方電網有限責任公司，中國華能集團公司、中國大唐集團公司、中國華電集團公司、中國國電集團公司、國家電力投資集團公司、中國長江三峽集團公司、神華集團公司、國家開發投資公司、中國核工業集團公司、中國廣核集團有限公司、華潤集團有限公司：

為貫徹《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)文件精神，落實《國家發展改革委國家能源局關于印發電力體制改革配套文件的通知》(發改經體[2015]2752號)要求，現就有序放開發用電計劃工作有關事項通知如下：

一、加快組織發電企業與購電主體簽訂發購電協議(合同)。各地要加快推進電力體制改革，逐步擴大市場化交易電量規模，自文件下發之日起，盡快組織發電企業特別是燃煤發電企業與售電企業、用戶及電網企業簽訂三方發購電協議(合同)。簽訂的發購電協議(合同)由電力交易機構根據相關規定匯總和確認，電力調度機構進行安全校核，燃煤發電企業只要不超過當地省域年度燃煤機組發電小時數最高上限，由電網企業保障執行。各地年度燃煤機組發電小時數的最高上限，綜合考慮可再生能源消納、電網安全、公平競爭和行業健康發展等情況統籌測算，由調度機構商省級政府相關部門確定，并報國家發展改革委和國家能源局備案。

二、逐年減少既有燃煤發電企業計劃電量。2017年，在優先支持已實行市場交易電量的基礎上，其他煤電機組安排計劃電量不高于上年火電計劃小時的80%，屬于節能環保機組及自行簽訂發購電協議(合同)超出上年火電計劃利用小時數50%的企業，比例可適當上調，但不超過85%。2018年以后計劃發電量比例，配合用電量放開進展逐年減小。上年度計劃利用小時數不宜作為基數的地區，可由省級政府相關部門根據電力體制改革相關精神適當調整確定基數。可再生能源調峰機組計劃電量按照《可再生能源調峰機組優先發電試行辦法》(發改運行[2016]1558號)有關要求安排。除優先發電計劃外，其他電量均通過市場化交易實現，如因發用電計劃放開不同步產生電費結算盈虧，計入本地輸配電價平衡賬戶，可用于政策性交叉補貼、輔助服務費用等。

三、新核準發電機組積極參與市場交易。對中發[2015]9號文頒布實施后核準的煤電機組，原則上不再安排發電計劃，不再執行政府定價，投產后一律納入市場化交易和由市場形成價格，但簽約交易電量亦不應超過當地年度燃煤機組發電小時數最高上限。新核準的水電、核電等機組除根據相關政策安排一定優先發電計劃外，應積極參與電力市場交易，由市場形成價格。

四、規范和完善市場化交易電量價格調整機制。發電企業與售電企業、用戶及電網企業簽訂市場化發購電協議(合同)，鼓勵簽訂中長期合同，并在合同中約定價格調整機制。燃煤發電企業的協議(合同)期限應與電煤中長期合同掛鉤，發售電價格建立與電煤價格聯動的調整機制，調整周期充分考慮電煤中長期合同的調整周期;有集中競價的地區鼓勵建立價格調整機制，具體調整方法由雙方在協議(合同)中明確。煤電以外的市場化電量也應建立價格調整機制，鼓勵建立與集中競價相銜接的調整機制。

五、有序放開跨省跨區送受電計劃。跨省跨區送受電逐步過渡到優先發電計劃和有序實現直接交易相結合，根據電源規劃、電源類別和核準投運時間，分類推進送受電計劃改革。

國家規劃內的既有大型水電、核電、風電、太陽能發電等清潔能源發電，以及網對網送受清潔能源的地方政府協議，通過優先發電計劃予以重點保障。優先發電計劃電量不低于上年實際水平或多年平均水平，價格按照《國家發展改革委關于完善跨省跨區電能交易價格形成機制有關問題的通知》(發改價格[2015]962號)有關精神，由送電、受電市場主體雙方在自愿平等基礎上，在貫徹落實國家能源戰略的前提下，按照“風險共擔、利益共享”原則協商或通過市場化交易方式確定送受電價格，鼓勵通過簽訂中長期合同的方式予以落實;優先發電計劃電量以外部分參加受電地區市場化競價。

國家規劃內的既有煤電機組，鼓勵簽訂中長期協議(合同)。采取點對網或類似點對網專線輸電方式送(分)電的，視同受電地區發電機組，參與電力電量平衡，根據受電地區煤電機組發用電計劃放開情況同步推進市場化。歷史形成統一分配電量的煤電機組，發電計劃放開比例為受電地區放開比例的一半。

國家規劃內且在中發[2015]9號文頒布實施后核準的清潔能源發電機組，在落實優先發電計劃過程中，市場化方式形成價格部分的比例應逐步擴大。

國家規劃內且在中發[2015]9號文頒布實施后核準的煤電機組，不再保留現有的電力電量或分電比例，發電計劃放開比例為受電地區放開比例的一半。

六、認真制定優先發電計劃。各地按照中發[2015]9號文及配套文件精神制定優先發電計劃，以落實國家能源戰略，確保清潔能源、調峰機組等保障性電源發電需要。省(區、市)內消納的規劃內風電、太陽能發電、核電等機組在保障性收購小時以內的電量，水電兼顧資源等條件、歷史均值和綜合利用要求的優先發電量，熱電聯產機組供熱期以熱定電的發電量，以及調峰調頻電量，由省級政府相關部門按照《關于有序放開發用電計劃的實施意見》要求，依據國家制定的相關辦法，確定為優先發電計劃，由電網企業保障執行。優先發電計劃可以執行政府定價，也可通過市場化方式形成價格，根據電源特性和供需形勢等因素確定比例。落實可再生能源保障性收購政策確實存在困難的地區，商國家發展改革委、國家能源局同意后，研究制定合理的解決措施，確保可再生能源發電保障小時數逐年增加，直至達到國家制定的保障性收購年利用小時數標準。跨省跨區送受電的優先發電計劃在受電地區優先消納。

七、允許優先發電計劃指標有條件市場化轉讓。屬于市場化方式形成價格的優先發電計劃，如不能實現簽約，指標可市場化轉讓給其他優先發電機組。優先發電計劃指標市場化轉讓可在本地進行，也可以跨省跨區開展。如指標無法轉讓，則由電網企業參考本地區同類型機組平均購電價格購買，產生的結算盈余計入本地輸配電價平衡賬戶。對規劃以外或不符合國家規定程序的風電、太陽能發電等可再生能源，按規定不允許并網運行。風電、太陽能發電等可再生能源是否符合規劃、符合國家規定程序，由地方能源主管部門會同能源局派出機構進行核查。核查確定為違規機組，還要納入電力行業信用監管黑名單。

八、在保障無議價能力用戶正常用電基礎上引導其他購電主體參與市場交易。各地要按照中發[2015]9號文及配套文件精神明確優先購電范圍，制定優先購電計劃，確保無議價能力用戶用電需要。優先購電計劃執行政府定價，由電網公司予以保障。各地要加快放開無議價能力用戶以外的電力用戶等購電主體參與市場交易，引導發電側放開規模與需求側相匹配。參與直接交易的購電主體，原則上應全部電量參與市場交易，市場化交易的電量，政府相關部門將不再下達用電計劃。具備條件的地區可擴大電力用戶放開范圍，不受電壓等級限制。積極培育售電市場主體，售電公司可視同大用戶與發電企業開展電力直接交易。中小用戶無法參與電力直接交易的，可由售電公司代理參與。新增大工業用戶原則上應通過簽訂電力直接交易協議(合同)保障供電，鼓勵其他新增用戶參與電力直接交易，簽訂中長期協議(合同)。要加強對電力用戶參與市場意識的培育，大力發展電能服務產業，幫助用戶了解用電曲線，提高市場化意識。爭取在兩年內，初步實現電力直接交易雙方發用電曲線實時對應。

九、參與市場交易的電力用戶不再執行目錄電價。凡是參加電力市場交易的電力用戶，均不再執行對應的目錄電價。除優先購電、優先發電對應的電量外，發電企業其他上網電量價格主要由用戶、售電主體與發電企業通過自主協商、市場競價等方式確定。電力市場體系比較健全時，全部放開上網電價和公益性電量以外的銷售電價。已參加市場交易的用戶又退出的，在通過售電公司購電或再次參與市場交易前，由電網企業承擔保底供電責任。電網企業與電力用戶交易的保底價格在電力用戶繳納輸配電價的基礎上，按照政府核定的居民電價的1.2-2倍執行。保底價格具體水平由各省(區、市)價格主管部門按照國家確定的上述原則確定。

十、采取切實措施落實優先發電、優先購電制度。2017年起，各地上年末要按照要求，結合電力生產和消費實際，測算本地區本年度優先發電、優先購電保障范圍，向國家發展改革委上報本地區本年度優先發電、優先購電計劃建議;國家電網公司、南方電網公司按照要求，每年底向國家發展改革委上報次年度跨省跨區送受電優先發電計劃建議。國家發展改革委根據上報情況，與有關部門、地方和電力企業協商，確定各地及跨省跨區送受電年度優先發電、優先購電計劃，納入年度基礎產業、新興產業和部分重點領域發展計劃，并根據實際供需適當調整。國家發展改革委、國家能源局會同有關部門不斷完善優先發電、優先購電管理辦法。

國家發展改革委

國家能源局

2017年3月29日

(中國能源網綜合)