电改新政：拟缩减煤电发电计划指标

近日，发改委和国家能源局联合下发《关于有序放开发用电计划工作的通知（征求意见稿）》。

去年11月30日，发改委和国家能源局曾联合发布《关于有序放开发用电计划的实施意见》（以下简称《意见》），这是《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）的六个配套改革文件之一。

“《征求意见稿》是对《意见》的进一步细化，重点提出了火电发用电计划改革的路线图和时间表。”厦门大学能源经济和能源政策协同创新中心主任林伯强分析。

中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩分析，《征求意见稿》虽然符合逐步取消发用电计划的市场化改革方向，但是对可再生能源发电全额保障收购制度只字未提，不能不说这是一个很大的遗憾。

《征求意见稿》提出，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，加快缩减煤电机组非市场化电量。

其中，非市场化电量即基准小时数的发电量。《征求意见稿》提出各地测算确定煤电机组保障执行的发电小时基准数（以下简称基准小时数），不同地区的基准小时数，根据实际情况自行确定，最高不超过5000小时。

“这里设置的煤电的基准小时数上限已经很高了，在电力供应过剩的大背景下，火电的年利用小时数大约在4000。”林伯强说。

根据《征求意见稿》，为保障改革平稳过渡、保持系统调节能力，在基准小时数以内，保障执行，签订的发购电协议（合同）由电力交易机构汇总，电力调度机构安全校核并负责执行。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定确定最高上限。

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。

“非市场电量与市场电量的最大区别在于电价，前者执行国家确定的上网标杆电价，能保障企业能够还本付息和获取一定比例的收益；后者则是通过市场竞争来确定电价，由双方协商确定，在电力过剩的时代，通常仅仅能够涵盖边际成本。”林伯强说。

《征求意见稿》提出，鼓励新投产煤电机组自愿认定为可再生能源调峰机组，这些基准小时数限制可适当提高。

“这一规定也让人费解。调峰服务的对象并非可再生能源发电机组，而是整个电力系统。”秦海岩分析称，在电力供应过剩的背景下，大部分机组出力不足，能够提供向上的灵活性发电资源非常多，应该通过市场竞争来确定调整机组，不需要专门设煤电机组调峰。

《征求意见稿》提出，对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。

“这意味着在明年3月15日，新建煤电机组将无法获得发电计划指标，也就无法获得政府保底性的上网标杆电价，这符合电改的方向。”秦海岩分析。

秦海岩表示，“这一措施为什么要等到明年才执行，而不是在《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》发布之后早就应该执行？根据电改文件，国家不应再为新建燃煤机组提供保护性的保底电价。

一位不愿透露姓名的新能源企业负责人分析，尽管电力过剩现象很严重，但火电还在大干快上，目前全国火电机组核准在建规模1.9亿千瓦，已发路条约2亿千瓦。