放开发用电计划：预期中有突破

随着电价机制改革的深化和独立电力市场交易中心的完善，加上政府引导和市场监管的跟进，再经过8～10年的努力，规范、完善的电力市场有望基本建立。

7月20日，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)》(以下简称《征求意见稿》)。文件下发后，受到社会各界的高度关注，并被媒体解读为电力市场化改革加速的重要信号。为此，本刊记者就《征求意见稿》的相关内容专访了资深电力专家、中国电机工程学会能源专委会委员陈宗法。

陈宗法认为，《征求意见稿》从总体上来说有调整、有变化，是对电改9号文和电改6个配套文件的细化。《征求意见稿》进一步明确了电改的时间表和路线图，使得电改更具操作性。在以下四方面有了新的突破：一是明确了2017年3月15日之后投产的煤电机组不再安排计划电量;二是不受电压等级限制，鼓励引导电力用户参与市场交易;三是加快非煤电机组参与市场交易，鼓励纳入优先发电机组(包括大型水电、核电)积极参与市场，开展直接交易;四是适时取消目录电价，推进电价机制改革，加强市场监管。

而从发电行业业内人士的角度看，《征求意见稿》并没有太超出我们的预期，文件也没有明确执行范围。由于本身处在征求各方意见的阶段，其正式文件如何出台还存在不确定性。尽管新电改推进情况复杂、困难重重，但我对市场化电改前景是充满信心和乐观的。正如前几年进行的大用户直购电改革，起步阶段同样是举步维艰，试点几年后才得到了行业和社会的认可。作为行业内人士，我最主要的建议是，不要把电力企业仅仅当作被改革对象对待，应该是积极参与新电改的一个重要主体，应充分调动电力企业的积极性，充分发挥电力企业的主体意识。

电力市场化改革提速早有预期，多重因素叠加导致煤电发展过快

记者：为什么国家发改委、国家能源局在这个时候发布《关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)》?

陈宗法：我认为《征求意见稿》的出台主要是以下四个方面的考虑。

一是党的十八届三中全会提出了全面深化改革的总体目标，但在深化改革的过程中，一些专家学者认为改革出现了空转、打滑、阻滞。而电力体制改革又是国家全面深化改革的重要组成部分，中央专门派出了督查组，要求加快电力市场化改革的步伐。

二是2015年3月15日中央下发电改9号文后，电改在各地试行，电改红利得到释放。据国家发改委在例行新闻发布会上发布的消息，近两年全国电价下降向全社会整体让利1500亿元，尤其是工商用户实实在在地享受到了电改的红利。但广大电力用户对改革成果仍有更大更高的诉求。

三是2015年11月26日，国家发改委出台了电改6个配套文件。但是，配套文件仍不太具体，进入可操作阶段更有必要进一步细化，进一步明确电改的路径和时间表，使电改各项政策能够真正落地。

四是我国电力供应普遍过剩，有的区域出现了绝对过剩;尤其是当前煤电过剩矛盾更加突出。希望通过加快市场化改革步伐，化解煤电过剩产能。

基于上述四方面的原因，国家发改委和国家能源局出台这样一个《征求意见稿》，目的是要增加直接交易、市场电量份额，加速电力市场化改革落地。这是深化电改关键性的一步。

记者：如何看待这样一个文件?

陈宗法：《征求意见稿》发布后，媒体传递出的信息是电力市场化改革大大加速了，这是主流观点。但是，作为电力业内，尤其是发电企业，心里早有准备，并没有太超出我们的预期。在发电企业来看，电力市场化改革是大势所趋，这只靴子迟早是要落地的。《征求意见稿》的出台，有突破、有调整、有变化，但总的来说基本符合预期。根据现有的电改文件精神，2016年直接交易电量占工业用电量30%、2018年工业用电全部放开，2020年商业用电全部放开。由此我们估算，2016年市场电量占比为30%左右，2018年市场电量占比为65%左右，到2020年市场电量将占到80%左右。市场电量逐年提升是必然趋势，也在广大发电企业的预想之中。

记者：当前,一边是煤电发电利用小时持续下降,一边是煤电装机并未明显减速,其原因是什么?

陈宗法：近几年来,煤电装机出现了反弹，我认为主要有以下五方面的因素。

一是2011年以来，电煤价格持续下滑，煤电边际效益上升，煤电成为发电企业的盈利中心，客观上刺激了煤电的加速发展。

二是煤电项目审批权下放地方政府后，同时加上国民经济增速普遍下降，地方政府为了稳经济、保就业和增税收，寄希望于多上能源电力项目，以此来拉动地方经济增长。

三是发展多多少少有惯性作用。发电企业虽然经历了电煤市场的洗礼，但是并没有经历过电力市场竞争的残酷性，电厂发电和卖电不需要考虑市场。近两年来，电力供需普遍平衡，局部地区出现绝对过剩。五大发电集团关注到了电力过剩的危机，控制了发展速度，占全国的装机比重从2010年开始连续5年出现了下降。但是，其他发电主体，尤其是地方能投公司、社会民营资本仍然处在快速扩张期，而政府部门对这类发电主体的调控影响力又较弱。

四是煤电清洁发展转型成为大势所趋，政策调控的力度层层加码，煤电发展空间越来越小。正因为如此，发电企业希望抓住煤电发展的最后机遇期，借此搭上煤电发展的末班车，同时实施煤电超低排放、超低能耗。

五是国家没有出台统一的电力规划，政府对五大发电集团以外的投资主体的影响力不大。近几年来，地方及社会民营投资主体的新装机速度并没有减下来。

综上所述，多重因素叠加导致了近年来煤电发展速度过快。下一步，随着电力市场化的推进，有的区域已经开始了电源项目招投标制的试点，煤电发展将逐步走上理性轨道。

电力市场化改革有新突破科学应对煤电机组投产小高峰

记者：《征求意见稿》有哪些新的突破?

陈宗法：《征求意见稿》我认为主要有以下四点突破。

第一个突破是《征求意见稿》的第六条，不再安排新投产机组发电计划。对2017年3月15日后投产的煤电机组，各地除优先购电对应电量安排计划外，不再安排其他发电计划，通过市场交易获得的发电量不再执行上网标杆电价。而9号文只是提出，鼓励新核准的发电机组积极参与电力市场交易，其电量尽快实现以市场交易为主。没有规定时间节点，也比较笼统。由此看出，《征求意见稿》对新投产煤电机组实行市场电量和市场电价的时间节点规定明确，这样对新增发电机组的影响很大。从长远看，实行市场电量和市场电价对控制煤电发展速度、抑制煤电发展规模具有积极意义。但是，从短期来看，反而会刺激煤电发展的速度和规模。煤电企业为了享受最后的计划电量和上网标杆电价，正在建设的煤电项目有可能缩短工期，抢在2017年3月15日前投产，这样就可以搭上计划电量的末班车。近年风电项目的发展就是典型的例子。当然，也不是所有机组都能做到，合理建设工期有自身的客观规律。这一点，必须引起各级政府的高度重视，进行科学引导和严格监管;各发电企业也要吸取过去煤炭、钢铁产能严重过剩的教训，以行业利益为重，力求做到电力供需的基本平衡。

第二个突破是不受电压等级限制，鼓励引导电力用户参与市场交易。特别是引导中小用户参与市场交易，大力发展电能服务商。之前政策规定参与市场交易的用户电压等级必须在110千伏以上。而允许更多的用户进入市场交易，扩大范围，有利于培育用电市场。如果再像近年来的做法一样，走单边路线，只一味放开电量市场，缺乏配套的用电市场，这样的市场是不完整的。

第三个突破是提出加快缩减煤电机组非市场化电量，对于签订发电购电协议(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，以后逐年递减。其目的也是为增加市场化电量。《征求意见稿》对这点是非常明确的。电量和电价同时放开，将对发电生态产生根本性的影响。过去几乎100%是计划电量，今后是市场电量占主导，电量多少完全取决于电价水平和竞争能力。据我观察，当前市场电价是大幅下降的，2015年市场电价比上网标杆电价低了9分多，2016年大约低6分多。计划电量的标杆电价是固定的，过去发电企业的主要工作是管好设备，并根据调度指令发好电。而在市场电量和市场电价的情况下，发电企业不但要发好电，还得卖好电。

第四个突破是适时取消目录电价，推进电价机制改革，加强市场监管。

记者：《征求意见稿》中需要进一步明确和完善的内容有哪些?

陈宗法：其一，电力市场化改革探索进行了多年，通过大用户直购找到了突破口。但是，当前离建设统一规范的电力市场还有相当大的距离，尤其是市场交易规则还没有很好地建立起来。地方政府热衷于以拉郎配的方式积极推进大用户直购，实质成了发电企业单边降价让利的交易，不利于建设真正意义上的电力市场。

其二，售电市场也没有很好地培育起来。2016年以来，各地虽然成立了许多售电公司，但是真正进入交易市场售电的公司并不多。即使组建了北京、广州两个国家级电力交易中心，开展跨区域电力交易，但随着电力供应过剩特征突显，跨区送电的客观需求下降，已开展的跨区电量交易也大多是出于政府的号召和电网的需要或调度。大家对培育销售电市场的必要性重视不够，政府在这方面的指导也不够。新生的售电公司，尤其是其他社会资本投资的售电公司，要与电网企业在同一条起跑线上竞争还需要一个过程，需要相关配套政策的支持。当前推进电力市场化的关键是在充分调动地方政府参与电改的同时，更重要的是科学引导和严格监管地方政府的电改冲动和电改行为，避免如大用户直购一样被沦落到发电企业单边降价让利的境地。

其三，市场规则如何制定很重要。地方政府和下游工商用户希望电价越低越好，有人质疑有的地方电改方案出现了偏差，特别是大用户直购电中发电企业利益受损面过大。国家发改委应该加强对地方政府的引导和监管，积极推进电力市场建设，规范地方政府的改革行为。由政府主导的电力改革，电力企业不能只是当作被改革对象看待，应当是电力改革的重要参与者。8月25日，由送电省、受电省、发电企业、电网企业、交易机构、第三方机构等类别组成的广州电力交易中心市场管委会正式成立，大家齐抓共管，对维护市场公平、公正、公开和保障市场主体合法权益具有非常积极的意义。

其四，对于发电企业来说，要以整体利益和行业利益为重。不论是央企、地方企业还是民营发电企业，不论是什么类型的发电企业，都要统一到维护行业可持续发展的共同利益上来。

总的来说，我对于电力市场化改革前景是乐观的。随着电价机制改革的深化和独立电力市场交易中心的完善，加上政府引导和市场监管的跟进，再经过8~10年的努力，规范、完善的电力市场有望基本建立。

发电企业要基于“一个面向三个转型”，积极应对电力市场化改革

记者：从计划电量到市场电量，对发电企业产生哪些影响?

陈宗法：从计划电量到市场电量，意味着发电企业必须在电力市场中跟用户签订购售电协议(合同)，通过竞价获取电量，其影响是非常深刻的，也是全方位的。

其一，电力项目的投资决策难度加大。过去的电源项目只要通过政府核准后，根据计划电量和上网标杆电价，项目的经济性很好估算。而在市场电量和市场电价下，发电项目能够卖出多少电，能够卖多高的电价，只能通过竞价，取决于当地的区域电力市场，具有很大的不确定性。

其二，发电企业经济运行分析难度加大。电量和电价随着市场供求关系的变化而变化，市场的波动性导致电源企业经济运行分析更加复杂。

其三，发电企业业绩考核难度加大。由于电量、电价以及项目经济运行分析的不确定性，使得项目的业绩考核更加复杂。

从市场获取电量和电价，使发电企业直接面对市场竞争，对发电企业的影响是根本性的，具有深刻而积极的意义。面向市场，激励企业科学理性发展，既要考虑项目布局的科学合理性，又必须不断提高企业的核心竞争力。只有把项目布局在电力供应相对偏紧的区域，机组运行稳定，其经济技术水平高于行业平均水平，这样的项目才有生存发展能力。

2002年的电改进行的厂网分开，发电领域打破垄断走向竞争，其实是多家投资主体办电，本质上只是电源项目建设的市场化，并没有真正实现电力市场化。如今实行市场电量和市场电价，真正实现了电力市场化，对发电企业的发展理念、经营模式、销售模式以及安全性提出了更高的要求。以前的安全性主要体现在满足调度指令和电网安全，现在还加入了用户需求。

记者：新形势下，发电企业下一步如何发展?

陈宗法：面对当前的宏观形势和政策环境，发电企业首先要做好“一个面向，三个转型”。

一是突出“一个面向”(面向市场)。“十三五”期间，发电企业最大的挑战在于电力市场化。发电企业长期受计划体制影响，项目、电量和电价都找政府和有关部门，还未经过电力市场竞争的洗礼，没有感受过市场竞争的残酷性。在全面竞价时代，加之电力过剩，即使是享受优先发电的风光电也不得不进入市场。下一步，用电大户也将实行招投标制，谁具有价格优势谁就获得用电市场份额。这样，发电企业必须树立价值思维，强化市场意识，从过去单一运用成长型战略，改变为成长型、稳定型、收缩型战略组合运用，继续发展风光电等新能源项目，同时剥离那些效益不好、负债过高的僵尸型项目和特困企业。

目前，我们要防止编制的“十三五”电力规划产能扩张过大。对企业来说，不能只顾自己加速扩张而损害行业利益，也要防止企业间的恶性竞争，要实现多赢。发电企业要吸取煤炭、钢铁产能严重过剩的经验教训，建立基本平衡的电力市场。

二是实现“三个转型”(清洁低碳转型、国际化转型、综合能源供应商)。发电行业的前两个转型正在进行中。下一步要利用既有的技术、区域优势，积极融入国家“一带一路”、“互联互通”战略，加快海外能源项目的投资开发和工程承包、技术服务，提高境外资产比重。在这个过程中，尽管有国家政策鼓励，是发展趋势，作为投资主体、市场主体，还是要适当控制一下投资节奏，防范走出去的风险。例如，即使是国家鼓励的清洁能源项目，尤其是在国家风险预警的红色、橙色区域中就不要盲目新增风电项目，企业的发展要更加理智。第三个转型是由生产型发电企业向综合能源供应商转型，进入配售电领域，实现全产业链发展，由坐商变为行商。这是发电企业最为急迫、最为根本性转型，是一个长期的任务。要建立以市场为导向、以客户为需求为中心的电力市场营销理念，面向市场，面向客户，走进用户则，为用户提供各项增值服务，这恰恰是我们目前发电企业的“短板”，重视不够。因此，发电企业要大力加强电力市场营销机构和人才队伍建设，为用户创造更多的价值，惠及客户。

总之，“十三五”期间，系统性风险的大幅度增加，发电企业要“面向未来”，发展要有新理念、新突破。在市场化的背景下，发电企业身后没有了“短缺、政府”两座靠山，完全在市场竞争中实现优胜劣汰。发电企业要以生存为本，先让企业活下来。在发展上，则要理性发展和差异化发展，降低建设运营成本，加强对区域电源的优化配置，聚集发配售产业链，不断增强企业核心竞争力。还要兼顾政府要求与社会责任，努力促进清洁能源的高效利用，加强需求侧管理，帮助用户节能减排、实现“两个替代”，回报社会。