从新电改五周年看基本计划制度的沧海桑田

中国储能网讯：2020年3月，新电改走来已经5周年。突如其来的疫情，没有让新电改五周年纪念受到更多关注。回顾风风雨雨的五年，市场主体们对新电改的评价，普遍带有“各花入各眼”的特点：对电改的进程，有人评价“太慢”，也有人评价“太快”；对于电改的措施，有人说过于“和风细雨”，也有人说如“电闪雷鸣”。其实，仔细对比5年前原有政策，却不难发现基本计划制度已经“沧海桑田”或者“天翻地覆”。每个主体感受的不同，更多是缘于各地落实过程中的参差不齐。下一个五年，重要的工作组成部分就是把这些改变基本计划制度的顶层设计落实下去。

再看起点

谈变化，一定要找到基准，没有比较便没有差距，所以要从新电改开始前的基本计划制度情况谈起。2012-2015年，经过改革开放三十多年的努力，我国基本计划制度几经变化，进入了稳定成熟的阶段，分为规划管理、价格管理和运行管理三个部分，并在改革开放史上取得了辉煌的成绩。电力行业在保证用电价格基本平稳的前提下，克服了曾出现的煤价高涨等不利因素，实现了发电容量和输变电容量的超常规发展，保证了我国国民经济飞速发展所需的电力供应，最终使我国在2012年彻底摆脱了长期电力供应紧张的困境。这不但是我国改革开放的巨大成绩，在世界范围内也是电力行业发展的“奇迹”。成绩证明三大基本计划充分发挥了作用，是行之有效的管制制度。具体来说，规划管理制度以项目核准为依托手段，根据经济发展的预测，计算各地区电力电量的平衡情况，以煤机为例，当某地煤机预计达到某一利用小时满足了当地负荷预测所需电量，则认为当地电量供应满足平衡需求，如果预测煤机高于这一利用小时，则认为需要核准新的电源项目；价格管理部门自己不会另行制定标志平衡的利用小时数，会直接使用规划部门项目核准时使用的利用小时数，作为核定发电机组回收投资、获得投资收益所需电价水平的依据；运行管理部门制定年度电力电量平衡预案（发电计划）则是一方面落实规划部门设想的电量平衡，另一方面是落实价格管理部门给出的投资回报机制。通俗地讲，三大制度对于电力项目就是一个“管生又管养”的机制。

规划管理可以保证整个系统的冗余度，确保一定时间内系统可用电源容量的充裕；价格管理可以保证规划内的电源项目获得稳定的回报，在寿命周期内回收投资，并给电源投资带来稳定的回报预期，有助于鼓励电源投资；运行管理有助于公平地将规划、价格管理的目标落实，是以上两个管制职能落地的手段和保障制度。当然，运行管理职能并非全部都在政府职能部门手中，一般来说年度电量平衡职能（年度计划）由运行部门执行，而月度以下运行职能，特别是日计划和实时计划由电力调度机构执行，运行部门和监管部门一般要求电力调度机构保证年度计划执行结果偏差小于一定比例。好比运行部门交给某发电企业一只“饭碗”，电力调度机构负责按年度基本装满，但是装的快慢，装完略凹略凸，“米”贵的时候，还是便宜的时候装，总体属于电力调度机构自由裁量权限范围内。

因此可以认为，基本计划制度，规划、价格和运行管理三个环节构成了闭环的等边三角形关系，相互依存，任何“一角”的彻底放开，都会带来另外“两角”的放开或巨大改变。在2015年之前，国内已经出现了内蒙古多边交易等市场化的萌芽，但是总体上发电企业的电量计划近乎全部由经济运行部门分配，发电企业上网电价可以简单地分为国家核定电价和优惠电价，电网采用购售价差方式获得盈利，对于电量执行“统购统销”，电力调度机构具体负责电力和电量的平衡，指挥发电机组共同保证供应和交付电量，用户按照价格主管部门核定的目录电价支付电费，一般工商业和大工业用户执行地方政府价格主管部门制定的峰谷电价。

在我国经济进入新的发展阶段以后，特别是供应逐步宽松之后，基本计划制度“铁三角”自身的缺点逐步暴露：规划管理手段在负荷增长预测难以准确的情况下，不适应经济发展方式改变的要求；价格管理手段受到测算利用小时和实际利用小时数偏离的挑战，一旦实际利用小时低于预计利用小时，则会大大影响价格管理手段有效性，同时，价格调整的周期和频次，远远赶不上短期电力供需发生的变化，核定价格导致短期资源配置“劣化”的情况时有发生；发用电计划分配制度无法解决负荷预测偏差造成的电源过剩（紧张）矛盾，计划调度在传统电源利用小时逐步降低的情况下，公平性“屡屡受到质疑”。可以说，基本计划制度中涉及电力系统运营制度的部分已经不适应高质量发展的要求，依靠本身的完善无法解决问题，必须采用新的手段代替原有的基本计划制度。

回望来路

中发9号文提出的“三放开、一独立”要求，本质是对基本计划制度中的运营制度部分进行改革，就是希望通过市场手段来配置资源。人们总是高估3年的变化，低估五年的变化。回望5年来的改革之路，不难发现经过5年努力，目前的基本运营制度政策相对新电改开始前，变化的程度不是“松动”，是真的出现了沧海桑田一般的变化。

发用电计划分配制度在国家政策层面走向“寿终正寝”

渐进式改革是我国改革开放四十年来摸索出的有效经验，电力体制改革也不例外。过去5年，为完成中发9号文确定的放开发用电计划的任务，国家主管部门对于发用电计划的放开工作，采取了三步走的策略：第一阶段在2015年底国家主管部门提出了“八折再八折”的基本思路，即第一年放开20%的计划，第二年保留的计划打个八折，第三年保留的计划再打个八折，以此类推，以实现逐步放开。第二阶段国家主管部门推动按行业放开，2018年鉴于实际发用电计划的放开速度难以达到预期，国家主管部门转换思路试行按照结构性放开的原则，一次性在当年年中放开了建材、钢铁、有色、煤炭行业用电计划，市场主体称之为“四大行业放开”。第三阶段国家主管部门加大力度，彻底放开经营性发电计划。不得不说，这是主管部门最后对经营性发用电计划下的“催命符”。按照国家文件精神，经营性发用电计划被定义为除城乡居民生活用电、公共服务及管理组织、农林牧渔等行业电力用户，以及电力生产所必须的厂用电和线损以外的发用电计划。按照经营发用电计划的定义，全社会用电量中扣除我国居民、农业和重要公用事业和服务约占全社会用电量的21%，厂用电和电网输送线路损耗、变压器损耗约12%，自备电厂的自用电量约15%左右，其余为经营性发电计划电量。按照2019年一季度发改委信息公开通报会上的计算口径，经营性发电计划占全社会用电量的50%以上。这意味着，除居民和农业外，原有由经济运行部门分配的发用电计划，在基本制度层面全部放开。

电价制度改革在国家政策层面推动电力企业转型逐步开始

我国电网企业一直采用购销价差方式作为盈利手段，欲推动市场化必先改变电网企业按照目录电价卖电和按照核定电价买电的经营方式，改革的关键在于输配电价的核定和执行。一般来说，输配电价就像高速公路费或快递费，按照度电或者兼顾用电容量进行收取。2017年，国家主管部门出台了《省级电网输配电价定价办法》，输配电价监管框架体系初步建立，当年国家主管部门已批复三批共计32个省级电网及深圳市电网输配电价。据统计当时累计核减电网准许收入480多亿元，降价空间全部用于降低工商企业电价。2018年底前，国家主管部门推动输配电价改革覆盖区域电网，第一个监管周期的核定工作基本完成，输配电价水平持续降低。华北、华东、华中、东北、西北区域电网2018-2019年输电价格核定工作完成。至此，我国电力“高速公路”的收费标准体系在输配电业务价格基本制度中得以确立。

2019年，国家主管部门为将煤电企业彻底推向市场，对煤电上网电价机制作出重大调整。国家发展改革委在年末印发《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，取消了煤电联动政策，将原有标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化机制。过渡期，基准电价按当地现行燃煤机组标杆上网电价确定，浮动范围为向上10%、向下15%。电力现货试点地区不受浮动范围约束，其他地区市场化交易参照执行，对于仍由电网企业代理用户对应的优先电量仍然采用基准电价结算。煤电上网电价制度改革是在大量电量进入市场，煤电联动技术难度增大的背景下，直接采用市场价格波动来反映燃料价格波动，同时将波动控制在一定范围的重要手段。当时就有专家判断设立基准价是为取消国家核价、推动煤电全部进入市场作准备，果不其然，2020年中发9号文印发5周年之际，国家发改委颁布了2020版《中央定价目录》，取消了2015版中的“国务院价格主管部门制定上网电价和制定销售电价定价原则和总体水平”的规定，标志着我国竞争环节电价，在价格基本制度层面全部放开。

计划调度方式出现被电力现货市场机制替代的趋势

我国长期执行“半军事化”的计划调度制度，电力调度机构由于按照天、小时分配执行发用电计划，掌握颗粒度最小的电力资源配置权，业内都懂“有事找调度”，才能解决最终的运行问题。2015年11月30日，国家发改委、国家能源局一次性密集的出台了落实中发9号文的6个配套文件，包含五个“实施意见”、一个“指导意见”。其中的《关于推进电力市场建设的实施意见》是围绕“电力现货市场”建立现代市场体系的实施文件。通过电力现货市场建设替代传统的计划调度机制，解除电力调度机构的“电力资源配置权”，还权于市场主体，是制定该文件的初衷之一。

2017年8月，国家发改委和国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，明确南方电网所在区域（广东省先行启动）、蒙西电网所在区域、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为首批电力现货市场建设试点。电力现货交易机制落地过程中，广东省发挥了“先行先试”的带头作用：2018年8月底完成规则体系起草工作，公开征求意见，率先进入模拟试运行；2019年5月，又率先进入“真金白银”的试结算。2019年6月底，其余7个试点均进入模拟试结算阶段，2019年9月，其余7个试点均进行了为期一周的试结算工作。从8个试点地区已经开展的试结算结果来看，电力现货交易机制完全可以代替原有计划调度机制。实践出真知，我国电力行业担心“现货不如计划调度安全可靠的恐惧症”一夜之间，被“扔进了太平洋”。

远眺未来

基本计划制度在运营方面的改革，从顶层设计上来说取得了质的突破，对于我国电力行业庞大的体量而言，落实还需要假以时日。放眼下个五年，运营制度的改革依然任重道远。

发用电计划放开仍需加强落实与突破

发用电计划虽然在顶层设计层面从“破冰”达到了“质变”阶段，但在落实过程和自身突破上仍有较大努力空间。一是目前跨区跨省发用电比例放开偏低，并可能进一步对省内市场造成影响，需要加快指令性计划放开和跨省跨区统购统销放开，推动用户直接参加跨省区交易。目前跨省跨区优先发电放开1比例不足5%,远低于省内发用电计划放开比例，可能对部分受端省内市场造成影响。以某直辖市为例，2019年9-10月市外跨省受电量（基本为“优先发电计划”）约占总用电量50%，而该市经营性用电计划放开后该市优先购电仅约占40%，跨区跨省优先电量不放开造成发、用两侧放开比例差距进一步扩大。二是计划调度难以承接经营性发用电计划放开落地。2018年，业界曾预计“四大行业放开”可增加当年直接交易总量1500亿千瓦时以上，但各省实际进展较缓慢，总体采用鼓励未放开四大行业用户进入市场政策，并未强制放开。出现这种情况有对电价敏感的高耗能企业已经基本开展交易，地方政府进一步大幅扩大交易规模的动力减弱的原因，但是更重要的是计划调度机制与中长期电力交易机制并不匹配，发用电计划大幅放开后，需要加快电力现货市场建设与中长期电力交易机制衔接，才能真正实现经营性发用电计划放开落地，新机制“立”的工作进度，要跟上老机制“破”的工作进度。三是优先发用电计划可以自我突破转化为政府授权合同。优先发电制度承担的落实产业政策和保障民生的职能可以转由政府授权合同机制承担。政府授权合同是政府有关部门为了达到抑制市场力、实现产业政策等目的，确定一定数量占比的电量由发电企业与电网企业签订厂网间购售电合同，国际上通常为差价合约。政府授权合同一经授权，政府有关部门自己也不得随意进行调整和改变。政府授权合同在执行过程中，与其他市场化的中长期合同同等地位，通过电力现货市场公平地予以执行。目前，国内部分省市，已经出现了将优先发用电计划转为政府手段合同的尝试。

输配电价贯彻落实仍需加大工作力度

输配电价制度的贯彻落实，在技术层面上受结算方式的制约。转变电网企业盈利方式，完成中发9号文的相关任务，结算必须采用中发9号文规定“顺价”模式，这样才能让输配电价落到实处。令人遗憾的是，从省市场结算方式采用数量来看，绝大部分是“半顺价”模式2，其次是“价差”模式3，再次是“半价差”模式4，最少的是标准“顺价”模式，且目前使用是标准“顺价”模式的地区，仍强制使用原有计划体制下的峰谷系数，而非允许发电企业或售电公司对峰段和谷段直接出价。实际情况说明输配电价落地还需更大推动力度。要尽快让输配电价剥离调控职能和“蓄水池”作用，让位给发用双方在电力现货市场中形成的峰谷电价。实际工作中，要坚持“管住中间、放开两头”，要守住市场化的“初心”。好的顶层设计和好的制度发挥作用，靠的是强有力的专业化监管，市场模式可以征求意见进行讨论，可以“百花齐放”结合实际，因为市场模式基于发电企业、售电公司和电力用户是自主竞争、风险自负市场主体的定位，而输配电业务作为自然垄断的业务，不存在竞争风险，也相应不存在自由裁量权，价格政策应该得到无条件的执行。

电力现货市场需要集中力量推动

围绕电力现货市场，实质上中发9号文的诸项任务形成了“任务树”，推动电力现货机制建设是基本计划制度得以彻底改革的“钥匙”。目前的电力现货市场试点仍然是不成熟的，甚至有重大缺陷的。试结算过程中已经发现了现货价格过低、备用辅助服务交易未启动、“不平衡资金”较多、市场主体参与不全扭曲价格、信息披露还停留在原体制下等问题。考虑到电力现货市场机制在几十个国家和地区都已经执行20年以上，其理论和实践都相对比较成熟，从典型市场的框架来看，已经十余年没有发生大的变化，仅在进行细节的完善，可以判断电力现货市场试点反映出的问题，本身原因很少5，各项电力现货市场的配套措施和制度跟不上市场建设进展需要，是试结算存在上述问题的根本原因。电力现货市场存在的这些问题如何得以解决，答案就是集中方方面面力量继续深入的推动电力现货试点建设，相信“南墙”是最好的“老师”，“头破血流”之后，即使“嘴上不认输”，行动上还是会修正偏差，改进“变形的动作”。近期的重要任务，就是加快8个试点地区连续试结算的步伐。

习近平总书记指出，改革越往深处推进，面临的困难和挑战越大，遇到的硬骨头越多。推动新一轮电改向纵深发展，不但需要明确任务、思路、重点，还需要有抓总的机制和手段，要形成有效的平台队伍和工作机制。五年来，电改人敢于挑最重的担子、啃最硬的骨头，做到了“明知山有虎，偏向虎山行”。五年回头看，基本计划制度中的运营制度在政策层面已经出现了根本性的改变，相信只要我们拥有足够的战略定力，以功成不必在我的良好心态，以“钉钉子精神”持之以恒、坚定不移地推进新一轮电改，下一个五年，我国的电力市场化改革将取得更大的进展。

注1：按照用户可以与发电企业直接交易，而非电网企业代理作为放开标准。

注2：发电企业按照直接交易价格采用“一口价”方式结算，用户执行峰谷电价，平段价格采用“发电价格+国家”核定电价方式，用户各段电价减去发电企业的“一口价”就是电网企业收取的输配电价。

注3：发电相对核定电价（不分峰谷）降多少钱，用户的目录电价（分峰平谷）直接降几分，峰平谷降价绝对值相同，电网企业收取价差作为“输配电价”。

注4：发电企业按照直接交易价格采用“一口价”方式结算，用户执行峰谷电价，平段价格采用“发电价格+国家”核定电价方式，峰谷段采用原峰谷目录电价减去发电企业与国家核定输配电价之和相对核定电价降价额度做为电网企业峰谷段收取的“输配电价”。

注5：有也是部分试点在试结算初期对自身市场设计进行了部分简化带来的不能闭环问题。

本文刊载于《中国电力企业管理》2020年3期，作者系本刊特约撰稿人