2019-07-09 08:11:30 南方能源观察 　 作者： 姜黎  

2019年6月22日，国家发展改革委发布《关于全面放开经营性电力用户发用电计划的通知》，被业界称为中国电力行业从计划全面迈向市场的标志性文件。

根据2018年用电量数据测算，经营性电力用户用电量占全社会用电量比例近半。而由于文件发布时已至年中，大部分电厂与用户已经签订年度合同，全面放开的效应将有一定滞后性。

文件指出，中小用户可根据自身实际自主选择，也可以放弃选择权，保持现有的购电方式。经营性用户未来有两个选择：一是参与直接交易，自己向发电企业买电或由售电公司代理买电；二是不愿引入市场的用户仍由电网公司代理向发电企业购电。

这意味着各省区数以万计的用户拥有进入市场的资格，正如许多业内人士判断，售电公司的必要性进一步显现，将获得一定的发展契机。比如，可在当前基础上进一步探索平台化运营，对接发用双方，开发标准化、个性化产品，扩大零售市场效应。

而用户侧的放开需要发电侧跟进。若继续维持当前的直接交易模式，对煤电来说将形成进一步“打击”，在很多地方，机组用于“保生存”的基数电量将继续减少直至取消。鉴于偿还贷款的需要，加上利用小时数考核要求，亏本发电的电厂数量或将进一步增加。不过，从另一个角度讲，目前个别省区相关主管部门用基数电量分配来撬动市场部分让利的方式也将失效。考虑到多年电煤价格高企与直接交易不断让利下煤电的生存状态，各地放开的幅度与时间表可能具有较大差异。

相关业内人士透露，未来电网公司将不再以燃煤标杆电价为基础，而是基于新的基准价格上下浮动的电价向发电企业购电。关于浮动价格机制的配套文件已总体完成，届时，燃煤机组的标杆电价将退出历史舞台。

发用电计划的全面放开将进一步倒逼市场机制的不断完善，通过竞争，让不同机组“物尽其用”，获得应有的补偿，提高系统效率才是最终目标。

另外，在当前大部分地区尚未建立现货市场的情况下，发用电计划继续放开，将给调度形成较大压力。调度需要面对多重目标约束，包括中长期合同执行、清洁能源保障性收购等等，可用的平衡手段相比从前减少，且对机组后期的经济性补偿也缺乏统一标准。一位从业者说，目前的偏差结算价格难以让各方满意，出现时而多发电比少发电更赚，时而少发电比多发电更赚的现象。如果市场不能“升级”，发用电计划的放开很可能有所折扣。

发用电计划的全面放开对电网利润在继降低一般工商业电价后将造成新的压力。高价用户很可能进入市场与低价电厂直接交易，这使得电网原本用于交叉补贴的渠道“流失”，留在电网的剩下低价用户，电网要代理他们去跟高价电厂购电，利润受到挤压。

文件同时指出，重点考虑核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源的保障性收购，并积极推进风电、光伏发电补贴平价上网工作，对平价上网项目和低价上网项目，要将全部电量纳入优先发电计划予以保障，在同等条件下优先上网。鼓励经营性电力用户与清洁能源开展市场化交易，消纳计划外增送清洁能源电量。

未来，可再生能源保障性收购的优先顺序将取决于其经济性，平价项目最优先，越经济的可再生能源消纳位置越靠前。存量项目保量保价部分可能被压缩，要争取更多电量，将更依赖于市场。