《意见》采取的路径是实行计划与市场的双轨制，这种改革思路类似我国80年代初期的市场化改革，实践证明，这种逐步过渡的方法可以保证改革过程的风险可控，这对于电力工业尤为重要

宋枫(中国人民大学经济学院副教授)

《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(以下简称9号文)揭开了我国新一轮电改的序幕。为配合九号文的实施，发改委近日公布了六个配套文件，我们对其中的《关于有序放开用电计划的实施意见》(以下简称《意见》)进行简短解读。

本轮深化电力体制改革的重点任务之一是推进发用电计划改革，更多地发挥市场机制的作用。目前发电侧是高度计划经济，各发电厂每年的生产计划不是根据市场需求情况自发调节，而是需要遵从政府制定的用电计划。更多发挥市场机制作用本质上是使发电企业可以根据市场情况自主做出发电量的决策。但是，由于我国电力市场尚未完全建立、价格机制没有理顺，发用电计划短期内全部放开会存在几个问题：一是电力具有公共事业属性，需要满足电力普遍服务，目前我国居民、农业和重要公用事业和公益性服务等的用电由于交叉补贴价格较低，参与市场竞争将无法保证这些用电需求。二是电力商品具有特殊性，不能大规模经济存储，供需要保证瞬时平衡，因此保障电力系统平稳安全运行尤为重要。三是新能源如风能、太阳能等发电成本过高，无法和传统发电方式竞争。四是由于电价没有充分反映发电的外部性，一些高能耗、高排放的发电机组由于建设较早，初始投资早已回收，发电成本远低于后期建设的高效和低排放的发电机组，因此节能高效机组不具有市场竞争优势，不利于节能减排工作。

针对以上问题，《意见》总体上比较重视和强调“有序放开、平稳过渡”。总体思路是通过优先购电制度和优先发电制度保留一部分的发用电计划，释放出来的发用电计划则通过直接交易、电力市场等方式逐步交于市场配置，以此保证电力供需平衡、保障社会秩序，并促进节能减排。具体而言包括以下几个方面：

首先，在用电侧建立优先购电制度，按照政府定价优先满足一产、三产中的重要公用事业、公益性服务业行业以及居民生活用电需求，这一措施保障了电力基本公共服务供给，实现电力普遍服务功能。

其次，在发电侧建立优先发电制度，保障以下电量的优先出售。一是纳入规划风能、太阳能、生物质能等可再生能源;二是调峰调频电量;三是热电联产;四是跨省跨区的国家计划、地方政府协议送电量;五是水电、核电、余热余压余气、超低排放燃煤机组优先发电。可以看出，设立优先发电制度主要目的有两个：一是促进新能源发展和节能减排;二是为调峰调频电力留足空间，用以保证电网平稳运行。

第三，优先购电和优先发电制度仍然保留了部分计划发电，除去这部分优先的发用电计划，剩余部分可以逐步由市场来进行配置。但由于我国电力市场体系尚未建立，《意见》提出在未实行电力市场试点的地区主要的市场配置路径是通过用电方和售电方直接交易，逐步建立、规范和完善直接交易机制;在具备条件的地区试点电力现货市场，在此基础上积累经验、完善规则，进而向全国范围推广。这符合我国推行改革一贯采用的方式，是一个“试错”的过程，也是用实践检验真理的过程。

第四，在推进电力供需双方直接交易方面，《意见》明确了市场准入门槛，绝大多数的发电厂可以进入市场直接交易，用电方工商业用户从高电压等级到低电压等级逐步开放，售电公司、地方电网和趸售县、产业园区和经济技术开发区整体可以参与直接交易。但特别强调了也要从国家产业政策、能耗、环保等方面完善市场准入条件，不符合国家产业政策、能耗、环保不达标的企业、违规违法企业不允许参与直接交易。

第五，采取多种措施保障电力系统安全运行和供需平衡。《意见》在发电侧要求充分预留发电空间，优先保证调峰调频电力，在用电侧加强电力需求管理，推广电力响应制度，制定有序用电方案，既保证日常电力电量平衡，也关注到重大自然灾害和突发事件时候的应急保障机制。

九号文提出的对传统发用电计划改革指导意见包括三个方面内容，分别是有序缩减发用电计划、完善政府公益性调节服务功能以及提升需求侧管理为主的供需平衡保障水平。《意见》具体细化了这三方面内容，更具有操作性，尤其是在“有序放开”方面提出了细致可行的意见。《意见》也与其他配套文件，尤其是《推进电力市场建设的实施意见》相互衔接，紧密联系。《推进电力市场建设的实施意见》中指出，未来电力市场主要采取以中长期交易为主、现货为补充的市场交易形式，而电力供需双方直接交易签订的大多为中长期合同。

总体而言，《意见》非常重视电力运行安全、保证电力供需平衡和保障社会秩序，强调在发电端从计划配置到市场配置电力电量的平稳过渡，而采取的路径是实行计划与市场的双轨制，这种改革思路类似我国80年代初期的市场化改革，实践证明，这种逐步过渡的方法可以保证改革过程的风险可控，这对于电力工业尤为重要。

当然，这种过渡安排仍存在一些问题需要进一步明确或者给予足够的考虑，我们这里抛砖引玉提出以下一些问题：

第一，目前保留了发用电计划，在发电侧市场未建立时可以起到有助于电力市场稳定运行以及兼顾环保节能等目标的作用，但这些计划用电到底有多少，这些计划是过渡性质还是会永久保留，这部分计划是否最终也会放开?市场配置的数量过少的话，并不利于市场的发展，或者说市场发挥的作用就非常有限。

第二，地方政府对保留的发用电计划有较大的裁量权，而主推的直接交易方式是否会沦为地方政府鼓励地方企业譬如本地电厂或者某些高耗能企业发展的工具?如何严格执行市场准入制度，防止这类问题发生?

第三，计划和市场双轨制运行可能会存在套利空间，能否避免?当计划电和市场电价格不一样的时候，可能会产生两个体系之间的套利行为甚至寻租。这个问题可能与发用电计划制定和分配的机制直接相关，这些计划能否公开透明地向社会公布?是否能对套利行为进行有效监管?

我们对这些问题也没有明确的答案，因为任何一项改革都是一个试错的过程，是在实践中寻找最优路径的过程。电改九号文以及目前出台的配套文件为新一轮电改设定了大的框架与实施原则，但实施过程中会出现大量新的问题，我们建议监管层应该动态地看待这些问题，在实践中及时制定新的实施细则或者修订不符合现实的实施细则。