2018年是改革開放四十周年，四十年來我國經濟社會發展取得了舉世矚目的成就，我國電力工業由小到大、由弱到強，我國一躍成為世界上首屈一指的電力強國。在電力工業發展壯大的過程中，我國形成了具有中國特色的電力工業管理制度。其中，發用電計劃管理(分配)、項目核準(審批)、電價審批(調整)制度1是長期以來電力工業計劃管理體制的三大基礎制度。項目核準制度保障發電容量能夠滿足經濟社會發展的要求，實現中長期電量平衡;電價審批制度保障電力項目在基準利用小時數2基礎上實現投資回報;發用電計劃管理制度用以落實項目核準制度設想的電量平衡，以及電價審批制度設定的投資回報。可以說發用電計劃管理制度是項目核準、電價審批制度落實的保障，是計劃體制下電力系統運營(經濟)制度的核心。伴隨四十年的改革開放，我國電力管理體制進行了四十年的深化改革，發用電計劃管理制度始終站在電力管理體制改革的舞臺中心，其發展變化直接見證了我國電力供應能力由弱到強的各階段特征，其間各種艱辛的市場化嘗試體現了我國電力工業堅定不移走市場化道路的決心。在中發9號文啟動新一輪電改后，特別是電力現貨市場試點籌備工作開始后，發用電計劃管理制度將以全新的內涵(市場監管的重要內容)，在未來的電力現貨市場設計和監管中發揮遏制市場力、提升規劃質量和準確性、實現政府對電力市場宏觀調控職能的重要作用。

四十年發用電計劃管理制度變遷

發用電計劃實際上是發電計劃(發電側)和用電計劃(用電側)的合并簡稱，發電計劃包含年(月)度發電計劃和日調度計劃3兩個環節。改革開放伊始至2015年中發9號文印發前，發用電計劃管理制度變遷伴隨電力供應形勢的“兩緊兩松”明顯分為四個階段：

第一階段(改革開放之初-90年代末期)，關鍵詞：供應緊張、“三電”辦、用電計劃。

我國的改革開放始于撥亂反正、百廢待興的1978年，此時我國的電力工業總裝機容量僅5712萬千瓦，電力供應能力較弱。十一屆三中全會召開后，我國經濟開始復蘇，但電力供應仍延續了長期以來嚴重供不應求的態勢，至上世紀90年代末才得以緩解。在此期間“三電”辦是發用電計劃管理的主角，用電計劃管理是發用電計劃管理工作的核心。“三電”4工作是指“計劃用電”、“節約用電”、“安全用電”，“三電”辦公室是各級政府管理計劃用電的組織形式，在同級經貿委領導下工作。機構設在電力部門(電業局、電管局、電力局)，主要任務是分配“用電指標”。由于電力部門“政企合一、廠網合一”，在長期供不應求的背景下，機組均能夠充分發揮發電能力，因此即使1985年“多元投資”辦電之后，經貿委系統對電力的計劃管理仍僅限于關注用電計劃，并未涉及發電計劃分配，發電計劃仍由電力部門自行管理。

由于當時缺電嚴重，據老同志回憶，改革開放初期部分省份用電即使處于“停四開三”狀態，省內用電量仍然超過網局5規定。因此“三電”辦的重點工作為分配指令性用電指標，對超指標用電企業采取拉閘限電的處理方式。華東電管局曾經做出規定，當因超指標用電導致周波下降至48赫茲，電力調度機構可以不經告知直接拉(用戶)電，這是供應寬松的今天無法想象的6。

“三電”辦的用電計劃管理是“以產定銷”的計劃管理方式。但在具體實施過程中，“三電”辦已經使用了部分經濟手段進行用電計劃管理，例如通過“議價電指標”和“平價電指標”調控需求，兩種指標的單位電價通常相差0.1元以上，所以當時發電企業的超發電量是其電量結構中效益最高部分。某種意義上可以認為這是電力供應緊張環境下，對用電側承受價格波動的一種試驗。

在這個階段，解決缺電問題是一切電力行業管理工作的核心。1985年5月，國務院批準國家經委等部門《關于鼓勵集資辦電和實行多種電價的暫行規定》(國發[1985]72號)。同年，華能國際電力開發公司、遼寧能源投資總公司、皖能投資公司成立。隨后，全國各省(區、市)紛紛成立能源、電力、能交、信托等投資公司。多元投資辦電推動發電裝機和發電量增速提升，“六五”、“七五”、“八五”、“九五”期間全國發電裝機容量年平均增速分別達到5.7%、9.6%、9.5%、8%，發電量年平均增速分別達到6.44%、8.63%、10.14%、6.33%。

第二階段(政企分開-2002年)，關鍵詞：供應平衡趨松、經貿委、發電計劃、增供擴銷。

上世紀九十年代末，我國發電裝機容量經過改革開放20年的快速增長，全國大部分地區實現了電量供應平衡有余，部分地區電量供應呈寬松態勢。1997年，國家電力公司成立，經過一年雙軌制運行，1998年國家電力部撤銷，電力行業管理職能劃歸國家經貿委，電力行業實現政企分開。在平衡趨松背景下，“三電”辦、用電指標分配和議價電逐步淡出視野，增供擴銷逐步成為電力行業的“熱詞”。當時增供擴銷的主要內容有加快電網建設改造、廢止限制用電的各種規定、免收新裝增容用戶供電工程貼費、實施一戶一表改造、強化優質服務、鼓勵用戶錯峰、緩收電費等，其核心目的就是推動“多用電”，消化當時富余的發電能力。尤其是在部分地區出現了“發供聯動”的優惠電，即用戶多用電可以價格優惠，期望以價格信號直接提振電力需求，這種優惠電的價格機制非常類似本輪改革“傳導”方式進行的電力直接交易。

政企分開后，經貿委系統主管發用電計劃，電力企業不再擁有制定發電計劃的權力，這一時期發用電計劃管理工作的重心集中在發電計劃上。各省級經貿委逐步開始涉足發電計劃的制定，國家經貿委著手建立年度發電量預期調控目標制度，成為經貿委系統主導發電計劃管理的開端。由于當時處于政企分開初期，雖然職能上經貿委系統掌握了發電計劃管理，但實際管理職能仍部分保留在各省電力公司，跨省發電計劃職能保留在國家電力公司的區域電管局手中。因此，出現了非國家電力公司資產發電廠反映利用小時分配不公平的現象，為此國家經貿委于1999年印發《關于優化電力資源配置促進公開、公平調度的若干意見》，要求按照“公開、公平、公正”原則安排獨立電廠利用小時和調度運行，該文件適應了發電投資多元化的大趨勢，標志著“三公”調度的思想登上電力調度管理的歷史舞臺，“同類型同容量機組利用小時基本相當”的調度監管標準，至今還在不同程度上沿用。除了“三公”調度思想，經貿委系統第一次提出了發電計劃分配向環保(具有脫硫脫硝設施)、低能耗機組傾斜，鼓勵“以水代火”等差別電量計劃分配的原則。在此期間，1999年國家在浙江、山東、上海、遼寧、吉林、黑龍江六省市開展了“廠網分開、競價上網”試點，市場采用單邊市場模式，均未引入用戶。其中，浙江省成為全國迄今唯一運行過一段時期電力現貨市場的省份。浙江省采用全電量競價上網代替日調度計劃，政府授權合同(年度中長期合同)代替年(月)度發電計劃的市場模式，日計劃調度首次由澳大利亞模式現貨市場代替，后由于供應趨緊，單邊市場電價上漲無法疏導，第一次以省為范圍的單邊市場嘗試中斷。

第三階段(2002年-2008年)，關鍵詞：供應再次趨緊、原電監會、單邊區域電力市場、發電計劃。

2002年，廠網分開之后，按照國家推動發用電計劃管理市場化的要求，原國家電監會分別在東北區域試點發電側單邊競價確定年度(月度)發電計劃(電量交易)、在華東區域試點發電側單邊競價確定日調度計劃(電力交易)。由于2002年以后，我國經濟出現了跨越式增長，電力供應再次趨于緊張，部分地區再次出現較為嚴重的硬缺電，電力市場試點地區電價上漲壓力巨大。由于單邊區域市場模式缺乏電價向用戶的傳導機制，2006年初，東北區域市場年度競價虧空34.36億，隨即東北區域市場轉入總結階段至今。華東區域市場完成現貨市場的試調電之后，于2007年召開總結會，雖然沒有宣布停止，但實際工作進入全面暫停狀態。第一次區域單邊電力市場全面代替發電計劃管理的嘗試沒有取得成功。但是，國家打破發電計劃管理的決心沒有變化。

區域市場試點工作剛剛暫停，國家就開始推行按照能耗高低和碳排放多寡安排年(月)度發電計劃和日調度計劃的嘗試，即2007年開展的“節能減排調度”試點，試圖通過“節能減排調度”代替發電計劃分配制度。試點地區為河南、四川、江蘇、廣東、貴州，要求電力調度機構按照風(光)、水、核、氣、煤、油的順序調度機組發電，煤電機組按照能耗由低到高進行調度。由于發電企業核定電價不能發生變化，只能由發電企業之間相互進行經濟補償(根據發電利用小時升降情況)，各方對于補償力度意見難于統一7，并且同類型機組能耗8和排放水平難于通過測量計算實現實時的數值化，“節能減排調度”工作試行一段時間后，“差別發電量計劃”的概念得到普及，各地政府普遍開始考慮能源消耗多寡和排放大小分配發電計劃，但是改變日調度計劃形成方式的努力沒有取得突破。

在此期間，原國家電監會還在第二階段“發供聯動”工作經驗基礎上，嘗試了“電力大用戶直接交易”試點。實質上是發電企業通過向用戶轉移部分利潤獲得額外發電指標的探索。雖然這個階段供應趨緊，發電企業已經無法享受第一階段曾經出現過的“議價電”待遇，超發電量電價往往低于計劃內電量電價，這也側面證明了第三階段的供需緊張程度遠遠低于第一階段。

除了對年(月)度發電計劃的市場化嘗試外，國家發改委和原國家電監會還對非電量交易(發電量轉讓)的市場化進行了嘗試和推廣。國家發改委推廣的是發電計劃指標的轉讓，被行業內稱為“替代發電”，原國家電監會提出的是發電合同(按發電計劃指標簽訂的合同)電量轉讓，被行業內稱為“發電權交易”，國網覆蓋區域推進較快。雖然各地叫法不同，但是都起到了發電企業之間優化發電計劃、規避經營風險的作用。特別是“十一五”期間關停的小火電依靠出售三年的發電指標(發電合同)，平穩退出電力運營，為節能減排政策順利實施做出了貢獻。

在區域市場建設和節能減排調度試點遭遇困難的同時，各地經濟運行部門逐步切實掌握了發用電計劃管理職能，只不過用電計劃管理工作的重點僅為制定迎峰度夏期間的錯峰拉路序位表，發電計劃管理是各地經濟運行部門的工作重點，通常以電力平衡年度預案方式進行。電力監管機構在推動市場化嘗試的同時，務實的選擇了維護良好市場秩序作為監管工作重點，并未因為電力市場化要取代發電計劃管理而采用“先破后立”的做法。在實際工作中要求電網企業按照各地經濟運行部門下達的發電計劃(發電指標)簽訂廠網購售電合同，作為大市場概念的監管工作起點，并明確通過《年度電力調度交易與市場秩序監管報告9》提出要求，日調度計劃累計完成各地經濟運行部門年度發電計劃的偏差需控制在正負3%以內，并對各省各電廠年度發電計劃(合同)完成率的標準平方差進行披露和監管。電力監管機構對于以西北某省為代表，部分地方政府經濟運行部門沒有做實發電計劃管理工作(任由電網企業分配年度發電計劃)的情況，進行了多次協調，為建立廠網之間平等的經濟關系做出了巨大努力。

第四階段(2009年-2014年)，關鍵詞：供應再次平衡趨松、地方經濟運行部門、大用戶直接交易。

2009年，全球性的金融危機對我國經濟發展造成較大困難，特別是對成本結構中電力占比較大的高耗能用戶，更是經營壓力巨大。以有色金屬工業為代表的高耗能用戶迫切希望降低用電成本。同時，我國電力供應能力經過“十五”“十一五”初期高速發展，2009年初我國發電裝機已經達到8億千瓦時，供需緊張局面大大緩解，除個別時段個別地區仍有高峰限電外，總體供應形勢平衡趨松。為拉動地方經濟發展，地方經濟運行部門對于電力大用戶直接交易態度越來越積極，開始放松發電計劃管制，劃出部分比例年(月)度發電計劃，改由電力大用戶直接交易方式形成該部分發電計劃。原國家電監會抓住機會，開始大范圍推進電力大用戶直接交易工作，并于2013年取消了電力大用戶直接交易工作試點審批程序，推動電力大用戶直接交易向常態化發展。

2009年，原國家電監會、國家發改委、原國家能源局三部委聯合印發《關于完善電力用戶與發電企業直接交易試點工作有關問題的通知》(電監市場[2009]20號文)，提出了較為完善市場準入條件、試點內容、計量結算等交易規定。同年，原國家電監會單獨印發了《電力用戶與發電企業直接交易試點基本規則(試行)》(電監市場〔2009〕50號)，對電力大用戶直接交易進一步明確了交易的可操作性規定。各地積極響應國家文件要求。特別是內蒙古自治區，地方經濟運行部門和原華北電監局同心協力建立了內蒙古多邊交易制度。內蒙古電力多邊市場2010年啟動，采用雙邊交易和集中競價(統一出清)兩種交易方式，大規模引入電力用戶直接參與交易，中間經歷了三起兩停，建立了內蒙古電力中長期交易機制(與今天各地按照9號文建立的電力用戶直接交易機制非常類似)，成為中發9號文制定過程中，中長期交易機制的參考樣本，為建國以來的年(月)度發電計劃管理方式向電力市場交易過渡摸索了經驗。通過電力直接交易，年(月)度發電計劃指標的獲取開始具有交易特征。同期，原國家電監會推動了輔助服務的商品化，在國內第一次提出了發電側輔助服務的明確概念，按照“可計量、可監管、可交易”的時序設計了建設路徑，在全國范圍內建立了發電環節的輔助服務補償機制。目前國內基于補償機制的發電側輔助服務市場試點，均是基于當時路徑設計中“可交易”階段的初級模式。

中發9號文印發后，發用電計劃放開成為各地政府部門和監管機構的共識，但是放開發用電計劃(特別是放開日調度計劃)的路徑仍在摸索過程中。各地建立了優先發購電制度，扣除優先發購電，其他年(月)度電量指標均用于電力直接交易。經過一段時間的實踐，各地經濟運行部門放開的發用電計劃與日調度計劃執行的矛盾逐漸突出，各方認識到除了用中長期交易機制代替政府手中的年(月)度發電計劃制定權，還要通過電力現貨市場改變日調度計劃形成方式，讓電力真正從發電指標還原為電力商品。2017年，國家發改委、國家 能源局發文，選擇浙江等8個省作為電力現貨市場試點省份，真正開始嘗試通過建立“現貨發現價格，中長期交易避險”的現代電力市場體系，徹底代替我國執行近70年的發用電計劃管理制度。

回顧四十年發用電計劃管理制度的變遷，我們能夠清晰的發現歷次變革都在針對當時階段的主要矛盾，問題導向一直是發用電計劃管理制度改革的指導思想。同時，還會發現，發用電計劃管理制度的變遷過程中，一直伴隨著電力市場化的各種嘗試，即使在第一階段計劃經濟意識較強時期，也有通過價格機制調節用電計劃的嘗試。

四十年發用電計劃管理制度改革

與電力市場建設的“艱辛探索”

隨著我國電力工業的快速發展，在發用電計劃管理制度逐步完善的過程中，電力市場化的舉措越來越多。甚至業內提到發用電計劃管理制度改革，就讓人立刻聯想起電力市場化。這是因為新舊經濟制度之間存在不立不破的關系。電力系統的物理規律在發用電計劃背景下和電力市場背景下完全相同，電力市場機制的性質是電力系統的經濟制度，與發用電計劃管理的性質完全相同，因此，發用電計劃管理制度的改革方向就是走向電力市場機制。雖然中發9號文之前的歷次電力市場化嘗試遇到了這樣或那樣的困難，但是所有的嘗試都推動了發用電計劃管理制度的自我完善、自我改良，使其適應了當時電力工業發展階段的需要。目前，發用電計劃管理制度到了從量變到質變的階段，電力市場機制已經開始在徹底代替傳統的發用電計劃管理制度。四十年來，不斷的電力市場化政策嘗試，不但為徹底代替發用電計劃管理制度進行了充分的探索，并且已經對各種不可行的路徑進行了驗證。

一是單邊電力市場試點證明單邊的中長期交易不可行，用戶應當承擔價格波動和功率平衡責任。單邊市場模式電網企業是唯一的購買者(用戶)，這種模式的好處是將市場建設過程中的風險全部保留在了電力行業內部，即使有一定波折并不影響經濟社會發展。例如東北區域市場的虧空并未對社會經濟造成任何影響，一旦市場出現問題，即刻可以退回發用電計劃管理的原有軌道。但是，單邊中長期交易沒有用戶參與，價格信號無法傳遞到用戶一側，造成電網企業作為單一購買方，要么在供需寬松的情況下“大贏”，要么在供需緊張的情況下“大輸”，用戶感受不到批發價格的變化，無法實現價格引導用戶的用電習慣的目的。單邊市場模式自身抗風險能力差，難以自我循環，這也是原國家電監會在內蒙古建設多邊市場過程中堅決直接引進用戶的根本原因。

二是經濟調度機制在發電多元化投資背景下，由于無法獲知真正的成本而無法發揮作用。自我國上輪電改以華東區域市場為代表的現貨市場建設停擺直至近期，仍有美國專家建議我國如電力現貨市場建設尚有困難，可在不取消發電計劃分配制度的情況下，先試行經濟調度。這種觀點聽起來有理卻謬之千里。電力系統經濟調度是指在滿足安全和電能質量的前提下，以最低的發電成本或燃料費用保證對用戶可靠地供電的一種調度方法，曾經在美國建設集中式現貨市場前使用(垂直一體化時代)。發用電計劃管理變遷的第三階段，我國進行的節能減排調度非常類似經濟調度，因為扣除燃氣，風(光)、水、核、煤的變動成本依次上升，燃煤機組之間能耗變化也與變動成本變化方向完全一致，因此節能減排調度試點可以說就是經濟調度的一個內核相同的變種。節能減排調度之所以不能真正實施，除了經濟補償機制難以建立之外，核心原因是無法獲知發電主體(火電)的真實燃料10消耗(變動成本)，即使可以通過投入巨資開發火電機組側的能耗計量裝置和技術，也沒辦法準確量化燃料在運輸過程中的損失。同樣道理，在發電投資主體多元化的今天，發電主體不會說出自己真實的能耗(用于發電排序)，自然也不會說出自己真實的成本，因此經濟調度就成了“空中樓閣”，由電力調度機構或者其他主體進行評估更是“蠢不可及”，這違反了市場主體自負其責的根本出發點。顯然，只有在現貨市場中，由發電主體自己報價，才能實現由價格引導的經濟調度。

三是電力市場化要代替的不僅僅是政府手中的年(月)度發電計劃制定權，還包括電力調度手中的日調度計劃自由裁量權。任何商品的買賣都是從現貨開始，任何商品只有轉化為現貨才能夠被使用，發揮商品的使用價值。無論用戶通過中長期交易(如電力直接交易)買了什么產品，都會在中長期合同中約定，什么時間和地點，進行中長期合同的現貨交割。例如，餐館購買西紅柿，無論合約簽訂多久、購買量有多大，都要約定每天或每隔幾天某一時間要送多少貨到餐館，這種“定時定量”送貨的行為就是西紅柿中長期交易的現貨交割，只有到了餐館的西紅柿現貨才能被加工成各種菜肴。電力不能大規模存儲和潮流在網絡中分配按照物理規律的特性，使電力中長期合同覆蓋電量的現貨交割和沒有電力中長期合同覆蓋電量(電力現貨交易量)的現貨交割必須在電力調度的指揮下進行，因此日調度計劃的市場化就是調度機構統一指揮進行現貨交割的過程。在發用電計劃管理體制下，發電企業將電網代理的全部用戶視為“一個用戶”，電力調度根據電力系統的需要組織發電企業進行計劃機制下的“電力現貨交割”，因此發電企業僅僅知道一年中自身會獲得多少發電量計劃，并不知道何時何地進行現貨交割，而是由電力調度機構在滿足安全約束的前提下“自由安排”交易雙方的發用電行為。因此，計劃模式下發電企業和用戶通常從政府獲得的不是電力商品，而是政府分配的“電力商品指標”(發用電計劃管理的對象)。電力監管機構在發用電計劃管理的第四階段已經發現了這個問題，沒有電力現貨的多邊電力直接交易仍然沒有擺脫交易電力指標這個魔咒。例如，內蒙古多邊交易在2015年已經放開用電量的50%以上，但是由于沒有現貨市場，日調度計劃仍然無法放開，發電企業通過交易獲得的電量仍以指標形式存在，沒有現貨交割環節，仍由電力調度機構安排生產，定價過程仍然違反電力發用功率實時平衡的物理規律，定價扭曲的可能很大。因此，用電力市場機制全面代替發用電計劃管理機制，需要通過中長期交易代替政府分配的發用電計劃，用電力現貨市場代替調度機構日調度計劃的自由裁量權。

中發9號文開啟了電力市場機制全面代替傳統發用電管理機制的新篇章，在過去四十年里電力市場化的所有嘗試取得的經驗，都應該得到應有的重視和尊重，畢竟忘記歷史是一種背叛，承認歷史，學習歷史，才能在今后的電力市場建設道路上走的更穩更好。

發用電計劃管理制度變革展望

建設電力市場機制，并非要求政府徹底放棄對發電計劃和用電計劃的發言權，也不是政府不能對電力市場進行宏觀調控，取消政府對發電計劃的監管也不符合中發9號文“三放開、三加強、一獨立”中加強政府監管的要求。電力市場機制要求對發用電計劃管理不能采用直接干預市場主體的經濟利益和經濟活動的方式，要通過建立規則、制度進行監管和調控。特別是，由電力市場機制代替發用電計劃管理機制的工作，需要價格等多方面政策的配合才能完成。展望未來發用電計劃管理制度的改革，需要在以下方面開展工作：

一是變優先發電計劃為政府特許授權合同。政府分配的年(月)度計劃在未來的電力市場中將被中長期交易機制替代，一方面用于直接交易的發電計劃空間由中長期交易雙方簽訂電力直接交易合同，按照電力現貨市場規則進行實物或者財務責任交割;另一方面政府直接分配給發電企業的發電計劃，由政府指定的售電企業(初期可為電網企業的售電公司)與發電企業簽訂購售電合同，性質為政府特許授權合同，或由政府定期告知交割功率曲線，或由一定規則在日前生成交割功率曲線，按照電力現貨市場規則無差別進行實物或者財務責任交割。無論是電力直接交易合同，還是政府特許授權合同性質完全相同，執行過程中沒有差別。

二是政府特許授權合同占電量的比例根據抑制市場力的需要設置。部分建設了現代電力市場體系的國家和地區保留了政府特許授權合同，主要原因是為了抑制某些容量占比較大發電企業的市場力，例如，新加坡市場運行至今，政府仍向容量占比較大的發電企業分配特許授權合同，以維持市場運行順暢。由于我國大部分省份目前均有容量占比較大的發電企業，因此新加坡等市場的經驗對我們非常有借鑒意義。通過硬性要求某些容量占比較大發電企業簽訂指定價格、指定數量的特許授權合同，鎖定該部分企業一定的生產能力，降低其操縱市場價格(現貨價格和中長期交易價格)的能力。需要重點關注的是政府特許授權合同占電量比例，是根據要抑制市場力企業的發電容量占比經計算得出，而非隨意設置。

三是保證發用電計劃同步放開、加快縮減，盡快結束雙軌制。目前，發用電計劃放開過程中，優先發電與優先購電的絕對量并不相等，發電計劃、用電計劃相互拖后腿，導致發用電計劃放開的進程延遲。對于產業政策鼓勵的可再生能源應逐步退出優先發電，通過定額補貼、差價合約等機制推動可再生能源進入市場，充分發揮可再生能源變動成本低的優點，利用現貨市場機制充分消納;對于優先用電，實際上是交叉補貼沒有解決的暫時妥協之策，應該盡快核算交叉補貼，按照功能核定輸配電價，盡快取消優先用電，畢竟市場的唯一原則對于買方就是同等條件“價高者得”。當然，這不是說對于弱勢群體或無議價能力的用戶立刻要暴露在波動的市場價格當中，如仍希望維持目前電價水平，可以通過向所有市場主體征交叉補貼費等方式，改“暗補”為“明補”。其他領域的改革經驗已經證明，雙軌制不是一個好的選擇，因為雙軌之間存在較大的套利空間，易引發大量的矛盾，并且會影響市場優化資源配置的效率。

四是加快電力現貨市場和與之配套的電力中長期交易機制建設承接發用電計劃的徹底放開。從四十年發用電計劃管理機制的變遷歷史來看，要想真正改變發用電計劃制度，必須通過“電力現貨+中長期交易”的現代電力市場體系承接“調度計劃+年(月)度發電計劃”，電力工業的基礎性地位和對社會經濟的重大影響，要求電力市場機制替代發用電計劃管理制度的過程要遵循“不破不立、不立不破”并行的原則，即“同破同立”，電力市場建設要緊密結合發用電計劃放開，兩項工作統籌考慮，相互促進。

此外，電力市場機制代替發用電計劃管理機制，作為電力系統運營的經濟機制后，將改變了運營機制(發用電計劃管理機制)只能被動落實項目核準制度的地位。電力市場機制可以清晰的看到電力的位置價格，不同價區的電價差可以準確測算輸電項目的收益，為輸電項目的核準提供準確的依據;電力現貨市場的時序價格規律，可以對電源類型的選擇提供依據，如果是短時尖峰價格升高，則應投產燃氣機組等頂峰電源，如果是平均價格升高，則應投產基荷電源。量化而準確的數據輸入(電力市場數據)可以大大提高規劃的準確性，杜絕規劃像“鬼話”的情況出現。電力市場機制不但本身可以優化資源配置，還可以提高規劃階段優化配置資源的能力，這是目前發用電計劃管理機制無法做到的。

四十年滄海一粟，四十年來我國的發用電計劃管理工作在滿足經濟社會發展需要的同時，不斷自我改良、自我突破，許許多多的電力市場推動者本身就是發用電計劃的管理者，胸襟氣魄讓人欽佩。當我們站在中國特色社會主義新的發展階段，順應新時代召喚，建立現代電力市場體系是國民經濟發展對電力工業的新要求。擊楫中流，方顯英雄本色，數風流人物，還看今朝!

注1：以下簡稱發用電計劃管理制度、項目核準制度、電價審批制度。

2：在電量平衡預測階段由執行電力項目核準的部門測算提出。

3：含日前、日內、實時三個部分，下同。

4：“三電”工作由周恩來總理提出。

5：網局指當時的區域電管局，區域電管局負責省間統購(配)電量的分配工作，負責參與多省平衡的發電廠發電指標分配。

6：目前，現行規定為：在電力系統正常狀況下，孤立電網容量為300萬千瓦以下時，頻率偏差不得超過0.5HZ，為300萬千瓦以上時，頻率偏差不得超過0.2HZ;在電力系統非正常狀況下，頻率偏差不得超過1.0HZ。

7：由于當時煤價較高，且高參數機組、低排放燃煤機組多為新投機組，財務負擔較重，甚至綜合成本要高于折舊已經完成的老舊機組，個別企業出現了多發多虧的現象，缺乏補償老舊機組減發的價格空間。

8：特別是無法考慮煤炭運輸損失。

9：具體名稱歷年版本略有不同。

10： 水電排序為水耗。

版權聲明

本文刊載于《中國電力企業管理》2018年09期，作者系本刊特約撰稿人。

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