全面放开发用电计划 4行业成改革突破口

　　中央经济工作会议提出，2018年要加快电力市场建设，大幅提高市场化交易比重。今年的《政府工作报告》也提出加快要素价格市场化改革。为此，电力市场化交易改革顺势而为，迎难而上。

　　大动作终于来了！

　　7月16日，国家发改委、国家能源局发布通知，积极推进电力市场化交易，进一步完善交易机制，并出台了《全面放开部分重点行业电力用户发用电计划实施方案》。这意味着，深化电力体制改革，推进市场化交易机制迈出重要步伐！

　　2015年新一轮电力体制改革启动以来，电力市场化交易得以大力推进，我国逐步建立了规则明确、组织有序、形式多样、主体多元的市场化交易体系。

　　改革在市场化、降成本等方面效果初显。2017 年，各地签订直接交易年度、月度合同以及平台集中交易合同电量，加上跨省区市场化交易、发电权交易等其他交易品种，累计完成市场化交易电量1.63万亿千万时，同比增长45%；市场化交易电量达到全社会用电量的26%，度电平均降价约5分。今年上半年，电力市场化交易继续推进，交易品种形式不断创新丰富，市场化交易电量累计突破8000亿千万时，同比增长24.6%。

　　那么，新一轮改革的着力点和突破口在哪里？麻辣财经采访了有关部门，第一手的解读全在这里了。

　　建立“基准电价+浮动机制”的价格形成机制，4行业率先试点

　　为了进一步出实招、硬招，确保电力市场化交易比重有明显提高， 2018 年我国选择煤炭、钢铁、有色、建材4个行业电力用户，率先进行全面放开发用电计划试点，进一步扩大交易规模，完善交易机制，形成新的改革突破口和着力点。

　　同时，《实施方案》明确了目标任务，列出详细时间表和路线图，确保4个行业用户发电计划整体放开。

　　“这4个重点行业市场化程度较高，在电力体制改革过程中已经参与了市场化交易，市场经验丰富。所以，全面放开发用电计划，在这4个行业试点具有较好的基础。” 国家发改委经济运行调节局局长赵辰昕表示，通过先行先试，有利于充分还原电力商品属性，理顺和打通电力及其上下游行业的价格市场化形成机制，形成全产业链价格联动、利益共享、风险共担协同发展格局，进而有效促进社会主义市场经济的平稳健康运行。

　　根据《实施方案》，这4个行业电力用户遵循“应放尽放”等基本原则，用户全电量参与交易；具备条件的用户，同步放开发用电计划和电价，由用户和发电企业自主协商确定供电方式和价格机制。

　　试点企业参与改革的甜头是实实在在的。根据《实施方案》，重点行业电力用户与清洁能源开展市场化交易，可适当减免交叉补贴；鼓励参与跨省跨区市场化交易的市场主体消纳计划外增送清洁能源电量，并可通过协商适度降低跨省跨区输电价格。

　　那么究竟如何进行市场化交易呢？

　　一方面，进入市场的发电企业、用户和售电企业都要在交易机构注册、公示，纳入市场主体目录，才有交易资格。市场主体选择进入市场，3年内不可退出。

　　另一方面，还要依靠科学合理的市场化价格形成机制。2018 年起，煤炭、钢铁、有色、建材等重点行业电力用户参与市场化交易，不再执行目录电价。鼓励电力用户和发电企业在签订电力市场化交易合同时自主协商，约定建立“基准电价+浮动机制”的市场化价格形成机制。电力用户的用电价格，由三部分相加组成，包括与发电企业协商的“基准电价+浮动机制”价格、政府明确的输配电价（含损耗）和政府性基金及附加。

　　所谓“基准电价”，就是交易双方根据发电企业电煤来源，自主协商选取合理的基准电煤价格，将与其对应的发电价格确定为交易合同的基准电价。双方协商达不成一致的，推荐参考煤电标杆上网电价或电煤中长期合同价格对应的发电价格确定为基准电价。而“浮动机制”，则是指用户和发电企业签订电力市场化交易合同时，可自主协商建立价格浮动机制，综合考虑各类市场影响因素，协商确定浮动的参考标准、浮动周期、浮动比例。协商达不成一致的，推荐综合考虑发电成本和各类市场因素，实施浮动，可每季度浮动调整一次。

　　市场化交易电量达到全社会用电量的26%，一度电平均降价约5分

　　大幅提高市场化交易电量规模，主要是计划放开、取消限制。《通知》提出，进一步加大力度推动发用电计划放开，发电侧除了清洁能源、调节性电源等优先发电之外，用户侧除了居民、农业、重要公用事业和公益性服务等优先购电之外，其他经营性的发用电都应放开。

　　各地要取消市场主体参与跨省跨区电力市场化交易的限制，鼓励跨省跨区网对网、网对点的直接交易，对有条件的地区，有序支持点对网、点对点直接交易。同时支持电力用户与水电、风电、太阳能发电、核电等清洁能源发电企业开展市场化交易。

　　大幅提高市场化交易电量规模，还要提高供给侧的参与度，推进各类发电企业进入市场。按照要求，2015年《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》颁布实施后核准的煤电机组，投产后一律纳入市场化交易，同时推进水电、风电、太阳能发电、核电、分布式发电等进入市场。拥有燃煤自备电厂的企业，按照国家有关规定承担政府性基金及附加、政策性交叉补贴、普遍服务和社会责任，取得电力业务许可证，达到能效、环保要求，成为合格市场主体后，也将有资格按交易规则参与交易。

　　大幅提高市场化交易电量规模，还得提高需求侧的积极性，放开符合条件的用户进入市场。包括进一步放开用户电压等级及用电量限制，符合条件的10千伏及以上电压等级用户均可参与交易。支持年用电量超过500万千瓦时以上的用户与发电企业开展电力直接交易。

　　改革进入深水区，利益相关方的疑虑不容忽视。不少用户担心，选择市场化交易，被强制要求用电量怎么办？用户选择退出市场化交易，会否被强行断电或漫天要价？而发电企业也担忧，签订合同后，用户随意退出，损失谁来负责？

　　稳妥推进改革，消除市场主体的后顾之忧。“改革坚持积极稳妥原则，保障用户安全可靠供电不受影响，决不允许因进入电力市场而导致用户供电中断的情况发生。”赵辰昕说，电网企业要承担保底供电责任，对暂未能签订直接交易合同的电力用户，以及参与市场化交易又推出的电力用户，提供保底供电服务，并按照相关政策规定收取电费。

　　稳妥推进改革，“有形的手”不能越位。各地区有关部门要最大限度减少对微观事务的干预，充分尊重和发挥企业的市场主体地位，不得干预企业签订合同，不得强制企业确定电量和电价，不得干扰合同履行，不得实行地方保护。（陆娅楠）