6月27日，国家发展改革委在网站公布《全面放开经营性电力用户发用电计划有关要求的通知》（以下简称《通知》），深度能源观察专家组对全面放开经营性发电计划文件进行了讨论解读，初步分析无关对错，现就要点和专家组主要观点和市场主体分享。
（来源：深度能源观察 ID:shendu-energy 作者：深能智库专家组）
问题1：如何整体看待这个文件？
今天的政策是对前几年工作的深化和大规模放开的补课。首先建议关注经营性电力用户的定义，我国居民、农业和重要公用事业和服务占全社会用电量的21%，其中还有12%的厂用电率（5%~6%）和电网输送线路损耗、升降压（6%），还有15%左右的自备电厂。按照一季度发改委信息公开通报会上的计算口径，扣掉这些以后剩下50%以上，按2019年来说有3.5万亿的量。这部分放开以后有两个去处，一个是市场化交易，到今天大型用户基本都进入市场，后期进入的大都是中小企业。理想情况下，如果不打折扣完全落地，2018年有1.6万亿的直接交易，这份文件6月底出台，下半年底可以增加1万亿，即2019年总体可达近2.5万亿的直接交易量，到2020年可能就达到3.5万亿千瓦时的直接交易量。如果不进入市场，例如有些省一般工商业已经放开了直接交易，但中小用户不愿意进入，那就是在酝酿讨论的现有机组价格改革。该部分电量可以由电网代理向发电企业购电，基于国家近几年倡导的基准电价上下浮动购买。
其次文件第五部分是惯例，一部分是优先购电用户保障性工作，一部分是清洁能源保障发电工作，这里面一部分是未来无补贴平价上网，发不出来的部分可以转让发电权。政策的意思是占全社会用电量50%以上的电量要放开，这部分放开要发电企业去寻找自己的用户，如果找不到，那就电网代理向发电企业购电。这是站在用户侧一次性放开了发用电计划。难点在两处：一是各地政府有没有动力去放开，因为如果过分过快的放开，发电企业能否承受，如火电还有50%以上亏损，这是地方政府要考略的；二是没有现货市场，调度是没法同时保证保价保量保清洁能源的，因此还有很长的一段路要走。因为是6月份出台，今年很多长期合约都已经签掉了，很难再改，所以整体效应上不会很强，真正发挥威力预计在明年。这个机制的设计是比较有效力的，因为这要求发电企业自己去寻找用户，如果不找，那就由电网企业代找。
问题2：自备电厂未来的发展？
2002年厂网分开后各种政策出台了，今天的政策相当于是对过去20年的总结，以前收的上来的都收上来了，收不上来的压力很大。对于自备电厂来说，如果没有根本性地政策，没办法解决现在的问题。同时，自备电厂参加交易的动力不足。部分地区现在甚至不知道自备电厂的发用电计划。因此对于自备电厂来说，文件要说，但不是文件实施的重点。
问题3：对新能源平价项目有和影响？
从目前规则来看，国家要保平价和走向平价的项目，未来消纳空间优先让这些机组使用。按现在的空间来说，这些机组参加交易的动力不大，反而是以前不弃风弃光的机组，现在在优先顺序中往后靠了，他们会参加交易。
问题4：这些机组的交易价格是否会比以前低？
对。
问题5：之前提到的配套的关于浮动价格的文件，现在到什么进度了？
这应该是标杆电价制度改革，具体内容还不得而知。
问题6：后面的火电电价怎么看？
从过去20年来看，煤电企业利润的上升往往是电量增长放缓，营收增长放缓的阶段，所以某种意义上说煤电是逆周期的。如果正面不好判断的话，那就反向判断处于什么周期。煤电企业70%以上的成本在于煤炭，煤炭价格直接决定了煤电企业的利润，煤炭价格和经济增长曲线不吻合，煤炭价格斜率远远大于经济增长的曲线斜率。单纯的看政策对煤电来说影响很小，要综合考虑。
问题7：是否可以认为今后全部由市场化的方式形成交易电价？
应该说是市场化的起步阶段，但不能说是全部是市场化电价，因为还有21%的电量没放开。另外即使放开了还有部分煤电机组不能放开，因为还有保供保民生，比如东北供热机组。如果放开电价这部分机组一定亏损，因为东北热价很低。要保证煤电生存，要保证电价。因此即使全部放开，也不能完全落地，这也是不能说电价完全市场化的一个原因。同时要认识到真实的供需才能决定真实的价格。现货市场的价格才是真实的供需，没有现货市场的不是真实的电价。另外从全球来看，没有一个国家现货市场开启以后电价有下降，所以也不能说未来煤电价格一定会下降。
问题8：电网企业可能代理放开的用户交易吗？
至少初期很有可能，因为售电公司还没做好准备，需要一个过程，也需要现货市场建设。一般工商业也好，非居民、农业其他用户也好，有优先选择权，可以去市场上和售电公司等去谈，但也可以维持原状。但这部分政策上是放开了，在不具备条件的情况下，用户可以把这部分电量的代理权交给的电网，由它代理向发电企业去买。过去4年里有这样的事情发生过，北京电采暖用户大部分在农村和老城区，不能热网改造，电采暖是二次能源，不是热电联产的，成本高于用气采暖，经济性差。北京电力公司就代理这些用户单边采购，相当于招标，比如按最高出0.25元/千瓦时买电，由发电企业向下竞价。虽然上限价格很低，但是现在电量指标珍贵，因为我国对发电企业不仅有利润考核要求，也有量的要求。受到另外指标的干扰，招标可能出现很低的价格，这也是为什么要设立最低限价的原因。
问题9：这个政策与这两年降一般工商业电价10%的协同作用？
降电价针对的是不进入市场化的部分，但是进入市场化以后就没有降电价的说法了，都是浮动电价了。
问题10：各位专家对于新能源降电价能否再多说一些？
我国可再生能源法是要求可再生能源全额收购，可再生能源之间的优先顺序取决于他们内部的经济性，平价项目一定是最优先的。如果没有弃风弃光那没问题，但是如果有弃风弃光，那一定优先平价项目。越经济的可再生能源顺位越靠前。这个文件没涉及可再生能源价格调整，潜台词是如果都保障不了可再生能源全额上网，优先让越便宜的可再生能源受损越少。
问题11：自备电厂的理解有两种，一种是自发电不缴纳交叉补贴，一种是要先补齐交叉补贴，再进入市场，哪种对？
两种都可能对，又都可能错。前面说了交叉补贴，谈了20年收交叉补贴，但自备电厂高速发展了20年。专家普遍认为去谈这部分没有特别大的商业意义。另外，大型自备电厂一般都是孤网运行，即使交了补贴，也和大电网没关系。比如有1000万千瓦的电厂，即使交了补贴，他和大电网也不相连，他没有成为市场合格主体，参加市场的动力，所以不必花很多精力在这上面。
当年自备电厂建设时，是因为公用电网供电能力不足。当时都是切掉了企业办职工福利的钱办的动力车间，而且是鼓励自备电厂上网支援国家建设的，自备电厂为平衡大电网作出了巨大贡献。但是到了今天形势发生了变化，所以情感上很难说对错。
问题12：跨省跨区的水电是否也要竞价？
从这份文件来看，省内扣掉居民、农业，省级政府分配的计划都放掉了。但是部委层面的计划基本没动。这和电源构成有关系，省内主要是煤电，部委层面是各种各样的，特别是有为实现国家战略建设的电源和专用通道，有水电，有其他电源，问题是比较复杂的。有兴趣的朋友，可以自己算一下，扣掉21%的电量，再对应省内的可再生能源，如果不放开省外来电，两边不平。那就是两种选择，一种是用户不放，一种是省外来电等比例放开。这份文件也不会一步到位，文件也写了逐步放开。但是业内专家普遍认为大水电的放开已经不是一个很遥远的事。过去的5年里，已经有大水电参加网对网、点对网的交易了。随着市场化进程，大水电跨区计划放开已经在目光可及的一件事了，大水电也感受到了巨大的压力。
问题13：弃风弃光如何理解？未来是否存在电价实际下降可能？
没弃风弃光的地区不用谈，有了弃风弃光的地区，要求核定保障利用小时数，在这之外的要参加交易。补充一点，文件中有个小细节，在第20款，要求分为保量保价和保量竞价两部分，有一部分要求竞价，但是对平价项目会有一定照顾，要求全部纳入优先保障。原来存量机组可能要弃风弃光给平价项目让路。对于前面其他专家说的假如省内全放开要动省外来电，怎么办？长期来看，很可能列入与20款同样方式，保量不保价，与省内21%的保障用电相对应。
存量的可再生能源在经营期内的电价一定不会变，但是可再生能源总量会变大。随着平价项目增多，可能原来发1500小时，现在只能让它发1000小时。
问题14：请熟悉核电的专家解读文件中变更了核电为首要优先发电电源，这传达了什么信号？
总体上讲保障政策中，非水可再生能源声音最大。核电有一定调节能力，所以基本没有发声。个别地区核电5000小时也生存的还可以。核电和风光不一样的地方有个换料周期，国家要检查核安全，这个不管这个料是否已经用完，必须按照周期更新。因此核电关键是经济性问题，而不是说核电的技术特性一定要求它功率高，利用小时数数高。真正考虑保护的是风光，因为是靠天吃饭的，而且经济性上差。核电只是经济性上有问题，技术上没有问题。
问题15：火电企业未来市场化趋势如何变化？
如果以现货市场定义为电力市场，这个市场化过程还需要时间，只是少部分地区面临市场化。其他地区只是以指标为核心的直接交易。如果按外界普遍的观点，市场还在前进，煤电没有计划了，这是很明显的一个趋势，火电发电量应该是来自与用户的交易。
问题16：火电参与辅助服务部分定价趋势有何变化？
辅助服务的市场化必须依托电能量的市场化，国内的调峰市场属于原来的全国辅助服务补偿机制，用竞争手段来选择调峰提供者而已。站在今天现行机制，抬高辅助服务的定价是没有太大意义的。因为现在的辅助服务是发电企业出钱的，发电企业拿钱自循环。但是从世界范围内看，辅助服务全部是用户买单的。即使是可再生能源消耗了调峰服务，毕竟是用户用了这部分清洁的电，也应该是用户付费。对于全国性大型企业来讲，现行机制实际上是左兜到右兜，不创造新的价值。要想走下去，应该向用户转移费用，羊毛出在羊身上，而不是像现在羊毛出在狗身上。随着风光平价上网，调峰价格大幅下降。东北市场出现了过补偿问题，例如风电标杆电价6毛，而火电要出1块钱调峰去换。从经济学上来讲这不合算，消纳清洁能源要注重经济性。清洁能源会说实际上只要给6毛钱就行了，不必要去发电啊，现在还要清洁能源分摊补偿费用。如果现在平价项目的电价变成3毛、4毛了，难道还用1块钱去换吗，可再生能源企业不会同意的，所以未来调峰市场的价格一定会下降。
问题17：工商业用户进入市场后，能否马上参与日内和实时交易？
国内对用户参加现货市场报价有很大误解，也过于热切。想问个问题，明天电价3块钱一度电，你好朋友来家里做客，你能不用空调吗？你如果是雪糕店，明天5块钱一度电，你会关掉冰箱吗？不会。从世界范围看，用电用户实际是不参加现货市场竞争报价的，多采用报量接受价格。真正参加市场的是售电公司，但它代理这些用户也是价格接受者，而不报价。报价的是有储能设施，有柴油发电机的企业。当电价偏高时，用其自身设备发电。对于真正的用户，现货和你没关系直接竞争关系，只有结算关系，你只要报负荷曲线，选个比较好的合同（售电公司）就行了。大部分用户未来也不会是差价合同，售电公司会基于你的情况给你一个一口价，这和现在的配电公司供电方式很相似。因为用户没有短期调节负荷的能力，只是价格被动地接受者。像澳大利亚做了20年也禁止用户进入现货市场。国内对美式现货是误解的，把日前和可靠性机组组合混在一起了。日前市场是个金融市场，用户参加市为了避险，但是用户不会参加可靠性机组组合。所以不用太关心这件事，意义不大。
问题18：云南弃水严重，未来能否送到广东广西从而影响当地火电企业？
目前来看，输电价格水平对结果的影响是非常直接和重大的。输配电价高，云南水电就不是广东火电的对手。因为对广东火电来说，增量空间，只要按边际成本报价就行。按现在百万机组，云南水电出省+过路费，以及随电量交水资源费等各种费用，即使一分钱不出，到广东落地价也可能高于广东火电的变动成本。在24条说了，支持网对网、点对网、网对点的跨省区直接交易，这是9号文内容的扩展。例如，有条件的地区用户可以买西部某个电网的电，也算直接交易。这个允许了一头生产者或者一头用户进入市场，比以前进了一步。现在可以和对方电网谈，受端电网也可以和远端电源谈，在跨区线路上，还有百亿电量输送能力可用于西部电量消纳。通过不同时间、空间优化，还有很大的红利空间。跨省跨区的空间会因为这份文件快速加大，不加大也不行。
问题19：清洁能源消纳竞价，不同类型机组在量上有什么比例？
不保量不保价的竞争就是看价格，谁便宜用谁，不同类型的机组不存在量的比例。水电不见得是最便宜的，水电因为有各种资源费，但是风光可以杀到负价格，可以只拿补贴。所以最后一定是所有电源一起竞争。这个和当地电源装机、弃风弃光有关系。
问题20：现货市场电力交易情况是否达到当初预定效果？
不能那么急，现在就下结论过于武断和急切。现在除了浙江、广东外其他只是做了详细方案设计，部分地区甚至详细的方案设计有一部分要点还没定下来。目前只有广东结算了6天，其他都没试结算。澳大利亚现货做了20年，规则改了85次，因此很难说现在是否达到预期。大家要有耐心，相信各地的实践，既能够容错，也能够纠错，这是个艰辛的过程。
问题21：火电是否没有太大的优势？火电是否会出现互相杀价的现象？
不好说，市场是没法弥补投资的失误。短期的过剩和富余在历史上都出现过。
问题22：对电网公司盈利的影响？
有。因为电网原来是有交叉补贴的，现在高价用户都进入市场了，剩下都是低价用户和价格较高的电源，所以利润肯定受到挤压。
问题23：送端电网到用户的输配电价如何定？
每段都有核价。如四川到浙江。四川省要收出省费，因为电源接在我的交流网上，要交出省费。宾金直流要交专项输电费，到了浙江还要交省内的输配电价。
问题24：水电要交多少费？
太多了，这个可以专门详细交流。但是算过，水电增量如果不是弃水，按照保投资成本的价格，现在竞争不过对面的火电，如果不是因为受控煤政策限制，增量甚至少部分存量水电送不过去。
原标题:深度能源观察专家组|经营性发电计划放开专家讨论纪要
