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（来源：北极星电力市场网）
电力市场基本建成的标志性成果之一是发用电计划全部放开。为方便读者了解政府放开发用电计划的工作思路，笔者从政策文件入手，调研了现货省份发电侧主体入市情况，研究了电力市场化改革对发用两侧主体的影响，提出了发用电计划有序放开的取舍之道。
（来源：北极星电力市场网 作者：上青）
一、国家政策文件
（一）燃煤发电、工商业用电放开
1.政策文件。2021年10月，国家发展改革委印发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号），提出“燃煤发电电量原则上全部进入电力市场”“有序推动工商业用户全部进入电力市场”。
2.出台背景。2021年10月，5500大卡动力煤价格一度超过2600元/吨，是年初价格的4倍。受电煤等燃料供应紧张、水电发电量同比减少、电力消费需求较快增长以及部分地区加强“能耗双控”等多重因素叠加影响，全国电力供需总体偏紧，共有超过20个省级电网采取了有序用电措施，个别地区少数时段出现拉闸限电。
3.原因分析。“市场煤、计划电”体制下，发电侧价格信号无法向用户侧传导。市场煤是指按照市场供求关系决定价格波动和产量的发电用煤。计划电是指电力用户执行政府制定的目录电价。2019年，国务院常务会议决定，取消煤电价格联动机制，将标杆上网电价改为“基准价+上下浮动”机制，但2020年暂不上浮。当燃煤价格涨幅远高于电价涨幅时，煤电企业每发一度电都在亏损。大致测算，2021年因电煤价格上涨导致全国煤电企业电煤采购成本额外增加6000亿元左右。
4.重要意义。推动燃煤成为市场化电源，取消用户侧目录电价，明确价格由市场形成，体现了公平性。煤电价格可上下浮动20%，很好地解决了煤电的定价问题。
（二）新能源发电放开
1.政策文件。2025年1月，国家发展改革委印发《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号)，提出“新能源项目（风电、太阳能发电，下同）上网电量原则上全部进入电力市场”。
2.出台背景。“双碳”目标提出以来，我国新能源装机规模快速攀升，2024年底我国新能源发电装机规模达到14.5亿千瓦，首次超过火电装机规模。当前，新能源装机超过火电已成常态，叠加其“低边际成本、高系统成本”特点，若其上网电价继续实行固定价格，将无法公平承担电力系统调节成本。
3.原因分析。一是建设全国统一电力市场的现实需要。在全国统一电力市场纵深推进的大背景下，代理购电规模不断缩小，现有燃煤市场化发电量已无法完全覆盖市场化用电量，迫切需要更多发电量进入市场进行平衡。新能源作为发电装机的主要增长点，必然成为下一个发电侧计划放开的首选。二是促进新能源消纳的有效途径。“十四五”期间，全国风电利用率由97%下降至94.3%；光伏发电利用率由98%下降至94.8%。新能源全面入市后，其低边际成本特性将进一步拉大峰谷价差，有利于引导用户优化用电行为，在午间光伏大发期间多用电。
4.重要意义。一是有利于推动新能源行业高质量发展。新能源上网电价全面由市场形成，存量增量分类实施支持措施，有利于形成真实的市场价格，促进电力资源高效配置，引导新能源行业健康有序发展。二是有利于促进新型电力系统建设。新能源入市交易后，将公平承担电力系统调节成本，各类电源在电力系统中的价值将得到更充分体现，更好引导新能源与调节电源、电网协调发展，助力构建更加高效协同的新型电力系统。三是有利于加快建设全国统一电力市场。改革后，新能源与煤电等一样进入电力市场、上网电价均由市场形成，电力市场化交易进一步扩围，同时各地电力市场规则将按照国家要求相应完善，能够极大促进全国统一电力市场建设。
二、现货省份发电侧主体入市情况
各省在落实国家政策文件规定的发用电计划之外，部分省份还推动了水电、核电、燃气入市。截至2025年底，用户侧全部工商业电量，发电侧所有煤电、近六成新能源、四成水电和近半数的气电、核电已进入电力市场。以7个现货省份为例，2026年燃煤、新能源均已全部入市，山西、甘肃、浙江水电部分入市，广东、山东、甘肃燃气全部入市，广东、山东核电全部入市，浙江核电部分入市。
三、电力市场化改革对发用两侧主体的影响
电力市场化改革最大的特点在于，电量和电价由市场形成，非政府计划制定。下面结合当前电力市场运行情况，分析电力市场化改革对发用两侧的影响。
（一）对发电侧的影响
从电量看，燃煤、新能源发电利用小时数呈下降趋势。在“双碳”目标指引下，新能源装机长期保持高速增长，且其增幅已完全覆盖了全社会用电量的增幅。这就带来两个方面的问题，一是燃煤发电空间被挤压，午间光伏大发时段，燃煤机组只能降出力运行；二是新能源消纳矛盾更加突出。
从电价看，燃煤、新能源电价也呈下降趋势。燃煤收益主要来源于电能量、容量、辅助服务市场，新能源在此基础上还可获得一部分绿电绿证环境溢价和场外机制补偿。电能量市场中，中长期保持高比例签约，燃煤、新能源价格会向交易限价下限逼近（燃煤基准价格下浮20%）。在现货市场运行地区，考虑偏差考核和超额获利回收后，新能源价格会进一步向现货交易价格逼近，下降趋势明显。长远来看，燃煤可通过容量、辅助服务市场回收部分固定成本、机会成本，新能源可通过绿电绿证市场获得环境溢价，总体能维持在合理收益水平。
从发电行为看，为确保收益最大化，发电企业正在主动适应电力市场化改革。燃煤机组大力开展节能降碳改造、供热改造和灵活性改造，将自身定位从基础保障性电源转变为调节性电源。新能源项目聚焦发电预测准确性提升，积极培育虚拟电厂、源网荷储一体化、绿电直连、零碳园区等新主体新业态，深挖绿色环境价值。
从投资建设看，燃煤装机规模增速将放缓，新能源装机规模将持续高速增长。发电企业更愿意在节点电价高、消纳好的地区投资。风电相较于光伏发电利用小时数更长、可预测性更强，发电企业的投资意愿更强；光伏相较于风电固定成本更低，随着国家对就近消纳项目的扶持，预测分布式光伏装机将持续增长。
（二）对用户侧的影响
从电量看，市场化交易电量规模持续增长。随着发电侧不断放开，市场化发电量急剧增加，必须统筹考虑市场化用电量、代理购电电量和居民农业用电量三者之间的关系。当市场化发电量远大于市场化用电量时，应进一步缩小代理购电规模；当非市场化发电量远大于居民农业用电量时，应加快推动水电、燃气等其他电源入市。
从电价看，用户侧电价总体稳中有降。新能源入市和现货市场转正式运行，均有利于降低用户侧电价。而随着容量、辅助服务、场外补偿机制的建立，相关费用纳入系统运行费用后，向工商业用户分摊，又将推高用户侧电价。二者相互作用下，用户侧电价存在较大不确定性。
从用电行为看，用户市场意识不断加深。一方面，在选择代理售电公司时，更加注重比价，选择适合自身的零售套餐；另一方面，用户也主动适应市场化形成的价格信号，主动参与“削峰填谷”，合理安排生产计划，对于拥有灵活调节负荷资源的电力用户，还积极聚合参与负荷类虚拟电厂，获取额外市场收益。
四、发用电计划放开路径的取舍之道
笔者认为，发用电计划放开需要统筹考虑电源结构特点、用户入市规模、电价水平等关键因素，既不能盲目冒进，也不能固步自封，否则容易“按下葫芦浮起瓢”，引发不必要的市场舆情。
一是市场化电量供需应基本保持平衡。供大于求时，电价下降，一方面会抑制发电企业投资积极性，另一方面会刺激用户入市意愿，进一步扩大供需矛盾。而供小于求时，电价上升，会损害用户利益，不利于政府招商引资发展经济。以四川为例，其水电发电量约占60%，若不入市，必然引起市场化电量供需失衡，进而造成市场化电价失真。当前，代理购电规模不断缩小，各省在制定发用电计划放开路径时，需重点考虑发电侧入市比例，确保市场化电量供需平衡。
二是多元主体同台竞价应维持其合理收益。水、火、风、光、燃气、核电等多元主体的发电成本各异，与火电相比，水、风、光属于低价电源，燃气、核电属于高价电源。其在电能量市场同台竞价时，特别是在集中竞价方式下，最终形成的统一出清电价，必然是低价方得利、高价方失利。因此，在放开发用电计划时，应充分预估发电企业的收益水平，合理制定市场机制，维持电价在合理区间内波动。比如，采用“部分入市+部分保障性收购”，或场外机制补偿，或容量电价补偿等等。
（注：本文为投稿，以上观点仅代表作者）
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