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近日，國家發展改革委、國家能源局正式下發《關于有序放開發用電計劃的通知》(以下簡稱《通知》)。在《通知》中，“今年煤電機組計劃電量不高于上年火電計劃小時的80%，且自明年開始煤電機組計劃電量比例將逐年減少”的表述受人關注。
計劃電量的逐年縮減對于煤電行業是喜是憂?煤電將如何應對未來的市場競爭?記者就此采訪業內專家，探討在市場競爭環境下的煤電發展前景。
2017年市場交易電量占用電量比重將達30%
數據顯示，2016年，
根據《通知》要求，今年在優先支持已實行市場交易電量的基礎上，其他煤電機組安排計劃電量不高于上年火電計劃小時的80%，屬于節能環保機組及自行簽訂發購電協議(合同)超出上年火電計劃利用小時數50%的企業，比例可適當上調，但不超過85%。2018年以后計劃發電量比例，配合用電量放開進展逐年減小。
《通知》進一步明確，對于2015年電改文件頒布實施后核準的煤電機組，原則上不再安排發電計劃，不再執行定價，投產后一律納入市場化交易和由市場形成價格，但簽約交易電量亦不應超過當地年度燃煤機組發電小時數上限。這也就意味著，本輪電改以來核準的煤電項目一出生即卷入市場大潮中。
以今年煤電計劃電量縮減20%計算，我國市場化交易電量占比或將接近30%。在未來計劃電量比例逐年縮小的情況下，市場化交易的電量增長空間將進一步打開。
國家發展改革委經濟體制綜合改革司巡視員王強在年初的新聞發布會上表示，下一步電改，要加快發用電計劃放開，到2020年除了調節性的發電計劃以外，其他都要放開，因此今年的動作會大一些。
廈門大學能源政策研究院院長林伯強在接受記者采訪時表示，煤電用電計劃的放開，影響還是蠻大的，因為當前煤電發電小時數偏低。這種供需結構中，就意味著拿出來的每一千瓦時的電，價格都會下降。計劃電量是走上網電價，原則是返本付息，但是通過市場交易的電量就是走邊際成本，電價只要高于煤炭成本就可以了。跟上網電價相比，市場交易電價會相對較低。
在今年火電發電小時數沒有明顯好轉的情況下，去年煤炭價格又上漲了很多，這樣對于煤電企業就會比較難。在此前各地電力體制改革綜合試點方案中，逐步提高直接交易電量比例是重點提及的指標。在廣西，2016年直接交易電量已經不低于全區用電量的20%，今年以后將根據市場發育程度，逐步放開工商業用電計劃。在內蒙古，蒙西地區2015年市場交易電量561億千瓦時，占工業用電量60%。在蒙東，2015年完成交易電量84億千瓦時，約占國網蒙東電力售電量的28%。山西和陜西都提出到2017年，直接交易電量比例達到全省全社會用電量的30%以上。
這表明，擴大市場化交易電量已經是各地電改措施中的重要一環，很多地區擴大電力市場化交易比例，已經走在前面。
市場交易電量以煤電為主避免煤電內部不公平競爭
在國家將發電計劃更多優先用于大型水電、核電等清潔能源情況下，逐年增加的市場交易電量將更多地向煤電傾斜。
林伯強表示，現在的問題是，煤電上網電價與煤炭的聯動并不充分，周期過長。在去年煤炭價格上漲很多的情況下，煤電上網電價沒有調整。煤電聯動不敏感，導致火電行業因為煤價上漲過快，可能會出現虧損。在這種情況下，拿出更多市場交易電量就會導致煤電企業虧損更多。
“要解決這一問題，首先是煤電聯動要做好。在煤電上網電價有一定收益的情況下，拿出一部分電量來進行市場化交易是可行的，而且有利于電改進程的推進。”林伯強表示，“因為電量市場化交易就可能出現虧損，會使煤電投資動力減退，這對于市場化建設是有益的，也有利于合理引導電源投資。”
當前，參與市場化交易電源以煤電為集中，而可再生能源等則更多地依賴上網電價保護和國家補貼。煤電參與直接交易已經有了很多的經驗積累，為未來交易規模的擴大奠定了基礎。
近日，陜西省公布了今年季度集中競價模式電力直接交易成交結果，其中，關中陜南地區成交用戶182家，發電企業13家，
記者從該省公布的名單中看到，參與電力直接交易的發電企業均為煤電企業，在關中陜南地區，
山東2016年發電量約為5300億千瓦時，而今年將安排不低于1000億千瓦時電量直接交易。在甘肅省2016年簽訂的237億千瓦時直購電交易電量中，
江蘇省售電側改革試點方案日前獲得批復。此前記者到江蘇采訪時，國家能源局江蘇能源監管辦市場監管處處長季剛勇向記者表示：“在江蘇，電力直接交易電價是穩步有序下降的。
相對于可再生能源發電，煤電的成本優勢比較明顯。在市場交易中有價格優勢，煤電進入市場化交易并不會導致發電量減少。有專家也提醒，在煤電年發電利用小時偏低的情況下，開展僅煤電企業參與的電力直接交易，要避免進一步擠壓煤電利潤空間，造成不公平競爭。
林伯強表示，在煤電市場交易環境下，要建立透明的、敏感的煤電聯動機制，才能理順煤與電、計劃電量與市場電量的關系，保證煤電市場交易機制有序進行。
