在《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》發布后，2015年底又相繼出臺了6個電改配套文件。配套文件涉及的重點任務之一是有序放開發用電計劃，更多發揮市場機制的作用，逐步建立競爭有序、保障有力的電力運行機制。
長期以來，發用電計劃作為年度電力電量平衡方案，有力保障了電力供需平衡、電網安全穩定運行，特別是在電力供應緊張時期發揮了重要作用。然而，隨著我國電力供需形勢變化，計劃模式下的電力生產管理已經不能完全適應供求關系變化和市場化改革的新要求。
有序放開發用電計劃，離不開電力市場體系建設的同步推進。要不斷擴大參與直接交易的市場主體范圍和電量規模，逐步建立市場化的跨省跨區電力交易機制，最終建立符合國情的電力市場體系。在電力市場體系比較健全的前提下，應考慮全部放開上網電價和銷售電價。改革從不是一蹴而就的，有序放開、逐步過渡，保障改革過程中的風險可控，對于電力工業尤為重要。
▼計劃模式的弊端與放開
計劃模式下的電力生產管理制約了市場發揮資源優化配置的作用，無法形成正確的價格信號以體現不同時段和不同區域的電力供求狀況，不能充分引導電源優化建設布局以及用戶資源投入。
另一方面，計劃模式下的電力生產管理也對發電企業節能減排的激勵作用有限，其經營效益主要由年度發電計劃決定，企業之間利用小時數差異較小，缺乏降低成本、提高機組效率、節能環保的主觀能動性。此外，一定程度的行政干預也不容忽視。結合本地區經濟利益和社會穩定等因素，政府部門對發電計劃制定存在不同程度的影響，也間接導致跨省區送電發展緩慢。
在此背景下出臺的《關于有序放開用電計劃的實施意見》強調了“有序放開、平穩過渡”。其主要特點體現在以下幾個方面：
(1)發揮市場在配置資源中的決定性作用。放開發用電計劃，意味著電廠的發電量、上網電價將通過市場競爭來決定，同時用戶的用電量和銷售電價也由市場形成，其與電價改革、售電側放開、大用戶直接交易等緊密相關。反過來看，如果沒有形成完整的電力市場體系，缺乏市場交易機制、電價形成機制、售電側放開的支撐，市場配置資源的決定性作用無從發揮，發用電計劃放開也將無法實施。
(2)過渡期施行計劃與市場手段并存的“雙軌制”。即通過直接交易實現市場定價以及維持現狀的政府定價情形同時并存。通過保留一部分公益性、調節性的發用電計劃，保障優先購電與優先發電，這部分不參與市場競爭，仍然維持政府定價;再將剩余的發用電計劃通過直接交易、電力市場等方式釋放出來的，交給市場進行配置。進一步強調了放開計劃“試點先行、穩步推進”的有序性，逐步放大直接交易的比例，建立、規范和完善直接交易機制，在此基礎上積累經驗、完善規則，進而向全國范圍推廣。
(3)為無議價能力用戶的用電提供保障。目前，我國居民、農業和重要公用事業和公益性服務等的用電價格相對較低，這一部分如果完全放開，用電價格有可能顯著提升，進而影響社會穩定與居民生活。《意見》明確，一產用電、三產中的重要公用事業、公益服務行業用電，以及居民生活用電優先購電，這體現了電力普遍服務的基本屬性，為無議價能力用戶的用電提供了重要保障。
(4)促進清潔低碳能源發展，推進節能減排。一方面，在保障優先發電方面，納入規劃的風能、太陽能、生物質能等可再生能源發電優先發電，落實可再生能源發電保障性收購制度;同時，在加強電力外送和消納中明確提出，跨省跨區送受電中原則上應明確可再生能源發電量的比例。《意見》為明確可再生能源在電力市場中的發電優先順序提供了政策保障。
▼放開發用電計劃對市場的影響
放開發用電計劃將對地方政府、發電企業、電力用戶以及電網企業等利益相關方產生影響。
對地方政府的影響，體現在政府調控能力減弱。今后地方政府僅制定公益性與調節性發用電計劃，其余均通過省內外市場競價，過去政府安排發電計劃的調控能力受限。此外，可能會對地方經濟利益和減排帶來一定影響。隨著市場化逐步擴大，跨省跨區電力交易規模送受端省份平均發電利用小時數將發生較大變化，進而影響送受端發電企業經營績效、地方政府稅收和減排指標。
電力市場化改革新形勢，對地方政府全面統籌電網和電源發展規劃，保障網源協調發展提出了更高的要求。同時，地方政府需要組織做好電力市場分析預測，保障公益性用電和調節性發用電計劃得到落實。
對發電企業的影響，體現在發電企業經營發展模式與市場份額的變化。今后，發電側的市場競爭程度將不斷加劇，將促使發電企業不斷提高市場競爭力，加快發電環節節能減排改造，淘汰落后產能，提升運行效率;同時，對于發電企業遵循市場規律，制定投資和生產經營策略也將產生積極影響。
此外，當前發電企業的市場份額也將面臨調整，推進其重新布局，擁有較多低成本電廠的發電企業將獲得較好的效益回報。對于生產成本較高的火電廠，預計其市場份額與利潤將受到負面沖擊。
對電力用戶的影響，體現在保障公益性用電的基礎上，擴大了用戶選擇權。對于公益性服務業行業以及居民生活用電需求，執行國家定價，不受發用電計劃放開的影響，保障了電力基本公共服務供給。其他用戶則可參與市場競價，從自身利益最大化的視角出發，在市場中選擇發電商或售電公司進行交易，也可選擇電網公司做保底服務。當然，在更加市場化的情形下，需要用戶提高風險防范與履約意識。一旦選擇市場，用戶需承擔相關的市場風險，如果無法履約將面臨合同約定的賠付和責任。
對電網企業的影響較大，放開發用電計劃后電網調節資源減少、市場主體間利益協調復雜、市場化的交易機制有待完善，均增加了保障電網安全穩定運行的復雜性和難度，對調度機構的控制手段、調峰調頻和緊急事故處理能力等提出了更高要求。主要體現在以下方面：
一是對保障電力電量平衡和電網安全穩定運行帶來較大挑戰。放開發用電計劃后，交易結果的多變性和不確定性，增加了電網企業調度機構安全校核的復雜性，加上調度可支配的調節資源減少、調節裕度降低，以及自備電廠參與市場，都將對電網安全穩定運行帶來較大挑戰。
二是根據市場變化，適時進行計劃調整難度加大。在過渡期放開部分發電容量進入市場，形成市場電和計劃電并存的局面。盡管電網企業在計劃電量滾動調整方面積累了豐富的經驗，但隨著市場化規模擴大，計劃電量除對自身偏差調整外，還需要為市場電量偏差進行調整，增加了制定發電計劃和月度計劃滾動調整的難度。
三是電網企業生產經營模式將產生較大變化。電網企業對發電廠和用戶的管理和服務模式將由計劃方式轉為按市場規則方式，電網投資建設、生產、運行、營銷等各個環節均需按照市場化要求進行調整。例如，若電網輸變電設備非計劃停運或不能按期復役，均有可能造成市場交易合同無法按計劃執行，電網企業可能面臨賠償風險。
四是對電網規劃和投資策略將產生深遠影響。放開發用電計劃后，電源將遵循市場規律建設，不確定性加強;此外，可再生能源要求全額保障性收購，發電企業可能更多的建設可再生能源電廠，對電網企業網源協調規劃提出更高要求。潮流將根據市場重新分布，可能形成新的阻塞或產生當前輸電通道利用不足的情況，要求根據市場資源配置結果進行規劃與投資策略的再調整與優化。
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