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近日，X发展改革委、X能源局正式下发《关于有序放开发用电计划的通知》(以下简称《通知》)。在《通知》中，“今年煤电机组计划电量不高于上年火电计划小时的80%，且自明年开始煤电机组计划电量比例将逐年减少”的表述受人关注。
计划电量的逐年缩减对于煤电行业是喜是忧?煤电将如何应对未来的市场竞争?记者就此采访业内专家，探讨在市场竞争环境下的煤电发展前景。
2017年市场交易电量占用电量比重将达30%
数据显示，2016年，
根据《通知》要求，今年在X先支持已实行市场交易电量的基础上，其他煤电机组安排计划电量不高于上年火电计划小时的80%，属于节能环保机组及自行签订发购电协议(合同)X出上年火电计划利用小时数50%的企业，比例可适当上调，但不X过85%。2018年以后计划发电量比例，配合用电量放开进展逐年减小。
《通知》进一步明确，对于2015年电改文件颁布实施后核准的煤电机组，原则上不再安排发电计划，不再执行定价，投产后一律纳入市场化交易和由市场形成价格，但签约交易电量亦不应X过当地年度燃煤机组发电小时数上限。这也就意味着，本轮电改以来核准的煤电项目一出生即卷入市场大潮中。
以今年煤电计划电量缩减20%计算，我国市场化交易电量占比或将接近30%。在未来计划电量比例逐年缩小的情况下，市场化交易的电量增长空间将进一步打开。
X发展改革委经济体制综合改革司巡视员王强在年初的新闻发布会上表示，下一步电改，要加快发用电计划放开，到2020年除了调节性的发电计划以外，其他都要放开，因此今年的动作会大一些。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受记者采访时表示，煤电用电计划的放开，影响还是蛮大的，因为当前煤电发电小时数偏低。这种供需结构中，就意味着拿出来的每一千瓦时的电，价格都会下降。计划电量是走上网电价，原则是返本付息，但是通过市场交易的电量就是走边际成本，电价只要高于煤炭成本就可以了。跟上网电价相比，市场交易电价会相对较低。
在今年火电发电小时数没有明显好转的情况下，去年煤炭价格又上涨了很多，这样对于煤电企业就会比较难。在此前各地电力体制改革综合试点方案中，逐步提高直接交易电量比例是重点提及的指标。在广西，2016年直接交易电量已经不低于全区用电量的20%，今年以后将根据市场发育程度，逐步放开工商业用电计划。在内蒙古，蒙西地区2015年市场交易电量561亿千瓦时，占工业用电量60%。在蒙东，2015年完成交易电量84亿千瓦时，约占国网蒙东电力售电量的28%。山西和陕西都提出到2017年，直接交易电量比例达到全省全社会用电量的30%以上。
这表明，扩大市场化交易电量已经是各地电改措施中的重要一环，很多地区扩大电力市场化交易比例，已经走在前面。
市场交易电量以煤电为主避免煤电内部不公平竞争
在X将发电计划更多X先用于大型水电、X等清洁能源情况下，逐年增加的市场交易电量将更多地向煤电倾斜。
林伯强表示，现在的问题是，煤电上网电价与煤炭的联动并不充分，周期过长。在去年煤炭价格上涨很多的情况下，煤电上网电价没有调整。煤电联动不敏感，导致火电行业因为煤价上涨过快，可能会出现亏损。在这种情况下，拿出更多市场交易电量就会导致煤电企业亏损更多。
“要解决这一问题，X先是煤电联动要做好。在煤电上网电价有一定收益的情况下，拿出一部分电量来进行市场化交易是可行的，而且有利于电改进程的推进。”林伯强表示，“因为电量市场化交易就可能出现亏损，会使煤电投资动力减退，这对于市场化建设是有益的，也有利于合理引导电源投资。”
当前，参与市场化交易电源以煤电为集中，而可再生能源等则更多地依赖上网电价保护和X补贴。煤电参与直接交易已经有了很多的经验积累，为未来交易规模的扩大奠定了基础。
近日，陕西省公布了今年季度集中竞价模式电力直接交易成交结果，其中，关中陕南地区成交用户182家，发电企业13家，
记者从该省公布的名单中看到，参与电力直接交易的发电企业均为煤电企业，在关中陕南地区，
山东2016年发电量约为5300亿千瓦时，而今年将安排不低于1000亿千瓦时电量直接交易。在甘肃省2016年签订的237亿千瓦时直购电交易电量中，
江苏省售电侧改革试点方案日前获得批复。此前记者到江苏采访时，X能源局江苏能源监管办市场监管处处长季刚勇向记者表示：“在江苏，电力直接交易电价是稳步有序下降的。
相对于可再生能源发电，煤电的成本X势比较明显。在市场交易中有价格X势，煤电进入市场化交易并不会导致发电量减少。有专家也提醒，在煤电年发电利用小时偏低的情况下，开展仅煤电企业参与的电力直接交易，要避免进一步挤压煤电利润空间，造成不公平竞争。
林伯强表示，在煤电市场交易环境下，要建立透明的、敏感的煤电联动机制，才能理顺煤与电、计划电量与市场电量的关系，保证煤电市场交易机制有序进行。
