近日，發改委和國家能源局聯合下發《關于有序放開發用電計劃工作的通知（征求意見稿）》（以下簡稱《征求意見稿》）?！　墩髑笠庖姼濉诽岢?，煤電機組發電量由非市場化電量和市場化交易兩部分組成，加快縮減煤電機組非市場化電量。
　　其中，非市場化電量即基準小時數的發電量?！墩髑笠庖姼濉诽岢龈鞯販y算確定煤電機組保障執行的發電小時基準數（以下簡稱基準小時數），不同地區的基準小時數，根據實際情況自行確定，最高不超過5000小時。
　　“這里設置的煤電的基準小時數上限已經很高了，在電力供應過剩的大背景下，火電的年利用小時數大約在4000。”林伯強分析。
　　根據《征求意見稿》，為保障改革平穩過渡、保持系統調節能力，在基準小時數以內，保障執行，簽訂的發購電協議（合同）由電力交易機構匯總，電力調度機構安全校核并負責執行。鼓勵多簽市場化電量，超過基準小時數時，各地根據電網安全穩定運行和放開發用電計劃的規定確定最高上限。
　　對于簽訂發購電協議（合同）不足基準小時數的，按照基準小時數減去直接交易小時數，乘以一定系數折算，2016年根據實際情況適當選取系數，2017年系數為 80%，以后逐年減小，縮減的電量轉為市場化交易電量。
　　“非市場電量與市場電量的最大區別在于電價，前者執行國家確定的上網標桿電價，能保障企業能夠還本付息和獲取一定比例的收益；后者則是通過市場競爭來確定電價，由雙方協商確定，在電力過剩的時代，通常僅僅能夠涵蓋邊際成本?！绷植畯姺治觥?br /> 　　《征求意見稿》提出，鼓勵新投產煤電機組自愿認定為可再生能源調峰機組，這些基準小時數限制可適當提高。
　　“這一規定也讓人費解。調峰服務的對象并非可再生能源發電機組，而是整個電力系統。”秦海巖分析，在電力供應過剩的背景下，大部分機組出力不足，能夠提供向上的靈活性發電資源非常多，應該通過市場競爭來確定調整機組，不需要專門設煤電機組調峰。
　　《征求意見稿》提出，對2017年3月15日后投產的煤電機組，各地除對優先購電對應電量安排計劃外，不再安排其他發電計劃。新投產煤電機組通過市場交易獲得的發電量，不再執行上網標桿電價。
　　“這意味著在明年3月15日，新建煤電機組將無法獲得發電計劃指標，也就無法獲得政府保底性的上網標桿電價，這符合電改的方向。”秦海巖分析，但問題在于這一時間節點是怎么確定的？有什么依據？
　　秦海巖表示，“這一措施為什么要等到明年才執行，而不是在《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》發布之后早就應該執行？根據電改文件，國家不應再為新建燃煤機組提供保護性的保底電價。
　　一位不愿透露姓名的新能源企業負責人對21世紀經濟報道記者分析，盡管電力過剩現象很嚴重，但火電還在大干快上，目前全國火電機組核準在建規模1.9億千瓦，已發路條約2億千瓦?！墩髑笠庖姼濉诽岢龅拿髂昶谙?，會不會涉嫌刻意為這些在建和籌建的燃煤電廠提供保護性保底電價？

文章來源：金融界