在电源上，电量不分配、电价不固定、收益不保证，推动电源投资成为真正的市场行为
征求意见稿提出，要充分考虑市场消纳情况，加强对电源发展的规划指导，研究制定煤电项目招标工作机制。总体来看，放开发用电计划造成电量不分配、电价不固定，电源投资将无法拥有可预期、有保障的稳定回报，电源管制独木难支，“电源—电价—电量”的“计划”闭环将被打破。因需通过市场竞争获得收益，电源投资将转变为以经济效益为核心考量的市场行为，电源投资与运营的自主权有望提高。
如何走好这关键一步
放开发用电计划是新一轮电力体制改革的重要组成，是构建有效竞争的市场结构和市场体系的必由之路，是电力行业管理手段由“计划”向“市场”转变的关键一步。关于放开发用电计划，笔者提出三点建议。
深化对市场运行的理解，提前做好保障性机制设计
征求意见稿提出，对未纳入优先购电的电力用户，电力直接交易合同之外的用电量由电网企业按照政府定价保底供应，保底价格应高于市场平均价格。此项举措意在通过保底供应的高价杠杆，激励非优先购电电力用户的全部电量都参与到市场交易。需要注意的是，市场价格起伏波动，保底价格高于市场平均价格可以实现;但在某一时期难免出现保底供应价格低于市场价格的情况，需提前做好保障性机制设计，避免大量用户蓄意转向保底供电、电力直接交易合同无法履行。
采用灵活的市场化方式推动“计划”向“市场”转变
征求意见稿提出，非市场化电量利用小时数逐步过渡到完全落实优先发电、优先购电的刚性计划;通过设定基准小时数、逐年减小折算系数，加快缩减煤电机组非市场化电量。这些举措对“计划”和“市场”的范围进行明确界定，并提出“计划”向“市场”转变的推动措施。需要注意的是，优先发电、优先购电等计划行为主要是保障无议价能力用户用电和保障清洁能源发电、调节性电源发电，在全社会电量中的占比较小。随着市场交易规模的不断扩大，通过调整计划电量实现交易电量的保障执行和偏差调整将非常困难，应当采用中长期交易财务结算等市场化方式实现电力保障供给和清洁能源消纳。
以中长期交易为起点，全面构建电力市场体系
征求意见稿中的多项举措均以中长期协议(合同)为市场化交易的主要形式。在此基础上，征求意见稿提出要加强对电力用户参与市场意识的培育，帮助用户了解用电曲线;争取在两年内，实现110千伏以上大用户在参加电力直接交易时提供预计用电曲线。需要注意的是，在“计划”与“市场”双轨并存的背景下，如仍以双边交易模式为主，发用电曲线将变得非常重要。一是因为只有提供发用电曲线，才能更为合理地分摊实时平衡与辅助服务成本;二是因为只有提供发用电曲线，才能体现电力在时间维度上的价值，从而准确反映电力供需形势与系统运行状况。征求意见稿还提出，自愿认定的可再生能源调峰机组基准小时数限制可适当提高;鼓励新投产煤电机组自愿认定为可再生能源调峰机组。需要注意的是，可再生能源发电的大规模并网大幅增加了系统调峰和辅助服务需求，由特定机组提供并以计划方式补偿有失公平、效率有限，应当构建市场化运行的实时平衡市场和辅助服务市场，为市场参与者提供公平合理、透明高效的激励与回报。
总的来说，放开发用电计划是市场化改革的关键一步。只有做足做好机制设计，不断完善中长期直接交易，全面构建由各专门电力市场组成的电力市场体系，才能切实推动电力管理手段由“计划”向“市场”的转变。