发用电计划虽然在顶层设计层面从“破冰”达到了“质变”阶段，但在落实过程和自身突破上仍有较大努力空间。一是目前跨区跨省发用电比例放开偏低，并可能进一步对省内市场造成影响，需要加快指令性计划放开和跨省跨区统购统销放开，推动用户直接参加跨省区交易。目前跨省跨区优先发电放开1比例不足5%,远低于省内发用电计划放开比例，可能对部分受端省内市场造成影响。以某直辖市为例，2019年9-10月市外跨省受电量（基本为“优先发电计划”）约占总用电量50%，而该市经营性用电计划放开后该市优先购电仅约占40%，跨区跨省优先电量不放开造成发、用两侧放开比例差距进一步扩大。二是计划调度难以承接经营性发用电计划放开落地。2018年，业界曾预计“四大行业放开”可增加当年直接交易总量1500亿千瓦时以上，但各省实际进展较缓慢，总体采用鼓励未放开四大行业用户进入市场政策，并未强制放开。出现这种情况有对电价敏感的高耗能企业已经基本开展交易，地方政府进一步大幅扩大交易规模的动力减弱的原因，但是更重要的是计划调度机制与中长期电力交易机制并不匹配，发用电计划大幅放开后，需要加快电力现货市场建设与中长期电力交易机制衔接，才能真正实现经营性发用电计划放开落地，新机制“立”的工作进度，要跟上老机制“破”的工作进度。三是优先发用电计划可以自我突破转化为政府授权合同。优先发电制度承担的落实产业政策和保障民生的职能可以转由政府授权合同机制承担。政府授权合同是政府有关部门为了达到抑制市场力、实现产业政策等目的，确定一定数量占比的电量由发电企业与电网企业签订厂网间购售电合同，国际上通常为差价合约。政府授权合同一经授权，政府有关部门自己也不得随意进行调整和改变。政府授权合同在执行过程中，与其他市场化的中长期合同同等地位，通过电力现货市场公平地予以执行。目前，国内部分省市，已经出现了将优先发用电计划转为政府手段合同的尝试。（作者：谷峰 来源：中国电力企业管理）
