1、为什么要放开计划电量
所谓计划电量是指执行政府定价的电量，包括发电侧的计划电量和用户侧的计划电量。在由电网企业进行统购统销的模式下，除自备电厂和自备负荷之外，所有的发电量和用电量都执行政府定价，也即全部为计划电量。
计划电量的特点之一是，上网电价和销售电价在较长的时间周期内保持稳定，一般只有当电能生产成本发生较大变化时，才会对上网电价或销售电价进行调整，电价信号具有明显的滞后性，难以准确反映当时的电力供需情况，不利于及时引导电力投资进行调整、缓解电力供需矛盾。
计划电量的特点之二是，需要按一定的规则在发电企业之间进行分配，而分配规则受到各种因素的制约，公平公正性难免会遭受质疑，易于引发各方矛盾。放开计划电量之后，打破了电网企业统购统销的模式，发电企业和用户可直接参与市场交易，通过市场竞争确定发用电价格，电价信号能够及时反映电力生产成本和电力供需形势的变化，进而引导合理的电力投资建设。
2、当前电力直接交易存在的共性问题
大用户直接交易能够实现供需双方直接见面，并通过双边协商、集中竞价等市场化方式确定发用电价格，成为各地推进电力市场化改革的重要突破口。但是我国当前的电力直接交易普遍存在准入与退出机制不规范、电力平衡责任不清等方面的问题。
准入与退出机制方面：
一是部分地区参与直接交易的大用户并未严格按照公开、透明、规范的市场准入规则进行，行政色彩浓厚，演变成变相的优惠电价，有违用户之间公平竞争的原则，不利于促进电力资源的优化配置;
二是大用户通常只是部分电量参与直接交易，用电价格保持双轨制，一旦今后出现电力供不应求，直接交易价格超过目录电价时，电力用户就会失去参与直接交易的积极性，要求退出市场，直接交易市场不可持续;
三是，各地普遍实行节能发电调度原则，风电、光伏发电、水电等可再生能源以及核电等清洁能源都是优先调度，参与直接交易的发电企业主要为煤电企业。开展煤电企业与大用户的直接交易，显然是把本属于煤电企业的发电市场份额拿出来，再让煤电企业竞争。随着风电、光伏发电、核电并网规模的加大，以及伴随经济发展模式转变导致的电力负荷低增长，预计未来几年煤电机组的平均年发电利用小时数将继续下降，这种情况下开展仅煤电企业参与的电力直接交易，将进一步挤压煤电企业的利润空间，发电企业之间存在不公平竞争。
电力平衡责任方面：
现行的直接交易合同只约定交易电量、不约定交易曲线，仅在结算时优先结算直接交易电量。水电、核电等清洁能源按节能发电调度原则优先上网发电，几乎不承担调峰功能。参与直接交易的火电企业因少扣减计划电量，运行曲线相对平滑，少承担调峰责任。相反，未参与直接交易的火电多承担了系统调峰责任，但是各类电源的定价机制上并没有充分考虑调峰等辅助服务成本，发电企业之间存在不公平竞争。此外，在直接交易合同不约定交易曲线、直接交易并未实现电力平衡责任一一对应的情况下，调度机构很难进行精确的安全校核，盲目扩大直接交易电量规模，调度机构执行交易合同时，可能无法将直接交易电量落实为可行的发电计划，制约了直接交易的进一步发展。
3、如何规范电力直接交易
如前所述，我国当前电力直接交易的问题主要在于准入与退出机制不规范和电力平衡责任不清两个方面。因此，下一步的市场建设应从上述两个方面对电力直接交易进行规范。
市场准入与退出机制方面，发电侧应逐步缩小优先发电权的范畴，各类发电企业公平参与市场竞争;用户侧应按电压等级或用电容量逐步放开用户的准入，符合准入条件的用户自愿进入市场后，应全部电量参与市场交易，且在规定的周期内不得退出市场;符合准入条件但未选择参与市场交易或向售电企业购电的用户，由当地供电企业提供保底服务并按政府定价购电，购电价格可参照市场价格进行浮动。
电力平衡责任方面，中长期合同不仅需要约定交易电量、交易价格、交易时间，还需要约定交易曲线。对于实物合同，交易曲线需要在日前阶段提交至调度机构进行安全校核。此外，为保障系统的电力平衡，还需要建立分时段竞价的现货市场，交易主体各时段的实际发用电需求与中长期合同交易曲线存在偏差时，可参与日前交易、日内交易以及实时交易进行调整。
4、计划电量和市场电量如何衔接
市场建设的过渡阶段，计划电量和市场电量仍将并存，可从以下几个方面保障计划电量和市场电量的有效衔接。
一是，进行年度电力电量平衡时，发电侧的计划电量和用户侧的计划电量应维持基本平衡。用户侧的计划电量包括居民生活用电，重要公用事业、公益性服务行业用电，以及其他非市场用户的用电。发电侧的计划电量根据用户侧的计划电量折算得到，发电侧的计划电量首先分配给优先发电电源，不足部分按一定规则分配给其他类型电源。二是，市场电量由市场用户的实际用电需求确定，电量规模不进行人为限制。发电企业计划电量之外的发电能力可通过双边协商、集中竞价等方式与市场用户进行交易。三是，非市场用户的实际用电需求与发电侧的计划电量存在偏差时，可通过市场交易进行电力电量平衡。其中，当发电侧的计划电量小于非市场用户的实际用电需求时，电量不足部分通过市场交易向其它发电企业购买;当发电侧的计划电量大于非市场用户的实际用电需求时，富余的计划电量通过市场交易出售给拥有市场电量合同的发电企业实现替代发电。
