2019年是新一輪電改的第五年，也是市場化非常重要的一年。在這一年里，市場化的核心——電力現貨市場在8個試點地區進行了為期一周以上的試結算工作。

電力現貨市場能夠將電力交易與電力運行進行緊密結合，使電力的一般商品屬性和獨有特性達到統一，能夠推動真正的售電業務登上電力市場的舞臺；電力現貨市場的價格發現功能，讓競爭環節電價放開和經營性發用電計劃放開有了真正整體落地的條件；電力現貨交易需要的海量信息披露，將逐步解決幾十年來電力系統運行的“黑箱”問題；電力現貨市場與中長期市場一起，還將為國有電力企業改革提供邊界條件和基礎背景環境。2019年必將因為電力現貨市場的進步，而在中國的電力工業史上留下濃墨重彩的一筆。

當然，8個電力現貨市場試點的試結算工作，仍然是不完善的電力現貨市場初步探索，受很多邊界條件和配套制度不具備的因素影響，甚至與原有的市場設計偏離較大。電力現貨市場試點試結算存在問題的根本原因是多方面的，既然電力現貨市場能夠將“三放開、一獨立”的電改重點任務整合成“任務樹”，那么重點分析電力現貨市場試點試結算存在問題的根本原因，就能找到下一步繼續深化電力體制改革的努力方向。

一、電力現貨市場試點已經開展試結算過程中發現的問題

從8個試點地區已經開展的試結算結果來看，電力現貨交易機制完全可以替代原有計劃調度機制。即使在目前各項配套政策沒有完全到位，相關人員素質、數量不完全滿足需要的情況下，電力現貨市場仍然基本運行平穩，保證了試結算期間電力連續、可靠、穩定供應，方方面面的忐忑放下了大半。當然，起步階段的電力現貨市場試點還不能被稱之為“白天鵝”，甚至個別地區還算不上“丑小鴨”，存在的問題主要表現在以下七個方面：

（一）部分試點地區電力現貨價格水平偏低

2019年8個試點地區的試結算工作中，70%以上的電力現貨市場出清均價水平很低。在第一、二輪試結算過程中，個別地區還出現了屢創新低，跌破關注者眼鏡的情況：日均價格曾經出現過每度0分到每度幾分錢。既有可再生能源大省，也有火力發電為主的能源大省出現這種情況。

電力現貨競爭是以變動成本競爭為基礎的，從國際經驗來看，容量成本很難完全通過電力現貨市場回收，特別是各地連續試結算的時間均選擇在供需寬松的時段，出現均價相對核定價格有較大降幅是必然的，但是低到這種程度實在難以接受。因為在國際電力市場中，出現負價也不罕見，但普遍是在有補貼的電源種類在大量生產、超過負荷需要的時段出現，而國內出現低價的地區均沒有占比很高的非水可再生能源，并且其中一個還以煤電為主。

（二）電力現貨價格發現功能受到參加主體不全的制約

全部試點地區中，或多或少均有負荷側和發電側主體沒有參加電力現貨市場出清。負荷側沒有參加出清的主體，普遍是外送主體，常見的供給側沒有參加出清的主體是外受電、可再生能源。部分機組計劃調度、部分機組參加現貨市場，會使現貨市場的供需與自然（或真實）的供需發生偏離，極端情況下發現的市場價格異常程度較大，受到市場主體質疑。例如，北方某試點省區，光伏等可再生能源和外受電未參與現貨市場出清。

從去年9月的電力現貨市場試結算實際情況來看，連續7日結算試運行市場出清結果，中午時段現貨電能量市場價格最低（最低至0元/MWh），其余時段（包括夜間負荷低谷時段）市場出清價格均維持高位，即出現了夜間負荷低谷時段現貨價格較高的極端現象。

究其原因，是該省新能源裝機占比達25%、當時外受電送電功率達到2300萬，由于可再生能源、外受電等作為邊界條件，在負荷高峰時段抵消了大量的負荷需求，夜間用電負荷低谷時段，光伏出力為0，直調火電機組出力相對較高，形成了負荷的需求峰谷波動與現貨價格的峰谷波動完全倒置的極端現象。

（三）備用輔助服務市場建設滯后

電力現貨市場需要配套的輔助服務市場主要進行調頻和備用服務交易，8個試點地區均沒有開展備用和電能量的聯合出清，超過50%的試點電力現貨市場并未考慮備用服務的市場化，而是繼續維持原有輔助服務補償機制下提供備用服務的做法。從實際工作難度上可以理解，簡化的目的是盡量減輕電力現貨市場試點初期的困難。

但是，由于參加備用服務的容量沒有在參與電能量市場的投標過程中進行扣除，不考慮備用服務市場化的做法明顯影響了電力現貨市場的供需。如果在電力現貨市場結算過程中，按照備用容量占總負荷10%計算，不同步考慮備用服務市場的配合運行，則意味著人為放大了現貨市場的供應能力10%左右。供應能力的放大自然會造成更大幅度的供需失衡，進一步推動電力現貨市場價格下降。

（四）某試點個別時段出現了影響風電消納的情況

從市場理論和國外實踐經驗來看，電力現貨市場是以變動成本比較為競爭基礎的市場，天然有利于變動成本近似為零的可再生能源參與競爭，因此在世界范圍內可再生能源消納情況好國家和地區，基本上都是施行電力現貨交易機制的國家和地區。

然而，2019年，試點地區中的北方某風電大省，個別時段出現了由于風電不成交，險些棄風的情況。該地區電力現貨市場中，由煤電和風電申報上下調價格，上調是增發的賣電價格，下調是減發、購買其他低價電源生產電力的買電價格。按照市場設計，可再生能源由于變動成本低，上調出價會很低，會自然而然滿足煤電購買“便宜電”賺更多錢的愿望，同時順利實現可再生能源臨時增發的愿望。

但由于長期以來當地可再生能源企業對現貨市場機理了解不夠深入，仍然秉承“成本加成”的定價思路，按照煤電企業的變動成本作為自身價格申報增發出力，言下之意是讓煤電拿回應得利潤不再發電。理想是豐滿的，現實是骨感的，煤電企業認為自己不應該只拿回利潤，而是要求根據供需（發電合同轉讓的供需情況）情況獲得更高回報。可再生能源企業申報的上調報價和煤電企業申報的下調報價在部分時段沒有交點，該市場的運營機構被迫在可再生能源全額消納的要求下，干預市場成交結果，把本應不成交的可再生能源電量收購上網。

該問題的本質是可再生能源企業忽略了自身產品的不可存儲性，出現了異常報價，臨時增發的情況更多的應該是要在價格上做出大幅讓步，國外可再生能源企業在臨時增發的情況下，只要含補貼不虧損就同意增發電量，通常都會放棄定價權。

（五）電力現貨市場電費結算產生虧空

試點地區現貨市場電費結算產生的虧空，主要是指電網企業從用戶收取的電力現貨市場電費小于應支付發電企業的電力現貨市場電費。部分試點地區將這部分虧空的費用稱為“不平衡費用”。在2019年的試結算過程中，“不平衡費用”比較高的地區可以達到日均500到1000萬元人民幣。從各地的公開資料看，列支的“不平衡費用”主要來自六個方面：一是輔助服務費用，輔助服務費用在計劃體制下，被認為包含在核定電價里，所以由發電企業采用“零和游戲”的方式相互補償，但是在現貨市場背景下市場競價形成的電力現貨價格并不包含輔助服務費用，輔助服務費用由輔助服務經濟機制形成；二是啟停等運行費用，在計劃體制下，發電機組輪流生產，啟停費用放在了綜合電價里，而電力現貨價格不包括啟停費用；三是市場補償費用，電力現貨市場中存在個別報價高于出清價的機組，因啟動能夠優化整體系統運行而被電力調度機構指定開機，其報價與出清價的差額費用需要全市場用戶分攤；四是部分阻塞費用，集中式市場采用節點電價，會產生阻塞盈余，由于優先購電用戶的電價不能變動，產生部分阻塞盈余有可能沒有收取到；五是電網代理未放開用戶盈虧費用，電網企業代理優先購電用戶，可能由于優先購電用戶用電曲線的預測偏差，使優先購電用戶曲線與優先發電合同曲線難以重合，產生盈余或者虧損；六是部分發電機組容量費用，個別電網企業認為執行的輸配電價不含有部分燃氣機組的容量費用，需在市場上回收引發虧空。在2019年的連續試結算過程中，前三項都是虧空，四到五項也沒有產生盈余，而第六項爭議較大。

（六）信息披露達不到市場主體的要求

試結算信息披露不如人意，部分試點地區信息披露內容較少，目前能夠查詢到的試結算信息很少。電力現貨市場相對于原計劃調度的信息披露要求，增加了不止一個量級，需要披露的信息包括交易規則、交易公告、輸電通道可用容量、系統負荷預測、系統可再生能源功率預測匯總數據、市場成交信息等，以保障市場公開、公平和公正。尤其是，我國大部分試點選擇了集中式市場，50%的試點地區配合使用了節點邊際電價，這是對信息披露要求最高的市場設計。

對于這種設計，市場主體進行正常交易需要獲得的信息顆粒程度，至少需要滿足事后能自行復原整個市場交易情況的要求，運營機構至少要提供輸電斷面、網架拓撲結構、各節點電價、阻塞費用分攤、設備停運信息、非市場機組運行等信息。否則就會如某售電公司所言，信息披露不全造成市場主體集體盲人摸象，感覺風險比“賭場”還大。

二、電力現貨市場試結算存在問題的根本原因

電力現貨市場機制在幾十個國家和地區都已經執行20年以上，其理論和實踐都相對比較成熟。從典型市場的框架來看，已經十余年沒有發生大的變化，僅在進行細節的完善與提高。因此，電力現貨市場里反映出的問題，源于現貨市場本身的原因很少，各項配套措施和制度跟不上市場建設進展需要，是試結算存在上述問題的根本原因。主要表現在以下三個大的方面：

（一）市場的基本概念和基本知識仍有欠缺

試結算期間的很多問題，本質是對電力市場基本概念和基礎知識了解不深入，引發的“誤操作”。

1、電力商品的同質化特性決定了電力現貨市場只能走“單軌制”道路。

電力是世界上僅有的幾種集中交付的商品之一，這是由電力商品的同質化特性決定的。由于電力商品不但同質，且生產使用同時完成，電力商品的物理交割只能在現貨市場中的實時環節進行，所以電力商品的價格發現功能由電力現貨市場執行。任何連接在系統上的電氣設備不參與電力現貨市場定價，都會影響其價格準確性，這是試結算中出現價格扭曲的主要原因。國際經驗來看，世界上的電力市場不是沒有“雙軌制”市場，但僅限于電力現貨市場之外的中長期交易。

2、電網公平開放不支持部分市場主體提前確定發用電計劃作為邊界條件。

電網公平開放是國際上市場化通行的基礎要求，在我國也已經提出多年，但近年來逐步被聚焦在電網公平接入上。實際上，電網公平開放也是電力現貨市場建設的基礎。電力是典型的管道經濟，服務屬性很強，阻塞對電價影響非常大。如果部分機組優先安排發電計劃，則意味著“公平開放”的電網部分能力被優先占用，相當于免費獲得物理輸電權，而其他機組的運行狀態、獲得電價等受到特殊機組的嚴重影響。不單市場價格受影響，電網公平開放也無從談起。

3、用戶在批發市場支付的電價項目表不應只包含電力現貨價格。

長期的計劃體制下，電力用戶只需要使用目錄電價一個價格即可支付電費，同類型同電壓等級的用戶在同一省內目錄電價是相同的。因此，無論是用戶還是電費結算機構都誤將電力現貨市場生成的電能量價格，等效為過去用于做收費標準的目錄電價。其實不然，電力現貨市場形成的分時電能量價格、度電分攤的啟停費用、度電分攤的補償費用、度電分攤的輔助服務費用、阻塞費用等應當共同組成用戶支付的批發市場電價。

在市場化環境下，系統需要市場主體做任何動作都不應是免費的，因此上述費用都不應列入所謂的“不平衡費用”。真正的不平衡費用，在國外也存在，主要是由于發用兩側表計的誤差和收取支付電費過程中的四舍五入引起的電費不平衡，但是量級很小，可以忽略不計。

（二）既有監管措施和手段與電力現貨市場試點要求還有差距。

中發9號文不止有“三放開、一獨立”的市場化要求，“三加強”也是同樣重要的要求，但是既有監管能力仍然不適應電力現貨市場化改革的需要。

1、電力現貨交易不是降價的手段。

電價曾經長期作為我國調節經濟發展的重要杠桿，被廣泛應用。在扶持實體經濟的大背景下，部分市場設計被要求保證用戶電價只降不升，這也是試結算過程中成交價偏低的原因之一。實際上這屬于過分擔心，以目前的供需情況，占生產能力70%的火電機組尚有三分之一的生產能力沒有釋放，電力現貨的均價必然是向下走的，但是高峰的價格和負荷中心的價格很可能出現上漲，這是一個結構性的降價，恰恰能夠優化資源配置。

部分電力現貨市場試點要求上限價格很低，下限價格很高，使可再生能源無法發揮變動成本低的優勢，也限制了高峰電價引導頂峰資源發揮作用。國際上，有容量市場的國家限價一般要超過3000元/兆瓦時，沒有容量市場的國家限價可達到63000元/兆瓦時，而下限價格往往是負值，充分拉開的峰谷差既能充分調動市場主體頂高峰，也能推動市場主體填低谷，而試點地區高峰限價多低于1000元/兆瓦時，低谷限價多高于0元/兆瓦時。

另外，大約7成以上的試點地區市場設計要求市場主體報價段數小于或等于5段，5段式報價本身就有抑制電價波動的作用，一般來說10段報價才會讓發電主體將最后一段報價設置成限價。

2、輸配電價落實尚未解決電價調節工具的歷史問題。

我國長期在工商業電價上執行峰谷電價，峰谷電價為調節系統運行做出了很大貢獻，但是電力現貨市場運行后，峰谷電價政策需要進行調整。首先，峰谷電價的生成應當由發用雙方交易形成，輸配電價不應繼續執行峰谷電價。電網投資是按照峰段負荷需求進行的，并未與谷段發生關系，通俗的類比高速公路，即使再擁堵也不會提高該時段通行價格，快遞公司業務量再大也不會提高該時段運費。執行峰谷的輸配電價還會造成不同用電類型用戶之間形成新的交叉補貼，這與改革的方向是相違背的。

其次，由于電力現貨市場必須單軌制，電網企業代理的優先用電用戶實質上也參與了電力現貨市場，由于電力現貨市場價格是時序和帶有位置信號的，電網企業預測準確的部分負荷可以由對應的發電企業承擔，預測不準確部分將會采用市場價格采購形成電網代理采購的盈虧，該部分盈虧不應計入輸配電價，而是應當允許優先購電用戶一段時間內調整目錄電價。從目前情況看，按周期進行調整對優先購電用戶的電價降低有一定幫助，對于消除不正常的“不平衡費用”也有幫助。

再次，各地歷史上延續下來的峰谷電價存在很多問題，沒有借助執行輸配電價的機會進行修正，例如，南方某試點市場范圍內，數個地區峰谷時段劃分不同，當系統需要移峰填谷時，可能有地區正在鼓勵負荷多用電，這些都是歷史上使用電價作為調節工具的遺留問題。

最后，已核定的輸配電價，尚未公布輸配電成本監審中包含的詳細內容，包括是否包含燃機等的容量電價及其標準，造成電力現貨市場結算產生了很多爭議，還造成個別地區需要按照價差方式開展中長期交易。

3、電力現貨市場沒有被視為可再生能源消納的最佳產業政策。

在很多地區，可再生能源仍視市場為“猛虎”，傳統的可再生能源消納機制并未作出改變。可再生能源變動成本低，使其在電力現貨交易中占絕對優勢，但是前提條件是，可再生能源要肯報低價，市場報價下限往往是可再生能源的最佳選擇。

近期，市場設計中關于可再生能源報量報價，還是報量不報價（置地板價）的問題是個偽命題，因為給可再生能源報價的權力，可再生能源也會報最低價，以獲得充分上網的機會。傳統的可再生能源保價又保量的要求，是可再生能源法規定的，通過“預分配電量指標+計劃調度”實現。

在電力現貨市場試點中，仍然能繼續執行可再生能源法的要求，變化的地方是電力現貨市場只保證電量充分上網，保收益的政策應當放到電力現貨市場之外，這也是電力市場化國家的通行做法，畢竟技術中性是電力市場設計的基本原理。

4、通過市場化保障民生的政策和監管措施研究不足。

長期的計劃體制，讓行業內總有一種誤解，認為市場化無法保障民生，必須要直接干預市場，電力現貨市場也不例外。例如，北方某省第二次試結算中出現幾分錢一度電的超低平均價，很大原因是將所有供熱機組直接指定成了必開機組，必開機組電量占到負荷的8成以上，這是一種典型“用力過猛”的保民生措施。其實，完全可以結果導向，要求供熱企業自我決策，如果價格過低，供熱機組會千方百計研究在供熱水平一定的情況下降低機組出力。

換句話說，如果電力市場不能保證民生，就沒必要推進市場化建設。正確的市場保民生打開方式，應當是研究如何在不干擾競爭的情況下，通過電力現貨市場外的監管措施實現保民生的目的。

5、現行部分國有企業考核指標制約國有發電主體的正常經營行為。

目前，國資管理部門普遍考核國有發電企業的經營業績指標，營業收入指標是重要的業績考核指標，主營業務的營業收入對業績考核就更加重要。國有發電企業的主營業務營業收入，等于綜合電價與上網電量的乘積。這種導向會使發電企業在電力現貨價格越低的情況下，越是去爭取電量，意圖保證主營業務的營業收入總額增加，殊不知這種操作形成了降價與爭電量之間的“正反饋”，進一步使電力現貨價格水平變得不正常。

（三）“立新有余、破舊不足”的怪圈亟待打破

目前，制約電力現貨市場試點正常試結算的原因，有很多是舊有的制度改革速度，不適應電力現貨市場試點建設需要的問題，屬于破舊跟不上立新。

1、傳統輔助服務補償機制難以與電力現貨市場試點直接匹配。

我國現行輔助服務補償機制始于2006年原國家電監會的巨大努力，該機制由發電企業承擔費用，沒有實現“羊毛出在羊身上”的疏導，同時輔助服務品種是按照電能量計劃分配制度設計的，并不適應電力現貨市場試點的需要。例如，西北某省報價過程中，50%以上出力為電能量報價，50%以下出力為深度調峰報價，就是“兩種制度混搭”；南方某省在全電量競價模式下，仍然保留深度調峰也是類似情況。

另外，電力現貨市場中，應當開展的調頻和備用服務聯合出清，在集中式市場試點地區大部分也沒有得以實施，是影響電力現貨市場價格發現準確性的原因之一。

2、傳統信息披露制度不適應電力現貨市場試點工作的需要。

現有電網運行信息披露制度顆粒度過粗，同時部分事關交易的信息被列為商業秘密，列為商業秘密的原因也未公開。電力現貨交易嚴重依賴電網信息的公開透明，否則將給市場主體造成很大風險，進而影響市場主體參加交易。近期，國家能源局對信息披露的相關文件征求意見，該征求意見稿已經有大幅改觀，仿效了國際慣例，將電網拓撲信息列為依申請公開信息，這將極大促進電網信息“黑箱”的打開。如能最終落地，將有效掀開“市場迷霧”的面紗，推動市場主體公平交易，促進電力現貨市場發現價格、配置資源。

3、電網企業保留機組尚未以合適的方式參與市場。

8個電力現貨試點地區，電網企業仍擁有千萬等級的常規機組和抽水蓄能機組。上輪改革電網企業保留了部分常規機組，后續又為保證系統運行安全建設了大批抽水蓄能機組。這些機組實質上影響著現貨市場價格，長期作為市場邊界條件是不合適的，這個邊界可能因為系統運行原因發生大幅改變。抽水蓄能機組往往是國外電力現貨市場中的邊際定價機組，若游離于市場之外對市場價格影響很大。這些機組的現有盈利模式和生存政策還不適應電力現貨市場需要，應盡快進行一定調整。

4、監管力量不足以對電力現貨市場試結算進行有效監管。

由于我國電力市場建設剛剛起步，全行業都是摸著石頭過河，監管的經費和人員嚴重不足，不得已出現了很多“換湯不換藥”的所謂“監管”，其實就是原來的計劃管制職能換了件“監管”的衣服，例如原來的“管理部門拍板”變成了“監管部門協調”。“九龍治水”和能力不足造成本來應該是市場的服務機構（服務員）的運營機構，很大程度上變成了市場主體的直接“主管部門（老板）”，至少是技術層面的決策者。

三、市場化應當努力的方向

電力現貨市場試點實操伊始遇到的問題，必然引發對各項配套政策的思考，配套政策的完善和改革，事關電力現貨市場建設、乃至電力體制改革要經歷多少曲折。由于任何地區都沒辦法一步從計劃體制跨越到市場機制，客觀存在的現實問題可能會迫使部分試點地區試結算向計劃體制做了不少妥協。當試結算已經證明電力現貨市場機制基本適用于我國電力系統之后，我們應當努力的方向就是堅定市場信心、修改不適應電力現貨交易需要的各項既有制度。

一是鞏固電改已經取得的成績。電力體制改革本質是以電力市場化為目標導向的綜合性改革，局部調整僅僅是一定程度的計劃體制改良，單兵突進難免被其他未參與調整的計劃職能絆住手腳、停滯不前。改革過程中存在各式各樣的困難與羈絆并不可怕，最讓人擔心的是戛然而止。要避免這種情況的發生，系統性思維的頂層設計必不可少。

首先，加快電力法、電力調度管理條例等電力行業根本法律法規的修訂工作，將建立現貨市場為核心的現代電力市場體系寫入法律法規，避免合乎文件卻不合法的尷尬情況出現。

其次，成立專門的電力市場化建設工作組織機構承擔日常工作責任，主管部門可抽調精干力量組成專班，給予足夠授權，并承擔相應責任。

再次，盡快完成電力市場規劃的編制工作，明確我國的電力市場體系具體如何組成，電力市場建設的具體目標和評價指標。

最后，以系統思維協調各項改革內容，圍繞電力現貨市場試點工作，梳理不同改革內容之間的邏輯關系，形成具體的樹形改革內容體系和分階段目標，在實踐過程中對于發現的阻礙改革的體制問題，積極研究解決方案。

二是盡快建立政府授權合同制度，在市場環境下落實產業政策和保證民生。實際上，目前的優先發電制度可以轉變為政府授權合同機制，優先發電制度承擔的落實產業政策和保證民生的職能轉由政府授權合同機制承擔。政府授權合同是指，政府有關部門為了達到抑制市場力、實現產業政策等目的，確定一定數量占比的電量由發電企業與電網企業簽訂廠網間購售電合同，國際上通常為差價合約。

政府授權合同一經授權，政府有關部門自己也不得隨意進行調整和改變。政府授權合同可以為實現國家可再生能源產業政策和民生政策服務，主要在中長期交易領域發揮二次分配的作用，彌補電力現貨市場無法直接考慮國家可再生能源產業政策和民生政策的短板，又不直接影響電力現貨市場的價格發現功能。政府授權合同在執行過程中，與其他市場化的中長期合同具有同等地位，通過電力現貨市場公平地予以執行。

在世界范圍內，通過政府授權合同在中長期交易領域進行宏觀調控的案例屢見不鮮。在電力市場已經建成十幾年的新加坡，近年發電企業仍然得到了占全部發電量25%的政府授權合同，新加坡政府授權合同與中長期市場交易合同性質相同，財務責任無差別進行交割。

三是加快推動全部主體參與電力現貨市場。雙軌制是我國改革開放初期，經濟體制向市場經濟過渡中的一種特殊的價格管理制度。具體指的是對同值的標的物實行兩種不同的定價機制，一種是計劃定價，另一種是市場定價。

雙軌制是中國經濟轉型所采取的一種特殊制度安排，是1979年至1993年間我國所實施的漸進式增量改革（體制外優先改革）戰略的一個重要特征。四十年改革開放很大一個特征就是雙軌制下的增量改革，有學者總結為中國特色的改革經驗。但是，雙軌制是否是所有行業改革的必由之路呢？

先看看雙軌制存在的弊端，一方面，雙軌制類似于同一條道路上同時實施可以靠左行駛和靠右行駛的雙重規則，這會導致一定程度的混亂。另一方面，雙軌價格的并存會助長兩軌之間的倒買倒賣和權力尋租現象。

經濟學者普遍認為雙軌制的實施是我國改革初期摸索前進的必然結果，雖然它的存在有一定合理性，但在實施過程中付出了不小的代價。電力現貨市場建設采用了試點先行的做法，少量試點（大部分地區原有計劃調度制度不變）同樣可以起到雙軌制初期穩定“基本盤”的作用，特別是今天我們清晰認識到、經歷過歷史上雙軌制的副作用后，電力現貨市場雙軌制應當慎用。

因此，所有接入系統的電氣設備的經濟關系均應由電力現貨市場交易形成，至少應保證全部發電單元和終端負荷用戶均參加電力現貨市場，或給出明確的參加時間表。

四是盡量避免行政手段直接干預電力現貨市場。國家要求將市場作為資源配置的主要手段，是要通過價格引導資源的優化配置。不能簡單粗暴地用行政手段通過設置市場限價強行干預電力現貨市場價格。

換一個角度理解，就是我們設計的電力市場要努力保護價格發現功能，才能承接價格核定機制的放開。否則，如果我們設計的市場發現的價格相比價格核定方式定價準確性、及時性差，甚至扭曲真實的價格，那么我們為何要放開價格核定，為何要建設市場？做到這一點的關鍵就是相信市場能夠通過價格調整好市場主體的行為、維護好電力系統的平衡，這是電力體制改革頂層設計自始至終的思維方式。任何意圖通過行政手段干預市場價格的行為，一定會帶來更大的問題。

例如，人為壓低的上限價格、抬高的下限價格會向市場主體發出錯誤信號，如果傳導到用戶端的峰谷價差幅度低于用戶目前使用的峰谷電價價差幅度，那么會惡化負荷側的用電曲線，拉大峰谷差，進而會給電力系統運行的經濟性造成負面影響；下限過高，則會讓可再生能源無法發揮變動成本近似為零的優勢，抑制電力現貨市場機制促進可再生能源消納的友好天性，甚至可能為我國改善用能結構、實現能源革命目標制造障礙

。如果直接干預現貨市場成為習慣，計劃體制的痼疾會再次爆發，過高的低谷電價導致常規機組能夠承受繼續開機（維持較高功率損失很小），造成可再生能源消納空間不足。再比如，省間和省內誰先誰后，誰做邊界的問題，可以通過市場內交易和市場間交易的耦合，通過價格決定外送、內銷、外購、內購，沒有必要強行約定誰先誰后，因為這也會限制市場的價格發現功能。

五是加快貫徹執行輸配電價制度。要加強輸配電價制度基本原理和概念的宣傳，要清醒認識到，為什么市場化條件下，還要核定輸配電價的原因。電網環節屬于自然壟斷環節，市場競爭難以提高效率，需要通過核定成本和準許收益。要將原本由輸配電價承擔的調控職能和蓄水池作用讓渡給發用雙方在電力現貨市場中形成的峰谷電價。實際工作中，要堅持“管住中間、放開兩頭”，守住市場化的“初心”。

好的頂層設計和好的制度發揮作用，靠的是強有力的專業化監管，市場模式可以征求意見進行討論，可以“百花齊放”結合實際，因為市場模式是基于發電企業、售電公司和電力用戶自主競爭、風險自負的定位，而輸配電業務作為自然壟斷業務，不存在競爭風險，也相應不存在自由裁量權，價格政策應該得到無條件執行。

另外，必須要認識到，要使輸配電價制度真正發揮作用，在實際交易中得到真正執行，唯一的辦法就是要建立完善的電力現貨市場，輸配電價落實和建設電力現貨市場工作本身就是轉變電網盈利模式的一體兩面。

六是盡可能對電力現貨市場試點工作中的創新和失誤給予高度耐心和容忍。無論如何加快既有配套制度的修訂和完善，新生的市場機制還是會快速觸及傳統計劃體制的“條條框框”，甚至可能會出現試點的某些舉措違反現行規定規章的情況。

在計劃體制中，規劃、核價和運行三大環節，各項制度邏輯自洽，已經成了緊密的閉環狀態。從某種意義上講，廠網分開以來，電力工業取得的巨大進步就是成熟電力計劃體制的輝煌成就，我們的改革是在電力計劃機制的壽命沒有走到盡頭的主動改良，這是我們體制優勢在電力行業的體現，但從另一個角度講，電力計劃體制規章體系有著部分容易讓行業接受的現實支持因素，而新生事物讓主體接受必然有一個過程。

因此，對摸索過程當中，由于創新觸發的一些違背現存規章規則的問題，必須提高容忍度，這也是現貨市場采用試點方式而不是大面積鋪開的重要原因之一。

當然，必須強調的一點是，這里的創新是相對計劃體制的市場化創新，而不是對基本經濟公理的更改。既然市場化試點是摸索的過程，難免會出錯，這就和岔路口一樣，“往左往右總有一個方向是對的，但是沒法知道往左和往右哪個是錯的”，甚至可以說試點過程中一定會出錯，不出錯的試點不能起到先行先試的作用，那么對待出錯的態度就更加重要。中發9號文已經明確了電力市場化是未來的發展方向，不要出現因錯而停的結局，特別是電力現貨市場試點的相關工作。

大步快走和小步快走都是電力工業需要，但是因噎廢食是要極力避免的。

七是逐步落實監管經費、提高監管能力。監管的直接目的是維護市場公平，換句通俗的話講就是“搭臺唱戲”，規則制定好，臺子搭起來，市場主體公平競爭，誰在里頭“興風作浪”并且違反規則，監管機構才能出手，至于市場里的問題一切按市場規則解決。

這并不意味著監管機構是“點頭不算搖頭算”的看客，而是對其提出了更高的要求，監管人員必須具備市場涉及的經濟、法律、電力調度等多方面知識，手段、裝備都要信息化、現代化，才能依據規則“吹哨子”，這個“哨子”可不那么簡單，直接裁決的是具體的經濟利益，毫不夸張地說，由于行政復議，未來監管機構成為被告的幾率大大增加。同時要認識到，最廉價的監管就是最昂貴的監管，因為會造成市場的低效運行。

一方面監管工作需要足夠的運行費用，不能和過去一樣使用企業提供的監管便利條件，更要保持和監管對象管理系統、技術裝備同步（甚至水平更高）的資金配置，才能形成足夠的“戰略威懾”。另一方面要保證監管人員的待遇，“待遇留人、事業留心”這才是一個良性的人力資源使用模式，并且足夠的費用也可適應監管人員培訓和再教育的需要。

20世紀90年代，英國有近2／3的公務員轉到類似監管機構工作，美國、加拿大、荷蘭、丹麥、澳大利亞等國均有類似實踐，監管發展是政府轉型和服務型政府建設的體制基礎，是完成黨中央提出的國家治理體系和治理能力要求的需要。電力市場的第一代監管人員一定是從原來政府管制部門轉型而來。

當然，政府官員轉型為職業監管者需要一個過程，單單依靠監管機構完成監管工作是不現實的，繁雜而專業化的監管工作需要引入外腦，可以考慮以PPP的方式動員分散在科研院所、社會各界的專業力量參與監管，并最大程度避免“監管俘獲”。內外腦兼修回到一句話，還是要保證監管費用的落實，如果必要，可以使用收取監管費用的形式。

此外，應當優化發電企業國有資產的考核管理方式。避免出現沒有進行協調統籌國有資產管理的激勵機制和市場化的要求，甚至兩者還存在沖突的可能現象。

在可預見的未來，我國電改的頂層設計和電力市場化的實踐，只有進行時，沒有完成時，只要遵守電力市場的基本經濟規律，穩扎穩打與蹄疾快步穩相結合，把電力現貨市場建設視為測試其他配套制度是否需要改革的探針，就能實現電力現貨市場建設對其他改革任務的引領作用，最終實現電力市場化改革推動電力工業高質量發展的根本目的。