自2015年3月15日中共中央、國務院發布《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號）算起，新一輪的電力市場化改革迄今為止已經走過五個年頭了。這五年來，我國電力體制改革逐步深入推進，通過電網成本監審、輸配電價核定來“管住中間”，通過不斷推動交易機構獨立規范運行、持續擴大電力市場化交易規模、加快推進增量配電業務改革、穩步推進電力現貨市場建設來“放開兩頭”，電力體制機制創新不斷贏得新突破。

我國電改既取得了可喜的成績，有效激活了市場活力，又暴露了諸多弊端，諸如省間壁壘依然存在，局部地區壟斷甚至趨于強化，局部地區清潔能源消納形勢依然嚴峻等許多問題亟待解決。本文將探討這五年來中國電改的得與失，特別是電力現貨試點及電力市場建設等方面的觀察與思考，為下一步深化電改提供一些參考建議。

一、中國新電改五年的亮點

（一）明確的目標

眾所周知，中發9號文按照“管住中間、放開兩頭”的體制架構設計，主要內容可以概括為“三放開、一獨立、一深化、三加強”，即：有序放開輸配以外的競爭性環節電價，有序向社會資本放開配售電業務，有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃；推進交易機構相對獨立，規范運行；繼續深化對區域電網建設和適合我國國情的輸配電體制研究；強化政府監管，強化電力統籌規劃，強化電力安全高效運行和可靠供應。并且允許符合條件的發電企業投資和組建售電主體進入售電市場，從事售電業務。

一言以蔽之：盡可能減少政府這只“看得見的手”不合理干預，充分利用市場這只“看不見的手”，使得市場在資源配置中起決定性作用。

（二）取得的成績

中發9號文發布，正式開啟了我國新一輪電力體制改革序幕，放開了配售電領域，啟動了電力市場建設。電力市場化改革，本質上是給予發電企業和電力用戶以電力買賣的自由選擇權，而電網是發電企業向電力用戶輸送電力商品的通道，也是集成各類電源功能保障供電質量和系統可靠性的物理依托，電力交易機構獨立形成共識，獨立于電網調度的北京、廣州2家區域性交易機構和省（自治區、直轄市）級交易機構成立并開展工作。

近五年來，市場化交易規模不斷擴大，輸配電價改革實現全覆蓋，初步建立了科學規范透明的電網輸配電價監管框架體系，通過電網成本監審和輸配電價核定，逐步建立起了獨立的省級電網和區域電網輸配電價體系。

各電力市場試點單位交易機構組建工作基本完成，為電力市場化交易搭建了公平規范的交易平臺，交易規則和交易機制逐步完善，交易品種逐步豐富，市場主體參與意識逐步增強，增量配電改革試點分批推進，售電公司雨后春筍般涌現，省級電網輸配電價改革基本完成。不少地方實踐超越了當年擴大直購電試點地區的“小目標”，在電量、市場主體數量、類別以及交易機制上都取得了突破。

電力市場改革并不是說電價就一定要下降，合理的電價應該是根據市場的供需關系來決定，因為本輪改革在電力供給相對寬松的時期，呈現出來的價格也是下降的，電網企業平均銷售電價（含稅），2014年為647.05元/兆瓦時，2018年為599.31元/兆瓦時，下降7.38%。政府、發電企業和電網企業都為電價的下降作出了貢獻。

2018年是本輪電力體制改革的“現貨元年”，各地都相繼開展了電力現貨市場試運行，取得了許多寶貴經驗。2019年可謂電力現貨市場建設的突破年，國內首批8個電力現貨試點已全部進入結算試運行階段。隨著我國電力體制改革的不斷深化和中長期電力交易機制的不斷成熟和完善，我國電力現貨市場也將逐步正式啟動、運行。深化體制改革釋放的紅利、日趨成熟的中長期電力市場和不斷完善的現貨市場試運行，有效激發了市場活力，有力支撐了實體經濟平穩發展。

這幾年，作為融合新能源技術、信息技術、體制機制創新的典型代表，微電網迅速得到政府和行業的共同重視。新能源微電網、多能互補集成微電網、并網型微電網、分布式能源微電網和智能光伏微電網等都得到不同程度的發展。隨著電力市場的推進，含可再生能源的微電網這種直接面向用戶供電和售電的系統，將是電力市場交易的重要應用場景，同時也為通過市場化促進可再生能源消納起到重要作用。

二、我國新電改五年的不足與討論

1.電力交易機構真正獨立了嗎？

為保障電力市場獨立、公正、公平和公開透明的運行，電力市場各主體之間要相對獨立、互不隸屬，尤其是電力交易機構要獨立于現有的電網或其它市場主體。如美國上世紀90年代末在電力市場改革初期，為加快競爭性電力批發市場形成，美國聯邦能源管理委員會（FERC）于1996年發布了第888號令（Order888），要求發電業務與輸電業務分離，鼓勵輸電業務由獨立的電力系統公司或機構運營。

為響應FERC第888號令，美國的一些電力公司自發地聯合起來，共同討論并組建獨立系統運營機構（Independent System Operator,ISO），如MISO、PJM（PJM Inter connection）、ISONE（ISO New England）、NYISO（New York  ISO）、CAISO（California Independent System Operator）、ERCOT（Electric Reliability Council of Texas）等。

這些獨立系統運營機構都是從零開始成長起來，完全獨立于現有的電網公司和發電公司，其運作模式是完全市場化，即電力用戶可以直接與發電商簽定購電合同，電網向發電商開放并為用戶提供輸電服務，而ISO則扮演電力交易中心。

而我國的電力交易機構并非完全真正獨立，這與電網體制改革進展有關，主要體現在交易機構獨立工作滯后、調度與交易機構的職能分工及相互關系不明晰等方面。實際上目前多數電力交易中心的大股東還是電網，電網持股高于70%。

2020年2月18日，國家發展改革委、國家能源局聯合印發《關于推進電力交易機構獨立規范運行的實施意見》，意見指出2020年上半年，北京、廣州2家區域性交易機構和省（自治區、直轄市）交易機構中電網企業持股比例全部降至80%以下，2020年底前電網企業持股比例降至50%以下。由于電網企業掌握著輸配電的調度權和電力交易機構的絕對控股權，并且配售電業務也沒有放棄，在售電側擁有人才、技術、用戶資源等方面的先天絕對優勢，這使得在電力市場中，電網企業與其他新進入配售電領域的市場主體力量差距懸殊，難以以平等的地位和相同的起點進行公平競爭，也難以真正達到配售電市場化的目的。

2.如何穩步推進電力現貨市場的全面建設？

事物的發展必然有一個過程，電力現貨市場改革發展也不例外。建設電力現貨市場在我國尚為一個新鮮事物，需要有一個循序漸進的過程。

要充分認識現貨市場建設的緊迫性和重要性，要針對電力現貨市場界定、市場模式選擇、省間市場與省內市場銜接、中長期交易與現貨交易銜接等重點問題，抓緊研究促進形成更多共識。在推進電力現貨市場建設時首先要明確選擇什么樣的市場模式。這需要摸清電力市場結構基礎情況，結合各地的實際情況明確市場建設的目標（抓住主要矛盾和次要矛盾，先解決哪些后解決哪些）。在選擇明確市場模式后，再具體設計交易規則和建設技術系統。

要建設好電力現貨市場，必須要遵循獨立、公正、公平和公開透明的原則。電力市場各主體之間要相對獨立、互不隸屬，并避免行政無故干預市場，同時監管機構也必須相對獨立，與市場各參與主體沒有關聯。另外，市場中的信息要面向同級別的市場參與者公開，以保證電力現貨市場中的電能交易在公正公平的基礎上進行。

中發9號文件要求改善對電力行業的監管，特別是提高監管機構的監管能力，改進監管方法，做好系統規劃。我國的電力市場規劃應明確政府機構之間以及政府與電網公司、發電公司和其他實體之間的規劃角色和責任。兼顧市場機制與政府宏觀調控，用好“看不見的手”和“看得見的手”，最大限度地減少行政干預。努力形成市場作用和政府作用有機統一、相互補充、相互協調、相互促進的格局。

相較國外能源電力監管機構，我國電力市場的監管力量較為薄弱。為進一步提升監管機構的監督能力，一方面要完善能源電力立法，讓我國能源電力監管有法可依；另一方面要賦予監管機構足夠的執法權，做到執法有力。此外，電力由于其特殊的物理屬性，電力市場機制的設計和監管都將與其他大宗商品市場不同，對監管人員的知識結構、認知水平要求更高，因此應當整合電力管理職能，成立專業、相對獨立的第三方電力監管評估機構。

3.是否需要建設全國統一電力市場？

近期有人提出建設全國統一電力市場的構想，引發大家討論。全國統一電力市場建設真正需要“統一”的原則要求應包括：面向所有發用電主體、面向非屬地省區主體無歧視公平開放；不同地區或區域市場間，以強耦合或弱耦合方式，能因地制宜實現有效銜接；強化頂層設計引導、加強統籌協調、積極穩妥推進；保障供給安全、充分發揮市場作用、積極促進清潔能源消納等。

首先，建設電力市場的目的使資源得到有效配置。電力商品具有特殊的物理屬性，所以建立一體化電力市場的前提是有合適的電力網絡做支撐。我國電網得益于特高壓的發展，全國各區域大電網相互連接，形成全國統一電網，可實現統一區域內供需資源整體優化，有利于充分挖掘和釋放相連地區發用電資源潛力，實現社會福利最大。

然而有了物理連接的統一電網也不一定非要建設全國統一電力市場，將幾個物理連接差異巨大的區域市場納入一個統一電力市場進行統一管理，實則背離市場建設初衷，將增加協調運營成本，而不會產生額外的社會福利收益，沒有現實意義。其次，不同地區電網是否應該互聯，既取決于能否產生錯峰、減少備用等效益，也取決于供需平衡、聯網經濟性評估等客觀約束，不能為了主觀意愿而強行互聯。

我國各省自然資源條件、發用電情況等差異大，建設全國統一電力市場，既要著眼于全局資源優化配置需要考慮“統一性”，也要充分兼顧各大電網各省網具備“靈活性”，難度太大。全國統一電力市場建設既不等于全國簡單“一體化”，也不能簡單理解為全國統一電網、統一規則或統一運營。

因此，現階段建立一體化全國統一電力市場既無必要，也不具備現實可行性。從技術層面看，我國電網規模世界第一，全國電網35千伏及以上輸電線路回路長度超過189萬千米，2019年全國電源新增生產能力（正式投產）10173萬千瓦，其中，水電417萬千瓦，火電4092萬千瓦，2019年底我國總裝機容量約20億千瓦，全社會用電量72255億千瓦時。

如此巨大的電網結構和發用電量，其電網數學模型龐大，要獲得一個有效的全國統一電網模型難度大，這么龐大的模型不僅潮流計算收斂困難，而且日前調度和實時調度能否在15分鐘內完成出清計算也是一個巨大的問號。

綜上所述，基于現實條件約束，因地制宜建設若干個區域電力市場是更合理的科學選擇。

4.如何打破省間壁壘、建立跨省的區域電力市場？

我國能源電力資源與需求呈逆向分布，區域間電力資源稟賦差異大，同一地區電力資源缺乏優勢互補，為優化區域間資源配置，資源互補性強的區域間、省間加強了電氣網絡聯系，縱橫交錯的輸電網絡為跨區跨省的電力交易提供了物理基礎，然而電力交易的省間壁壘依然存在。

電力交易省間壁壘問題主要表現在地方政府嚴格控制省外購電量和行政干預省間交易價格。省間壁壘降低了市場有效性，阻礙了市場資源在更大范圍的優化配置。隨著電力市場化改革的不斷深入，在發、輸、配、售、用等環節將逐步引入市場化交易機制，進行跨區域電力交易已成為必然趨勢。這樣可以更有效地解決東西部、水火電的發電矛盾，更充分地落實西電東送國家戰略，實現更大范圍的資源配置。

現如今，縱橫交錯的輸電網絡為跨區跨省的電能交易提供了極好的物理基礎。然而，在跨地區電能交易過程中，可能會出現交易電能超過輸電容量的限制。建設跨區跨省的大區域電力市場，一方面要求強化頂層設計引導，統籌促進市場面向省內、省外市場主體無歧視公平開放。另一方面要求充分利用市場引導跨區跨省電力交易在有限的輸電容量情況下進行，實現各市場參與者的利益最大化的同時保障輸電網絡的安全。

如果能解決省間壁壘問題，那么從理論上講跨區域電力現貨市場并不是很復雜的事情，我國區域分布上發電中心和負荷中心是逆向分布的，跨區域的交易很必要，可以優勢互補，能源可以相互轉換。但從技術層面看，跨區域電力現貨市場的難度是在模型上，跨區域范圍越廣，電網的模型也就越大，如果電網模型不準確或模型太大，極容易導致潮流計算不收斂，極大地影響日前和日內市場的出清計算。

在實際現貨市場中，區域大而跨區多的市場出清是一個很棘手的問題，區域越大、跨區域越多，出清計算上遇到的困難會越多。為此，提出解決這一問題的一些經驗。

1.各區域的電網設備參數命名方法、計算基準值和參數計算方法要統一，尤其是各區域間的聯絡線命名和參數要一致。

2.潮流計算要具備多島計算的能力。當某些故障導致電網模型形成幾個獨立的區域（島），需要在各自的區域（島）內選擇恰當的參考節點，并完成孤立的多區域潮流計算。

3.當出清計算過程中出現死節點（deadbus）時，要能夠找到死節點與相鄰電氣有效節點之間的物理關系，從而計算電網中所有節點包括死節點的電價。

4.利用分布式參考節點代替單一平衡節點，從而保證在電網網絡結構不變的情況下，任何時候計算的出清節點電價都是一樣的。

5.對特別大的跨區域電力現貨市場，其電網模型的節點數萬個甚至十萬以上，交流潮流計算難以滿足日前或日內出清計算的時間要求，需采用快速有效的解耦潮流計算方法進行安全校核。

5.電力現貨市場節點電價是不是完美的？

成功的電力市場設計是利用獨立系統運營商來協調現貨市場，電力市場遵循以競價為基礎的安全約束經濟調度原則，并以此為依據來進行市場設計。

我國電力市場電價計算與國外多數電力市場一樣采用節點電價法，它是由Schweppe等人于1988年首先提出，并在北美、澳大利亞、新加坡等地的集中式電力市場中得到廣泛應用。節點電價是指在滿足各類設備和資源的運行特性和約束條件的情況下，在某一節點增加單位負荷需求時的邊際成本，即代表在某時間、某地點消費“多一度電”所需要增加的成本。

因此，電力現貨市場將產生反映電力商品不同時段、不同地點的邊際發電成本和電力供需特性的價格信號，實現電力資源時空優化配置。電力價格信號可以準確反映電力資源的峰谷用電需求差異和系統網絡阻塞，什么地方電力稀缺，節點電價就高；有網絡阻塞，阻塞兩端的電價之差就會上漲。所以，節點電價可以告知在什么地方用電是貴的，從而在這里建電廠是可以多賺錢；通過節點電價、利用市場機制引導發電與用電在空間上的有效匹配，促進新能源消納，提高電力資產利用率，保證電力系統的安全運行。

但也有人對節點電價機制產生疑問，認為市場均衡價格才是電力市場核心，將節點電價與市場均衡價格對立起來；也有人認為節點電價計算太復雜，不透明，或我國目前還缺乏電力市場方面的有效專家智庫，并且技術支持系統開發成本比較高，不符合“比較優勢”。開發和實施一個基于節點電價的技術支持系統，其代價相當昂貴。

實際上，節點邊際電價由電能分量、網損分量和阻塞分量三部分組成。每個節點的電能分量部分是相同的，而網損分量和阻塞分量則隨網絡拓撲和節點位置的改變而變化。電能分量就是電力市場交易中心根據市場供需雙方成員的報價做電能平衡計算，得到的市場均衡價格，在這個價格上，生產者的供給量與消費者的需求量恰好相同。因此，當一個市場系統網損可忽略不計又不存在網絡阻塞時，節點電價恰好就是市場均衡價格。這說明節點電價與市場均衡價格并不對立，而且是以市場均衡理論為基礎產生的。

節點電價計算也并不復雜，它實質上是一個基于最優潮流的一種簡化算法，即忽略無功和電壓的安全約束機組組合（SCUC）和安全約束經濟調度（SCED）。用這種方法得到的節點電價受四個因素影響，發電機邊際成本、系統容量、網損和線路阻塞情況，由此，采用節點電價法不僅得到了計及輸電阻塞的發電計劃，而且求出的節點電價也為阻塞費用的分攤提供了依據。

基于節點電價的電力市場設計集成了對物理和某些金融交易的處理。市場出清價格應用于現貨市場的能源失衡、購買和銷售之中。利用邊際出清價格之間的差異得到傳輸的邊際成本。金融輸電權提供了一種合約，用于對沖不同地點之間的價格差異，并用作替代不可行的物理輸電權。

至于有人擔心“節點電價的計算過程及相關信息等得不到有效公開，其過程基本上是無法追蹤，結果是很難驗證的”。筆者在參與設計美國電力市場管理系統時，制定了“完美市場調度”方案，所有計算實時節點電價的系統模型、元件的實時狀態和參數都會完整保存下來（被稱為CASE-案例），“完美市場調度”將在任何時候都可以根據頭一天的案例離線計算電價，重現節點電價計算過程，以驗證電價計算結果，同時還可以修正日前市場調度計算時無法預測的突發事件而造成的電價偏差。該方法已經在美國的ISO實際采用。

自我國電力體制改革以來，尤其是新一輪電改以來，涌現出一大批電力市場專家，對現貨市場電價計算方法已經非常熟悉，已有幾家公司基于國外市場管理系統開發出基于節點電價的技術支持系統，并在我國現貨市場試運行。隨著現貨市場試運行的不斷完善和深入開展，一大批有經驗的運行人員和專家將更加熟悉和掌握現貨市場的節點電價法。

6.電力現貨市場就是全電量優化？

另一普遍存在的誤區是，所謂電力現貨市場就是全電量優化。實際上，根據電力現貨市場交易電量和交易形式的不同，可分為集中全電量模式、集中偏差電量模式、雙邊偏差電量模式三種模式。

集中全電量模式：適用于具有阻塞的區域現貨市場，在日前市場和實時市場實施全電量集中競價與優化，由省級調度機構統一出清，交易機構進行結算，從而保證電網的安全穩定運行和資源的優化配置。相應地，中長期交易合同僅為規避風險、鎖定價格的金融差價合同，不需要物理執行。

集中偏差電量模式：適用于具有大規模可再生能源的跨區域現貨市場，在區域內出現可再生能源剩余時，在日前市場和日內市場實施可再生能源預測和計劃偏差電量的跨區域集中競價和優化，由網級或國家級調度機構統一出清，交易機構進行結算。

雙邊偏差電量模式：適用于阻塞較輕的區域現貨市場。發用雙方在中長期交易階段簽訂雙邊實物合同，需要物理交割。日前階段，市場成員自行安排次日的發用電曲線。售電商與發電商可以在現貨市場買賣電量來保證不違反合同。

從我國網省兩級調度的現狀、各省級網絡阻塞的不同和促進新能源消納的角度出發，我國現貨市場采用模式可以不統一，其中，集中全電量模式和雙邊偏差電量模式適用于省級現貨市場，省內阻塞嚴重時采用集中全電量模式，阻塞較輕時采用雙邊偏差電量模式。集中偏差電量模式適用于可再生能源富余省份的跨區域現貨市場，用市場的力量促進可再生能源消納。

現貨市場即使采用集中全電量優化模式也要考慮我國存在中長期電力市場的情況。當現貨市場可以發現價格、提高市場競爭效率時，中長期合同能夠提前鎖定電量和價格，幫助市場成員規避需求不能滿足和價格飆升的風險，同時也是緩解市場力的有效措施之一。

為實現中長期合同的物理交割，要求合同擁有者把中長期合同分解成每天每小時可執行的調度計劃（Schedule），為了分解的調度計劃能在滿足電網安全約束條件下執行，合同擁有者一般需要事先購買有關輸電通道的金融輸電權。現貨市場尊重這些合同計劃，這些合同計劃將被優先出清并包括在日前運行計劃中。

7.現貨市場如何與中長期市場銜接？

我國中長期市場較為成熟，基本形成一套獨特體系。中長期市場電價變化頻度不大，更多反映的是電煤平衡和電量平衡。而現貨市場電價則可以是一日多變，主要反映的是電力供需平衡，是負荷曲線每一點的價值。雖然中長期合同的物理執行會縮小調度空間，影響市場的競爭性和效率，但它是保證市場化的電力系統可靠運行的重要手段。中長期合同保證了基本的電量需求，鎖定了大部分電力交易價格，限制了某些市場參與者操縱電價、行使市場力的機會，規避市場可能出現的風險。

所以，在電力市場建設初期，特別是我國電力市場從中長期合同交易起步的情況下，必須保持相當比例的需要物理交割的中長期合同。隨著市場的不斷成熟，可以逐漸減少中長期合同的比例。

相對中長期市場，現貨市場技術更加復雜，需要考慮的問題更多。現貨市場下中長期市場與現貨市場銜接的一個基本原則是：中長期合同必須在簽訂的時候就確定曲線分解的方式。中長期市場為與現貨市場配合及銜接，中長期交易合約將有以下幾點變化：

1.中長期交易合約將由現行的物理合約轉變為差價合約，通過差價結算在日前市場中“多退少補”，起到鎖定價格、規避風險的作用；

2.中長期交易合約需要規定分解曲線，將合約電量分解到合約周期內的每個小時，各個小時的分解量將根據該小時的日前現貨市場價格做差價結算；

3.中長期交易合約需要規定結算參考點，以結算參考點的日前現貨市場價格作為差價結算的依據。

在現貨市場服務產品方面，電力企業從單一的電能生產者或銷售者向綜合能源供應商轉變，既要擴大產品種類，又要提高服務水平。綜合能源服務、能源互聯網等新技術、新業態更是在電改環境里獲得了廣泛發展和應用。如果所有需求側用戶都是同一個價格，既不利于用電側的資源配置，也不利于用電側的能源服務模式創新。

電力市場在用戶側的價值應當是根據用戶性質進行差異定價，改變用戶的用電習慣，降低負荷曲線的峰谷差。可以利用能源互聯網建立用戶綜合能量管理系統，發揮自身的技術優勢，激發用戶成為源網荷互動的資源。也可構建基于曲線的可再生能源市場。考慮用戶用電曲線對可再生能源消納貢獻的差異性，充分挖掘用戶側消納可再生能源的潛力，激勵用戶主動消納可再生能源，以用戶與可再生能源發電直接交易的市場方式，落實用戶的消納責任。

8.輔助服務市場就是調峰市場？

現在國內有人對輔助服務市場的理解，存在著非常大的誤區，簡單的定義輔助服務市場就是“調峰市場”。

現階段我國輔助服務和電能量是捆綁在一起的，由電力調度部門根據系統運行情況按需調用，輔助服務被默認為是發電企業的義務。

但是隨著風電等新能源發電裝機容量和比重的快速增加，熱電廠供熱和發電矛盾日益突出，電力輔助服務利益關系日趨復雜，通過計劃手段和調度指令要求發電企業提供深度調峰等輔助服務的潛力和效果愈加有限，亟需建立市場化的電力輔助服務新機制，引導和鼓勵發電企業實施靈活性改造，解決調峰和熱電矛盾問題，輔助服務市場化改革勢在必行。

尤其是我國東北地區（指黑龍江、吉林和遼寧三省以及內蒙古東部構成的區域，簡稱東北），東北地區的能源稟賦特點為多煤、多風、少水、少燃氣。東北供暖時間并不相同，比如國家規定的正常供暖時間：遼寧地區為11月1日到次年4月1日；黑龍江省大慶地區供暖時間為10月10日至次年4月20日。由于負荷和電源結構問題產生的系統調峰能力不足是一直困擾東北地區電網安全可靠運行的主要矛盾之一。不同于中國南方地區，東北地區地處高寒，對供熱有著較大的需求且供暖周期較長，為保障供暖在最小方式開機的熱電聯產機組臺數多于非供暖期。

供熱電源以熱電聯產供熱機組分片供熱為主，機組熱電耦合導致發電出力遠高于最小技術出力。由于東北地區的新增火電機組大部分為供熱機組、地區水電占比小、大風期與供熱期重疊造成的反調峰作用等進一步加劇調峰困難。上述這些原因導致電網調峰矛盾日益突出，尤其是冬季期間的極端情況更為突出。

在沒有現貨市場的情況下，調峰實際上是調谷的問題比較嚴重，為了引入市場機制來解決這個問題，稱為“調峰輔助服務”。2014年，東北地區電網建設運行了我國第一家電力調峰輔助服務市場，標志著電力調峰輔助服務市場化探索的開始，但不能就因此認為輔助服務市場就是“調峰市場”。

可以說調峰是我國電力系統獨有的概念，在國外成熟的電力市場模式中，調峰功能主要通過電力現貨市場中的實時平衡市場或平衡機制實現。由此可知，實現調峰的最好、最簡單的方法是建立能量現貨市場，換句話說，如果是像國外理想的或完善的能量現貨市場運行情況下，不需要調峰市場，調峰問題可以在日前市場中解決。

目前，在廣東和浙江的現貨市場設計中，已看不到“調峰輔助服務”了。維持電力系統穩定和可靠運行的最有效和最可靠的預防和校正措施是系統隨時保持充足的備用容量，包括調頻備用、運行備用、黑啟動備用和無功及電壓支持備用，統稱為輔助服務備用。調頻備用和運行備用在現貨市場上購買，黑啟動和無功及電壓支持通過中長期合同確定。調頻備用是為了平衡系統的不平衡能量，運行備用是為了系統有充分的資源供實時調度所需，從而跟蹤運行小時之間的負荷變化和應對系統的突發事件如機組或線路故障。

輔助服務的核心是備用，備用就是要提前做好準備。提供備用是有成本的，必須得到補償，哪怕是備而不用都應該得到補償。如果在實時運行時被調用到，則所調用到的電量按實時市場價，再一次得到補償。提供備用是一種承諾，承諾提供備用是必須兌現的，到時候不能兌現承諾提供的服務是要受到懲罰的。

但是，考慮到國內的實際情況，現階段不完全具備建立完善的能量現貨市場和輔助服務市場。因此，一種實現調峰功能的可行路徑是：首先，建立調峰市場解決當前急需解決的問題；然后，在現貨市場初期采用調峰輔助服務市場與現貨市場并行過渡模式；最后，未來將逐步開展調頻、調峰、備用等交易與現貨市場相融合，形成靈活開放、高效有序的電力市場體系。建立現貨市場后，根據各地情況，調峰可直接通過現貨市場的能量交易實現，將不再屬于輔助服務市場范疇，但對于像東北那樣可再生能源過剩和供熱需要較大的特殊情況下，能量現貨市場和調峰市場可能在相當一段時間內仍然會同時并存。

9.當前售電公司的出路何在？

售電市場是為了讓用戶用電行為更有序。售電公司組織大量用戶與電廠進行市場互動，更好地消納新能源，有效提高發輸配資源的利用率。然而，目前售電公司仍然存在很多問題。售電公司依然主要在“賺差價”，尤其在沒有現貨市場情況下，獨立售電公司開展的售電業務與發電企業營銷人員在直購電模式下開展的工作沒有太大區別。因此，很多售電公司被認為是沒有創造價值的“皮包公司”。而需求側管理、分布式能源服務等增值服務業務發展緩慢，售電公司整體缺乏合理穩定的商業模式。

售電增值業務還包括電力服務、快速響應、整合微電網、碳交易等。以需求側響應為例，售電公司結合大數據分析和用戶負荷預測技術，可以管理用戶負荷，自建需求側響應設備，并參與電網系統調峰調頻。目前依托售電公司提高用電側用能水平、實現用電側資源優化配置的改革目標還遠未實現。

售電公司是在過去傳統、封閉的電力系統發、輸、配、供、需環節中增添了一個新的環節，也是最活躍的部分。這個新環節要想獲利，要么發電側騰出空間，要么供電側騰出空間，要么經刺激后電力系統各環節自身革命減少成本。

從目前我國的實際情況看，獨立售電公司獲利途徑主要還得靠發電市場，但獨立售電公司市場空間容易被發電側抱團擠壓。自售電側放開以來，發電企業就出現過抱團通過“批零倒掛”等方式擠壓獨立售電公司的利潤空間。“批零倒掛”的原因既有發電企業因虧損而抱團取暖，也有發電企業售電公司為搶占市場排擠對手所致。

售電業務只有在電力現貨市場運行后的市場公平、透明環境中真正得到發展，售電的增值服務才會出現。規則完善的現貨市場可規范市場主體行為，豐富交易品種，提高市場的自由度，從而促進發電側的有序競爭，杜絕發電企業因虧損而抱團取暖的現象，也有利于技術實力突出的售電公司脫穎而出，這是因為一方面由于電力現貨價格波動較為劇烈，用戶希望通過售電公司的專業能力購電規避風險。

另一方面，售電公司將歸集中小用戶用電需求，在批發市場中對時序電價做出反應，起到響應系統需要的作用。同時，時序電價和位置信號為售電增值服務提供了指引和運作可能。

中長期市場與現貨市場不同，其電價變化頻度不大，更多反映的是電煤平衡和電量平衡，所有用戶除了電量多少，沒有用電性質的差別，所有用戶基本一個價格。售電公司在用戶側的價值應當是根據用戶性質進行差異定價，促進用戶改進用電曲線，甚至倒逼用戶側轉型升級。但在目前中長期市場無歧視價格的大環境下，售電公司差異定價只會流失用戶，售電主體在用戶側的價值無法發揮。為實現用戶側的節能降耗、資源優化配置，充分發揮售電公司作用，需要在交易中區分用戶性質，并將用戶的用電曲線納入交易內容。

10.增量配電項目是電改的初衷？

按照中發9號文，“有序向社會資本放開配售電業務”作為“深化電力體制改革的重點和路徑”，要逐步向符合條件的市場主體放開增量配電投資業務，鼓勵以混合所有制方式發展配電業務。2016年11月以來，國家發展改革委、國家能源局先后啟動了4批380個（404個取消了24個）增量配電業務改革試點。

值得注意的是，電力改革的初衷是增量配電業務，而不是增量配電項目。投資增量配電網項目是增量配電業務的必要條件，但不是充分條件，增量配網的核心商業模式是運營+服務。這也是社會資本能夠和電網企業比拼的核心競爭力之所在。然而目前我國還主要停留在增量配電業務試點項目上，而且這些項目進展緩慢并存在以下問題。

1.部分試點項目規劃不到位。一些試點項目在實施過程中存在政府規劃不清、規劃管理流程不暢、各層規劃缺乏有效銜接等問題，導致增量配電業務改革試點區域內出現重復建設的現象。存在部分試點以避免重復建設為由，壓縮試點項目范圍的情況。

2.部分試點項目涉及的電網存量資產處置存在障礙。對于增量配電業務改革試點范圍內涉及電網企業存量資產的項目，雖然《增量配電業務配電區域劃分實施方法（試行）》明確了入股、出售、產權置換、租賃四種處置方式。但由于資產管理體制和模式、決策責任、觀念意識、處置標準等因素的交織影響，加上電網企業對試點范圍內存量資產處置積極性不高，導致存量資產融合發展缺乏活力。

3.部分試點項目接入電網的機制和流程不明確。在部分試點項目中，項目和電網企業存在分歧，電網企業未能及時提供增量配電項目并網服務，導致部分進行中項目處于停滯狀態或難以開展供電業務，甚至未能從電網中獲得施工電源。

4.增量配電業務改革試點項目申報產生機制待完善。由于增量配電業務改革試點項目遴選機制不夠完善，部分試點項目出現前期負荷預測與實際不符、未與地方電網規劃有效銜接、受電主體項目沒有落地等問題，項目建設必要性存疑，有的甚至申請取消試點資格。

鑒于目前增量配電業務進展緩慢，有關部門應建立試點區域內重復建設識別機制，建立試點范圍內存量資產的協調處置機制，明確增量配電業務改革試點項目接入電網的流程，建立試點項目的跟蹤評估與監管機制。

三、結語

2020年是具有里程碑意義的一年，是全面建成小康社會的決勝之年，也是電改“9號文”發布的第五年，五年電改在多個領域取得了突破進展，輸配電價改革實現全覆蓋，中長期交易市場基本成熟，現貨市場試點正加速推進，增量配電業務改革逐步推動，輔助服務市場快速起步。

但是電改自始至終都不是一個單純的技術問題，而是一個利益重新分配的過程，其中肯定會觸及利益既得者的相關利益，使得改革矛盾激化，進展不順利。隨著我國電力體制改革不斷深化，各領域改革進入深水區，需進一步完善電力中長期交易機制、統籌推進電力現貨市場建設、全面推進輔助服務市場機制建設，從而推動電力綠色發展，提升電力系統整體效率。

電力體制改革也是社會經濟問題。我國電力體制改革的推進需從國情實際和社會經濟規律出發，辯證地借鑒國際上先進經驗，堅持以供給側結構性改革為主線，堅持推動高質量發展，更多運用市場化、法治化手段，穩妥地推進我國電力體制改革，為我國現代化經濟體系建設作出貢獻。