自2015年3月15日中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）算起，新一轮的电力市场化改革迄今为止已经走过五个年头了。这五年来，我国电力体制改革逐步深入推进，通过电网成本监审、输配电价核定来“管住中间”，通过不断推动交易机构独立规范运行、持续扩大电力市场化交易规模、加快推进增量配电业务改革、稳步推进电力现货市场建设来“放开两头”，电力体制机制创新不断赢得新突破。

我国电改既取得了可喜的成绩，有效激活了市场活力，又暴露了诸多弊端，诸如省间壁垒依然存在，局部地区垄断甚至趋于强化，局部地区清洁能源消纳形势依然严峻等许多问题亟待解决。本文将探讨这五年来中国电改的得与失，特别是电力现货试点及电力市场建设等方面的观察与思考，为下一步深化电改提供一些参考建议。

一、中国新电改五年的亮点

（一）明确的目标

众所周知，中发9号文按照“管住中间、放开两头”的体制架构设计，主要内容可以概括为“三放开、一独立、一深化、三加强”，即：有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；推进交易机构相对独立，规范运行；继续深化对区域电网建设和适合我国国情的输配电体制研究；强化政府监管，强化电力统筹规划，强化电力安全高效运行和可靠供应。并且允许符合条件的发电企业投资和组建售电主体进入售电市场，从事售电业务。

一言以蔽之：尽可能减少政府这只“看得见的手”不合理干预，充分利用市场这只“看不见的手”，使得市场在资源配置中起决定性作用。

（二）取得的成绩

中发9号文发布，正式开启了我国新一轮电力体制改革序幕，放开了配售电领域，启动了电力市场建设。电力市场化改革，本质上是给予发电企业和电力用户以电力买卖的自由选择权，而电网是发电企业向电力用户输送电力商品的通道，也是集成各类电源功能保障供电质量和系统可靠性的物理依托，电力交易机构独立形成共识，独立于电网调度的北京、广州2家区域性交易机构和省（自治区、直辖市）级交易机构成立并开展工作。

近五年来，市场化交易规模不断扩大，输配电价改革实现全覆盖，初步建立了科学规范透明的电网输配电价监管框架体系，通过电网成本监审和输配电价核定，逐步建立起了独立的省级电网和区域电网输配电价体系。

各电力市场试点单位交易机构组建工作基本完成，为电力市场化交易搭建了公平规范的交易平台，交易规则和交易机制逐步完善，交易品种逐步丰富，市场主体参与意识逐步增强，增量配电改革试点分批推进，售电公司雨后春笋般涌现，省级电网输配电价改革基本完成。不少地方实践超越了当年扩大直购电试点地区的“小目标”，在电量、市场主体数量、类别以及交易机制上都取得了突破。

电力市场改革并不是说电价就一定要下降，合理的电价应该是根据市场的供需关系来决定，因为本轮改革在电力供给相对宽松的时期，呈现出来的价格也是下降的，电网企业平均销售电价（含税），2014年为647.05元/兆瓦时，2018年为599.31元/兆瓦时，下降7.38%。政府、发电企业和电网企业都为电价的下降作出了贡献。

2018年是本轮电力体制改革的“现货元年”，各地都相继开展了电力现货市场试运行，取得了许多宝贵经验。2019年可谓电力现货市场建设的突破年，国内首批8个电力现货试点已全部进入结算试运行阶段。随着我国电力体制改革的不断深化和中长期电力交易机制的不断成熟和完善，我国电力现货市场也将逐步正式启动、运行。深化体制改革释放的红利、日趋成熟的中长期电力市场和不断完善的现货市场试运行，有效激发了市场活力，有力支撑了实体经济平稳发展。

这几年，作为融合新能源技术、信息技术、体制机制创新的典型代表，微电网迅速得到政府和行业的共同重视。新能源微电网、多能互补集成微电网、并网型微电网、分布式能源微电网和智能光伏微电网等都得到不同程度的发展。随着电力市场的推进，含可再生能源的微电网这种直接面向用户供电和售电的系统，将是电力市场交易的重要应用场景，同时也为通过市场化促进可再生能源消纳起到重要作用。

二、我国新电改五年的不足与讨论

1.电力交易机构真正独立了吗？

为保障电力市场独立、公正、公平和公开透明的运行，电力市场各主体之间要相对独立、互不隶属，尤其是电力交易机构要独立于现有的电网或其它市场主体。如美国上世纪90年代末在电力市场改革初期，为加快竞争性电力批发市场形成，美国联邦能源管理委员会（FERC）于1996年发布了第888号令（Order888），要求发电业务与输电业务分离，鼓励输电业务由独立的电力系统公司或机构运营。

为响应FERC第888号令，美国的一些电力公司自发地联合起来，共同讨论并组建独立系统运营机构（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。

这些独立系统运营机构都是从零开始成长起来，完全独立于现有的电网公司和发电公司，其运作模式是完全市场化，即电力用户可以直接与发电商签定购电合同，电网向发电商开放并为用户提供输电服务，而ISO则扮演电力交易中心。

而我国的电力交易机构并非完全真正独立，这与电网体制改革进展有关，主要体现在交易机构独立工作滞后、调度与交易机构的职能分工及相互关系不明晰等方面。实际上目前多数电力交易中心的大股东还是电网，电网持股高于70%。

2020年2月18日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于推进电力交易机构独立规范运行的实施意见》，意见指出2020年上半年，北京、广州2家区域性交易机构和省（自治区、直辖市）交易机构中电网企业持股比例全部降至80%以下，2020年底前电网企业持股比例降至50%以下。由于电网企业掌握着输配电的调度权和电力交易机构的绝对控股权，并且配售电业务也没有放弃，在售电侧拥有人才、技术、用户资源等方面的先天绝对优势，这使得在电力市场中，电网企业与其他新进入配售电领域的市场主体力量差距悬殊，难以以平等的地位和相同的起点进行公平竞争，也难以真正达到配售电市场化的目的。

2.如何稳步推进电力现货市场的全面建设？

事物的发展必然有一个过程，电力现货市场改革发展也不例外。建设电力现货市场在我国尚为一个新鲜事物，需要有一个循序渐进的过程。

要充分认识现货市场建设的紧迫性和重要性，要针对电力现货市场界定、市场模式选择、省间市场与省内市场衔接、中长期交易与现货交易衔接等重点问题，抓紧研究促进形成更多共识。在推进电力现货市场建设时首先要明确选择什么样的市场模式。这需要摸清电力市场结构基础情况，结合各地的实际情况明确市场建设的目标（抓住主要矛盾和次要矛盾，先解决哪些后解决哪些）。在选择明确市场模式后，再具体设计交易规则和建设技术系统。

要建设好电力现货市场，必须要遵循独立、公正、公平和公开透明的原则。电力市场各主体之间要相对独立、互不隶属，并避免行政无故干预市场，同时监管机构也必须相对独立，与市场各参与主体没有关联。另外，市场中的信息要面向同级别的市场参与者公开，以保证电力现货市场中的电能交易在公正公平的基础上进行。

中发9号文件要求改善对电力行业的监管，特别是提高监管机构的监管能力，改进监管方法，做好系统规划。我国的电力市场规划应明确政府机构之间以及政府与电网公司、发电公司和其他实体之间的规划角色和责任。兼顾市场机制与政府宏观调控，用好“看不见的手”和“看得见的手”，最大限度地减少行政干预。努力形成市场作用和政府作用有机统一、相互补充、相互协调、相互促进的格局。

相较国外能源电力监管机构，我国电力市场的监管力量较为薄弱。为进一步提升监管机构的监督能力，一方面要完善能源电力立法，让我国能源电力监管有法可依；另一方面要赋予监管机构足够的执法权，做到执法有力。此外，电力由于其特殊的物理属性，电力市场机制的设计和监管都将与其他大宗商品市场不同，对监管人员的知识结构、认知水平要求更高，因此应当整合电力管理职能，成立专业、相对独立的第三方电力监管评估机构。

3.是否需要建设全国统一电力市场？

近期有人提出建设全国统一电力市场的构想，引发大家讨论。全国统一电力市场建设真正需要“统一”的原则要求应包括：面向所有发用电主体、面向非属地省区主体无歧视公平开放；不同地区或区域市场间，以强耦合或弱耦合方式，能因地制宜实现有效衔接；强化顶层设计引导、加强统筹协调、积极稳妥推进；保障供给安全、充分发挥市场作用、积极促进清洁能源消纳等。

首先，建设电力市场的目的使资源得到有效配置。电力商品具有特殊的物理属性，所以建立一体化电力市场的前提是有合适的电力网络做支撑。我国电网得益于特高压的发展，全国各区域大电网相互连接，形成全国统一电网，可实现统一区域内供需资源整体优化，有利于充分挖掘和释放相连地区发用电资源潜力，实现社会福利最大。

然而有了物理连接的统一电网也不一定非要建设全国统一电力市场，将几个物理连接差异巨大的区域市场纳入一个统一电力市场进行统一管理，实则背离市场建设初衷，将增加协调运营成本，而不会产生额外的社会福利收益，没有现实意义。其次，不同地区电网是否应该互联，既取决于能否产生错峰、减少备用等效益，也取决于供需平衡、联网经济性评估等客观约束，不能为了主观意愿而强行互联。

我国各省自然资源条件、发用电情况等差异大，建设全国统一电力市场，既要着眼于全局资源优化配置需要考虑“统一性”，也要充分兼顾各大电网各省网具备“灵活性”，难度太大。全国统一电力市场建设既不等于全国简单“一体化”，也不能简单理解为全国统一电网、统一规则或统一运营。

因此，现阶段建立一体化全国统一电力市场既无必要，也不具备现实可行性。从技术层面看，我国电网规模世界第一，全国电网35千伏及以上输电线路回路长度超过189万千米，2019年全国电源新增生产能力（正式投产）10173万千瓦，其中，水电417万千瓦，火电4092万千瓦，2019年底我国总装机容量约20亿千瓦，全社会用电量72255亿千瓦时。

如此巨大的电网结构和发用电量，其电网数学模型庞大，要获得一个有效的全国统一电网模型难度大，这么庞大的模型不仅潮流计算收敛困难，而且日前调度和实时调度能否在15分钟内完成出清计算也是一个巨大的问号。

综上所述，基于现实条件约束，因地制宜建设若干个区域电力市场是更合理的科学选择。

4.如何打破省间壁垒、建立跨省的区域电力市场？

我国能源电力资源与需求呈逆向分布，区域间电力资源禀赋差异大，同一地区电力资源缺乏优势互补，为优化区域间资源配置，资源互补性强的区域间、省间加强了电气网络联系，纵横交错的输电网络为跨区跨省的电力交易提供了物理基础，然而电力交易的省间壁垒依然存在。

电力交易省间壁垒问题主要表现在地方政府严格控制省外购电量和行政干预省间交易价格。省间壁垒降低了市场有效性，阻碍了市场资源在更大范围的优化配置。随着电力市场化改革的不断深入，在发、输、配、售、用等环节将逐步引入市场化交易机制，进行跨区域电力交易已成为必然趋势。这样可以更有效地解决东西部、水火电的发电矛盾，更充分地落实西电东送国家战略，实现更大范围的资源配置。

现如今，纵横交错的输电网络为跨区跨省的电能交易提供了极好的物理基础。然而，在跨地区电能交易过程中，可能会出现交易电能超过输电容量的限制。建设跨区跨省的大区域电力市场，一方面要求强化顶层设计引导，统筹促进市场面向省内、省外市场主体无歧视公平开放。另一方面要求充分利用市场引导跨区跨省电力交易在有限的输电容量情况下进行，实现各市场参与者的利益最大化的同时保障输电网络的安全。

如果能解决省间壁垒问题，那么从理论上讲跨区域电力现货市场并不是很复杂的事情，我国区域分布上发电中心和负荷中心是逆向分布的，跨区域的交易很必要，可以优势互补，能源可以相互转换。但从技术层面看，跨区域电力现货市场的难度是在模型上，跨区域范围越广，电网的模型也就越大，如果电网模型不准确或模型太大，极容易导致潮流计算不收敛，极大地影响日前和日内市场的出清计算。

在实际现货市场中，区域大而跨区多的市场出清是一个很棘手的问题，区域越大、跨区域越多，出清计算上遇到的困难会越多。为此，提出解决这一问题的一些经验。

1.各区域的电网设备参数命名方法、计算基准值和参数计算方法要统一，尤其是各区域间的联络线命名和参数要一致。

2.潮流计算要具备多岛计算的能力。当某些故障导致电网模型形成几个独立的区域（岛），需要在各自的区域（岛）内选择恰当的参考节点，并完成孤立的多区域潮流计算。

3.当出清计算过程中出现死节点（deadbus）时，要能够找到死节点与相邻电气有效节点之间的物理关系，从而计算电网中所有节点包括死节点的电价。

4.利用分布式参考节点代替单一平衡节点，从而保证在电网网络结构不变的情况下，任何时候计算的出清节点电价都是一样的。

5.对特别大的跨区域电力现货市场，其电网模型的节点数万个甚至十万以上，交流潮流计算难以满足日前或日内出清计算的时间要求，需采用快速有效的解耦潮流计算方法进行安全校核。

5.电力现货市场节点电价是不是完美的？

成功的电力市场设计是利用独立系统运营商来协调现货市场，电力市场遵循以竞价为基础的安全约束经济调度原则，并以此为依据来进行市场设计。

我国电力市场电价计算与国外多数电力市场一样采用节点电价法，它是由Schweppe等人于1988年首先提出，并在北美、澳大利亚、新加坡等地的集中式电力市场中得到广泛应用。节点电价是指在满足各类设备和资源的运行特性和约束条件的情况下，在某一节点增加单位负荷需求时的边际成本，即代表在某时间、某地点消费“多一度电”所需要增加的成本。

因此，电力现货市场将产生反映电力商品不同时段、不同地点的边际发电成本和电力供需特性的价格信号，实现电力资源时空优化配置。电力价格信号可以准确反映电力资源的峰谷用电需求差异和系统网络阻塞，什么地方电力稀缺，节点电价就高；有网络阻塞，阻塞两端的电价之差就会上涨。所以，节点电价可以告知在什么地方用电是贵的，从而在这里建电厂是可以多赚钱；通过节点电价、利用市场机制引导发电与用电在空间上的有效匹配，促进新能源消纳，提高电力资产利用率，保证电力系统的安全运行。

但也有人对节点电价机制产生疑问，认为市场均衡价格才是电力市场核心，将节点电价与市场均衡价格对立起来；也有人认为节点电价计算太复杂，不透明，或我国目前还缺乏电力市场方面的有效专家智库，并且技术支持系统开发成本比较高，不符合“比较优势”。开发和实施一个基于节点电价的技术支持系统，其代价相当昂贵。

实际上，节点边际电价由电能分量、网损分量和阻塞分量三部分组成。每个节点的电能分量部分是相同的，而网损分量和阻塞分量则随网络拓扑和节点位置的改变而变化。电能分量就是电力市场交易中心根据市场供需双方成员的报价做电能平衡计算，得到的市场均衡价格，在这个价格上，生产者的供给量与消费者的需求量恰好相同。因此，当一个市场系统网损可忽略不计又不存在网络阻塞时，节点电价恰好就是市场均衡价格。这说明节点电价与市场均衡价格并不对立，而且是以市场均衡理论为基础产生的。

节点电价计算也并不复杂，它实质上是一个基于最优潮流的一种简化算法，即忽略无功和电压的安全约束机组组合（SCUC）和安全约束经济调度（SCED）。用这种方法得到的节点电价受四个因素影响，发电机边际成本、系统容量、网损和线路阻塞情况，由此，采用节点电价法不仅得到了计及输电阻塞的发电计划，而且求出的节点电价也为阻塞费用的分摊提供了依据。

基于节点电价的电力市场设计集成了对物理和某些金融交易的处理。市场出清价格应用于现货市场的能源失衡、购买和销售之中。利用边际出清价格之间的差异得到传输的边际成本。金融输电权提供了一种合约，用于对冲不同地点之间的价格差异，并用作替代不可行的物理输电权。

至于有人担心“节点电价的计算过程及相关信息等得不到有效公开，其过程基本上是无法追踪，结果是很难验证的”。笔者在参与设计美国电力市场管理系统时，制定了“完美市场调度”方案，所有计算实时节点电价的系统模型、元件的实时状态和参数都会完整保存下来（被称为CASE-案例），“完美市场调度”将在任何时候都可以根据头一天的案例离线计算电价，重现节点电价计算过程，以验证电价计算结果，同时还可以修正日前市场调度计算时无法预测的突发事件而造成的电价偏差。该方法已经在美国的ISO实际采用。

自我国电力体制改革以来，尤其是新一轮电改以来，涌现出一大批电力市场专家，对现货市场电价计算方法已经非常熟悉，已有几家公司基于国外市场管理系统开发出基于节点电价的技术支持系统，并在我国现货市场试运行。随着现货市场试运行的不断完善和深入开展，一大批有经验的运行人员和专家将更加熟悉和掌握现货市场的节点电价法。

6.电力现货市场就是全电量优化？

另一普遍存在的误区是，所谓电力现货市场就是全电量优化。实际上，根据电力现货市场交易电量和交易形式的不同，可分为集中全电量模式、集中偏差电量模式、双边偏差电量模式三种模式。

集中全电量模式：适用于具有阻塞的区域现货市场，在日前市场和实时市场实施全电量集中竞价与优化，由省级调度机构统一出清，交易机构进行结算，从而保证电网的安全稳定运行和资源的优化配置。相应地，中长期交易合同仅为规避风险、锁定价格的金融差价合同，不需要物理执行。

集中偏差电量模式：适用于具有大规模可再生能源的跨区域现货市场，在区域内出现可再生能源剩余时，在日前市场和日内市场实施可再生能源预测和计划偏差电量的跨区域集中竞价和优化，由网级或国家级调度机构统一出清，交易机构进行结算。

双边偏差电量模式：适用于阻塞较轻的区域现货市场。发用双方在中长期交易阶段签订双边实物合同，需要物理交割。日前阶段，市场成员自行安排次日的发用电曲线。售电商与发电商可以在现货市场买卖电量来保证不违反合同。

从我国网省两级调度的现状、各省级网络阻塞的不同和促进新能源消纳的角度出发，我国现货市场采用模式可以不统一，其中，集中全电量模式和双边偏差电量模式适用于省级现货市场，省内阻塞严重时采用集中全电量模式，阻塞较轻时采用双边偏差电量模式。集中偏差电量模式适用于可再生能源富余省份的跨区域现货市场，用市场的力量促进可再生能源消纳。

现货市场即使采用集中全电量优化模式也要考虑我国存在中长期电力市场的情况。当现货市场可以发现价格、提高市场竞争效率时，中长期合同能够提前锁定电量和价格，帮助市场成员规避需求不能满足和价格飙升的风险，同时也是缓解市场力的有效措施之一。

为实现中长期合同的物理交割，要求合同拥有者把中长期合同分解成每天每小时可执行的调度计划（Schedule），为了分解的调度计划能在满足电网安全约束条件下执行，合同拥有者一般需要事先购买有关输电通道的金融输电权。现货市场尊重这些合同计划，这些合同计划将被优先出清并包括在日前运行计划中。

7.现货市场如何与中长期市场衔接？

我国中长期市场较为成熟，基本形成一套独特体系。中长期市场电价变化频度不大，更多反映的是电煤平衡和电量平衡。而现货市场电价则可以是一日多变，主要反映的是电力供需平衡，是负荷曲线每一点的价值。虽然中长期合同的物理执行会缩小调度空间，影响市场的竞争性和效率，但它是保证市场化的电力系统可靠运行的重要手段。中长期合同保证了基本的电量需求，锁定了大部分电力交易价格，限制了某些市场参与者操纵电价、行使市场力的机会，规避市场可能出现的风险。

所以，在电力市场建设初期，特别是我国电力市场从中长期合同交易起步的情况下，必须保持相当比例的需要物理交割的中长期合同。随着市场的不断成熟，可以逐渐减少中长期合同的比例。

相对中长期市场，现货市场技术更加复杂，需要考虑的问题更多。现货市场下中长期市场与现货市场衔接的一个基本原则是：中长期合同必须在签订的时候就确定曲线分解的方式。中长期市场为与现货市场配合及衔接，中长期交易合约将有以下几点变化：

1.中长期交易合约将由现行的物理合约转变为差价合约，通过差价结算在日前市场中“多退少补”，起到锁定价格、规避风险的作用；

2.中长期交易合约需要规定分解曲线，将合约电量分解到合约周期内的每个小时，各个小时的分解量将根据该小时的日前现货市场价格做差价结算；

3.中长期交易合约需要规定结算参考点，以结算参考点的日前现货市场价格作为差价结算的依据。

在现货市场服务产品方面，电力企业从单一的电能生产者或销售者向综合能源供应商转变，既要扩大产品种类，又要提高服务水平。综合能源服务、能源互联网等新技术、新业态更是在电改环境里获得了广泛发展和应用。如果所有需求侧用户都是同一个价格，既不利于用电侧的资源配置，也不利于用电侧的能源服务模式创新。

电力市场在用户侧的价值应当是根据用户性质进行差异定价，改变用户的用电习惯，降低负荷曲线的峰谷差。可以利用能源互联网建立用户综合能量管理系统，发挥自身的技术优势，激发用户成为源网荷互动的资源。也可构建基于曲线的可再生能源市场。考虑用户用电曲线对可再生能源消纳贡献的差异性，充分挖掘用户侧消纳可再生能源的潜力，激励用户主动消纳可再生能源，以用户与可再生能源发电直接交易的市场方式，落实用户的消纳责任。

8.辅助服务市场就是调峰市场？

现在国内有人对辅助服务市场的理解，存在着非常大的误区，简单的定义辅助服务市场就是“调峰市场”。

现阶段我国辅助服务和电能量是捆绑在一起的，由电力调度部门根据系统运行情况按需调用，辅助服务被默认为是发电企业的义务。

但是随着风电等新能源发电装机容量和比重的快速增加，热电厂供热和发电矛盾日益突出，电力辅助服务利益关系日趋复杂，通过计划手段和调度指令要求发电企业提供深度调峰等辅助服务的潜力和效果愈加有限，亟需建立市场化的电力辅助服务新机制，引导和鼓励发电企业实施灵活性改造，解决调峰和热电矛盾问题，辅助服务市场化改革势在必行。

尤其是我国东北地区（指黑龙江、吉林和辽宁三省以及内蒙古东部构成的区域，简称东北），东北地区的能源禀赋特点为多煤、多风、少水、少燃气。东北供暖时间并不相同，比如国家规定的正常供暖时间：辽宁地区为11月1日到次年4月1日；黑龙江省大庆地区供暖时间为10月10日至次年4月20日。由于负荷和电源结构问题产生的系统调峰能力不足是一直困扰东北地区电网安全可靠运行的主要矛盾之一。不同于中国南方地区，东北地区地处高寒，对供热有着较大的需求且供暖周期较长，为保障供暖在最小方式开机的热电联产机组台数多于非供暖期。

供热电源以热电联产供热机组分片供热为主，机组热电耦合导致发电出力远高于最小技术出力。由于东北地区的新增火电机组大部分为供热机组、地区水电占比小、大风期与供热期重叠造成的反调峰作用等进一步加剧调峰困难。上述这些原因导致电网调峰矛盾日益突出，尤其是冬季期间的极端情况更为突出。

在没有现货市场的情况下，调峰实际上是调谷的问题比较严重，为了引入市场机制来解决这个问题，称为“调峰辅助服务”。2014年，东北地区电网建设运行了我国第一家电力调峰辅助服务市场，标志着电力调峰辅助服务市场化探索的开始，但不能就因此认为辅助服务市场就是“调峰市场”。

可以说调峰是我国电力系统独有的概念，在国外成熟的电力市场模式中，调峰功能主要通过电力现货市场中的实时平衡市场或平衡机制实现。由此可知，实现调峰的最好、最简单的方法是建立能量现货市场，换句话说，如果是像国外理想的或完善的能量现货市场运行情况下，不需要调峰市场，调峰问题可以在日前市场中解决。

目前，在广东和浙江的现货市场设计中，已看不到“调峰辅助服务”了。维持电力系统稳定和可靠运行的最有效和最可靠的预防和校正措施是系统随时保持充足的备用容量，包括调频备用、运行备用、黑启动备用和无功及电压支持备用，统称为辅助服务备用。调频备用和运行备用在现货市场上购买，黑启动和无功及电压支持通过中长期合同确定。调频备用是为了平衡系统的不平衡能量，运行备用是为了系统有充分的资源供实时调度所需，从而跟踪运行小时之间的负荷变化和应对系统的突发事件如机组或线路故障。

辅助服务的核心是备用，备用就是要提前做好准备。提供备用是有成本的，必须得到补偿，哪怕是备而不用都应该得到补偿。如果在实时运行时被调用到，则所调用到的电量按实时市场价，再一次得到补偿。提供备用是一种承诺，承诺提供备用是必须兑现的，到时候不能兑现承诺提供的服务是要受到惩罚的。

但是，考虑到国内的实际情况，现阶段不完全具备建立完善的能量现货市场和辅助服务市场。因此，一种实现调峰功能的可行路径是：首先，建立调峰市场解决当前急需解决的问题；然后，在现货市场初期采用调峰辅助服务市场与现货市场并行过渡模式；最后，未来将逐步开展调频、调峰、备用等交易与现货市场相融合，形成灵活开放、高效有序的电力市场体系。建立现货市场后，根据各地情况，调峰可直接通过现货市场的能量交易实现，将不再属于辅助服务市场范畴，但对于像东北那样可再生能源过剩和供热需要较大的特殊情况下，能量现货市场和调峰市场可能在相当一段时间内仍然会同时并存。

9.当前售电公司的出路何在？

售电市场是为了让用户用电行为更有序。售电公司组织大量用户与电厂进行市场互动，更好地消纳新能源，有效提高发输配资源的利用率。然而，目前售电公司仍然存在很多问题。售电公司依然主要在“赚差价”，尤其在没有现货市场情况下，独立售电公司开展的售电业务与发电企业营销人员在直购电模式下开展的工作没有太大区别。因此，很多售电公司被认为是没有创造价值的“皮包公司”。而需求侧管理、分布式能源服务等增值服务业务发展缓慢，售电公司整体缺乏合理稳定的商业模式。

售电增值业务还包括电力服务、快速响应、整合微电网、碳交易等。以需求侧响应为例，售电公司结合大数据分析和用户负荷预测技术，可以管理用户负荷，自建需求侧响应设备，并参与电网系统调峰调频。目前依托售电公司提高用电侧用能水平、实现用电侧资源优化配置的改革目标还远未实现。

售电公司是在过去传统、封闭的电力系统发、输、配、供、需环节中增添了一个新的环节，也是最活跃的部分。这个新环节要想获利，要么发电侧腾出空间，要么供电侧腾出空间，要么经刺激后电力系统各环节自身革命减少成本。

从目前我国的实际情况看，独立售电公司获利途径主要还得靠发电市场，但独立售电公司市场空间容易被发电侧抱团挤压。自售电侧放开以来，发电企业就出现过抱团通过“批零倒挂”等方式挤压独立售电公司的利润空间。“批零倒挂”的原因既有发电企业因亏损而抱团取暖，也有发电企业售电公司为抢占市场排挤对手所致。

售电业务只有在电力现货市场运行后的市场公平、透明环境中真正得到发展，售电的增值服务才会出现。规则完善的现货市场可规范市场主体行为，丰富交易品种，提高市场的自由度，从而促进发电侧的有序竞争，杜绝发电企业因亏损而抱团取暖的现象，也有利于技术实力突出的售电公司脱颖而出，这是因为一方面由于电力现货价格波动较为剧烈，用户希望通过售电公司的专业能力购电规避风险。

另一方面，售电公司将归集中小用户用电需求，在批发市场中对时序电价做出反应，起到响应系统需要的作用。同时，时序电价和位置信号为售电增值服务提供了指引和运作可能。

中长期市场与现货市场不同，其电价变化频度不大，更多反映的是电煤平衡和电量平衡，所有用户除了电量多少，没有用电性质的差别，所有用户基本一个价格。售电公司在用户侧的价值应当是根据用户性质进行差异定价，促进用户改进用电曲线，甚至倒逼用户侧转型升级。但在目前中长期市场无歧视价格的大环境下，售电公司差异定价只会流失用户，售电主体在用户侧的价值无法发挥。为实现用户侧的节能降耗、资源优化配置，充分发挥售电公司作用，需要在交易中区分用户性质，并将用户的用电曲线纳入交易内容。

10.增量配电项目是电改的初衷？

按照中发9号文，“有序向社会资本放开配售电业务”作为“深化电力体制改革的重点和路径”，要逐步向符合条件的市场主体放开增量配电投资业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。2016年11月以来，国家发展改革委、国家能源局先后启动了4批380个（404个取消了24个）增量配电业务改革试点。

值得注意的是，电力改革的初衷是增量配电业务，而不是增量配电项目。投资增量配电网项目是增量配电业务的必要条件，但不是充分条件，增量配网的核心商业模式是运营+服务。这也是社会资本能够和电网企业比拼的核心竞争力之所在。然而目前我国还主要停留在增量配电业务试点项目上，而且这些项目进展缓慢并存在以下问题。

1.部分试点项目规划不到位。一些试点项目在实施过程中存在政府规划不清、规划管理流程不畅、各层规划缺乏有效衔接等问题，导致增量配电业务改革试点区域内出现重复建设的现象。存在部分试点以避免重复建设为由，压缩试点项目范围的情况。

2.部分试点项目涉及的电网存量资产处置存在障碍。对于增量配电业务改革试点范围内涉及电网企业存量资产的项目，虽然《增量配电业务配电区域划分实施方法（试行）》明确了入股、出售、产权置换、租赁四种处置方式。但由于资产管理体制和模式、决策责任、观念意识、处置标准等因素的交织影响，加上电网企业对试点范围内存量资产处置积极性不高，导致存量资产融合发展缺乏活力。

3.部分试点项目接入电网的机制和流程不明确。在部分试点项目中，项目和电网企业存在分歧，电网企业未能及时提供增量配电项目并网服务，导致部分进行中项目处于停滞状态或难以开展供电业务，甚至未能从电网中获得施工电源。

4.增量配电业务改革试点项目申报产生机制待完善。由于增量配电业务改革试点项目遴选机制不够完善，部分试点项目出现前期负荷预测与实际不符、未与地方电网规划有效衔接、受电主体项目没有落地等问题，项目建设必要性存疑，有的甚至申请取消试点资格。

鉴于目前增量配电业务进展缓慢，有关部门应建立试点区域内重复建设识别机制，建立试点范围内存量资产的协调处置机制，明确增量配电业务改革试点项目接入电网的流程，建立试点项目的跟踪评估与监管机制。

三、结语

2020年是具有里程碑意义的一年，是全面建成小康社会的决胜之年，也是电改“9号文”发布的第五年，五年电改在多个领域取得了突破进展，输配电价改革实现全覆盖，中长期交易市场基本成熟，现货市场试点正加速推进，增量配电业务改革逐步推动，辅助服务市场快速起步。

但是电改自始至终都不是一个单纯的技术问题，而是一个利益重新分配的过程，其中肯定会触及利益既得者的相关利益，使得改革矛盾激化，进展不顺利。随着我国电力体制改革不断深化，各领域改革进入深水区，需进一步完善电力中长期交易机制、统筹推进电力现货市场建设、全面推进辅助服务市场机制建设，从而推动电力绿色发展，提升电力系统整体效率。

电力体制改革也是社会经济问题。我国电力体制改革的推进需从国情实际和社会经济规律出发，辩证地借鉴国际上先进经验，坚持以供给侧结构性改革为主线，坚持推动高质量发展，更多运用市场化、法治化手段，稳妥地推进我国电力体制改革，为我国现代化经济体系建设作出贡献。