習近平同志談到全面深化改革的方法論時，明確指出加強頂層設計和摸著石頭過河相結合，是富有中國特色、符合中國國情的改革方法。本輪電力體制改革啟動以來，9號文配套文件二《關于推進電力市場建設的實施意見》（以下簡稱配套文件二）明確提出要以電力現(xiàn)貨市場建設為核心推動建立中國的現(xiàn)代電力市場體系，該文件是國家層面對我國現(xiàn)代電力市場體系的首次頂層設計。在各方共識形成仍較為緩慢的情況下，2017年，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關于開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》（以下簡稱《通知》），選擇浙江、廣東等8個意愿較為強烈的地區(qū)作為電力現(xiàn)貨市場建設試點地區(qū)，推動通過“摸著石頭過河”，以市場建設實踐實現(xiàn)思想統(tǒng)一，同時普及電力現(xiàn)貨市場概念。日前，國家發(fā)改委、國家能源局再次印發(fā)《關于深化電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的意見》（以下簡稱《意見》），這是國家層面針對8個電力現(xiàn)貨試點地區(qū)初步經(jīng)驗的總結，對存在問題的糾偏，是國家層面對我國現(xiàn)代電力市場建設的頂層再設計。從內(nèi)容上看，《意見》主要是對配套文件二核心內(nèi)容進行重申，對試點地區(qū)出現(xiàn)的實際問題進行深化、細化。伴隨著各方面對電力現(xiàn)貨市場的作用和核心地位認識日趨統(tǒng)一，試點地區(qū)“摸石頭”和國家層面“再設計”將交替進行，成為我國電力市場化改革的新常態(tài)。
1、頂層再設計恰逢其時
2015年11月30日，國家發(fā)改委、國家能源局一次性密集的出臺了落實中發(fā)9號文的6個配套文件，包含五個“實施意見”、一個“指導意見”，構建了本輪電改的“四梁八柱”。換句話說，五個“實施意見”就是本輪電改的基本制度。到2017年，在其他“實施意見”均已取得不同成效的大背景下，唯有配套文件二空懸兩年后，才于當年下半年啟動落實工作，《通知》印發(fā)就是工作[1]啟動的標志。配套文件二落實工作如此艱難，恰恰說明了電力現(xiàn)貨市場對于電力市場建設工作的重要意義，因為其核心地位會引發(fā)現(xiàn)有利益格局的大幅調整，才會造成其面對現(xiàn)實困難的烈度和復雜程度與其他電改工作不可同日而語，一路坎坷自然可以理解。
本質上講，8個地區(qū)的電力現(xiàn)貨市場建設試點工作，就是在落實配套文件二的主要內(nèi)容。因此，我國的電力現(xiàn)貨市場建設工作是在頂層設計引導下的“摸著石頭過河”，而非部分坊間所說的“什么都可以嘗試”。截至今年6月30日，浙江、廣東等8個電力現(xiàn)貨試點均進入模擬試運行。各試點地區(qū)以基本完成市場詳細設計和技術支持系統(tǒng)詳細設計為模擬試運行門檻條件，從廣東率先進入模擬試運行開始到蒙西市場在試點地區(qū)中最后一個進入模擬試運行，前后歷時9個月。廣東經(jīng)過8個月左右的模擬試運行，自今年5月起已經(jīng)嘗試抽取連續(xù)的時間，進行短期的結算調電[2]。應該講，8個試點地區(qū)的電力現(xiàn)貨市場建設取得了很大的成績，但是從電力現(xiàn)貨市場建設的國際經(jīng)驗來看，電力市場建設不會一蹴而就，特別是在初始階段，是一個不斷完善和改進的過程，甚至模式還會發(fā)生翻天覆地的變化。
從國際經(jīng)驗看，我國8個電力現(xiàn)貨市場建設試點地區(qū)的進程符合國際上電力現(xiàn)貨市場建設的一般規(guī)律——在曲折中探索和前進。電力行業(yè)的長期計劃管理體制，使計劃經(jīng)濟的概念深入人心，部分市場設計過于強調本地特色，對中國特色的電力現(xiàn)貨市場中的主語——市場機制反而有所忽視。因此，試點地區(qū)在一些關鍵的共性問題上出現(xiàn)了分歧，主要有：電力現(xiàn)貨市場主體參與范圍、市場間交易與市場的銜接方式、計劃電量與市場電量的銜接、中長期交易與現(xiàn)貨市場的銜接等。特別是，各地對于同一問題的不同解決方式各有利弊，部分地區(qū)采用計劃手段解決，反而市場建設進展快、短期效果明顯，采用市場化長遠措施的地區(qū)反而眼前處在“厚積”狀態(tài)，個別情況下出現(xiàn)了部分符合市場化的設計轉向學習雙軌制[3]經(jīng)驗的聲音。一言以蔽之，承擔“摸石頭”任務的地區(qū)出現(xiàn)了方向性的分歧，有人直奔“河對岸”，有人“沿河往下”，有人“正在掉頭”，這個時候需要重申頂層設計、明確對實踐中的細節(jié)問題如何深化。
習近平同志指出，摸著石頭過河就是摸規(guī)律，對必須突破但一時還不那么有把握的改革，可以試點探索、投石問路。隨著改革不斷推進，必須加強頂層設計和總體規(guī)劃，提高改革決策的科學性、增強改革措施協(xié)調性，確保市場化改革的方向。因此，必須采取斷然措施，保證電力現(xiàn)貨市場建設試點不跑偏、不走樣，《意見》的印發(fā)正當其時。
2、重申與深化的重點
長期從事具體工作容易忘記為何出發(fā)，實際上大部分試點地區(qū)出現(xiàn)的問題，在配套文件二中均有一定程度的回答。在推動電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的過程中，實踐者必須時刻本著推動建立現(xiàn)代電力市場體系的初心面對矛盾。因此，《意見》對配套文件二的頂層設計進行了重申，在配套文件二的基礎上對實踐中出現(xiàn)的問題進行了深化的回答。
重申與深化的關鍵點1：電力現(xiàn)貨市場主體應涵蓋全部電力生產(chǎn)者與消費者。
《意見》明確現(xiàn)貨市場主體的范圍包括各類發(fā)電企業(yè)和供電企業(yè)、售電企業(yè)以及愿意直接參加的電力用戶，即電力系統(tǒng)中全部的生產(chǎn)者和消費者都是電力現(xiàn)貨市場的主體，這是對配套文件二相關內(nèi)容的再次強調。一方面電力現(xiàn)貨市場的作用是發(fā)現(xiàn)價格，如果有部分生產(chǎn)者或者消費者，不參加電力現(xiàn)貨市場，則會造成電力現(xiàn)貨市場的供需關系失真。電力現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格功能的理論支持，就是短期供需決定現(xiàn)貨價格，供需關系失真將使電力現(xiàn)貨市場發(fā)現(xiàn)價格功能失效。另一方面電力現(xiàn)貨市場機制是計劃調度機制的替代者，仍保留部分生產(chǎn)單元和用電單元計劃調度，實質上建設的并不是電力市場，而是計劃調度機制的改良，計劃調度機組的存在使運營機構具有了影響價格的能力，雙軌制下的尋租難以避免?！兑庖姟返倪@一重申和深化直接要求各試點地區(qū)推動全部機組和電力用戶參與現(xiàn)貨市場，A、B類機組的過渡性設計要盡快結束，不能允許電力系統(tǒng)運行單元享受“超國民”待遇。
重申與深化的關鍵點2：市場間交易應以置地板價的方式參與市場內(nèi)交易。
《意見》明確各類市場間交易[4]中長期交易[5]雙方需提前約定交易曲線作為結算依據(jù)，經(jīng)安全校核的日前送電曲線作為電力的邊界條件，偏差部分按照現(xiàn)貨市場規(guī)則進行結算。這部分內(nèi)容采納了浙江電力市場設計的相關思想，一是使受電省獲得了直接與送端電源簽署中長期合同的權力，打破了長期以來由輸電企業(yè)統(tǒng)購統(tǒng)銷跨省區(qū)電量的歷史；二是受電省可以與送端電源約定送電曲線，主要作為結算依據(jù)，不干擾調度機構確定日前送電曲線，如送電曲線確定時間早，則價格上對送端電源有利，反之則對受電省有利[6]；三是保持現(xiàn)有調度運行方式不變，調度機構仍然根據(jù)送端電源意愿和系統(tǒng)的運行需要下達次日運行曲線；四是市場間交易曲線置地板價進入受端市場，現(xiàn)貨交易在生產(chǎn)端是價低者得，所以可以最大可能保證置地板價的市場間交易得以出清，通過市場方式實現(xiàn)了其總量的保證，又不違反電力現(xiàn)貨市場的基本原理，這對實現(xiàn)國家能源戰(zhàn)略的送電具有重要意義，是一個具有普世意義的改革措施；五是由上述操作引發(fā)偏差造成的結算經(jīng)濟責任，由受端電源和受電省按照電力現(xiàn)貨市場規(guī)則承擔，實現(xiàn)了市場主體的普遍公平。同時，市場間送電公平參加電力現(xiàn)貨市場確保了電力市場價格發(fā)現(xiàn)效率[7]，并且有助于抑制受端市場的市場力[8]。
重申與深化的關鍵點3：用電側至少應以使用電力現(xiàn)貨價格結算方式參與電力現(xiàn)貨市場。
《意見》明確發(fā)電側單邊申報和發(fā)用電側雙邊申報形成的電力現(xiàn)貨價格，均應作為用電側電力現(xiàn)貨價格結算基礎。這一規(guī)定明顯為了修正部分電力現(xiàn)貨試點的設計方案，即電力用戶仍然維持電量直接交易，電力現(xiàn)貨價格與電力用戶結算無關的設計。電力現(xiàn)貨市場能夠根據(jù)短期供需，通過電力價格優(yōu)化資源配置， 電力價格就是優(yōu)化資源配置的手段，這個手段不但要優(yōu)化發(fā)電側，也要優(yōu)化用戶側，要求用戶按照電力時序價格這個“指揮棒”，做出對電力系統(tǒng)友好的動作。然而，目前半數(shù)試點地區(qū)，保持原有電量直接交易方式不變，用戶不必約定用電曲線，并且不參加電力現(xiàn)貨結算，將電力現(xiàn)貨市場優(yōu)化資源配置的能力直接“閹割”掉一半，即使某地區(qū)采用電力現(xiàn)貨加權價格結算的方式也嚴重損害了優(yōu)化配置資源的能力。《意見》實際上這一內(nèi)容重申的是一個市場化的“公理”，既然電力消費者必須參加現(xiàn)貨市場[9]，那么就應該按照電力現(xiàn)貨價格結算未被中長期合同覆蓋的現(xiàn)貨交易量。
重申與深化的關鍵點4：電力現(xiàn)貨市場申報和出清的限價制定應采用結果導向。
《意見》明確限價的設置應以避免因上下限設置不合理影響價格信號發(fā)揮作用為目的。這是一個按照結果導向確定限價的方法。目前部分試點地區(qū)設置申報和出清的限價，往往出于對供應緊張時段價格上漲的“過度擔心”，抑或希望確保實現(xiàn)現(xiàn)貨市場條件下“全部電力用戶用電價格不能上漲”的結果，并未按照經(jīng)濟理論進行設計限價，而是人為強行壓低限價，出現(xiàn)了給予高成本機組（可能會報高價的機組）度電補貼、采用標桿電價作為上限[10]等多種做法。且不說這種做法是否會造成發(fā)電企業(yè)的合理收益降低，只從系統(tǒng)運行來看，一方面這種人為壓低限價的做法會直接造成電力現(xiàn)貨市場的高峰低谷價差小于目前用戶的峰谷價差，使電力現(xiàn)貨市場不但不能實現(xiàn)移峰填谷的優(yōu)化，反而會促進峰谷差拉大，違背了電力現(xiàn)貨市場建設的初衷。另一方面在壓低高峰上限價的同時，還往往伴生過高的低谷限價，過高的低谷限價會導致可再生能源無法發(fā)揮變動成本低的優(yōu)勢[11]，可能導致傳統(tǒng)礦石能源擠掉可再生能源。需要指出的是，《意見》中關于限價的要求，不是簡單要求上下限價之差達到或大于現(xiàn)行用戶峰谷差就可以了，而是結果導向——要求綜合運用市場設計和限價設置等多種手段，實現(xiàn)現(xiàn)貨市場的出清價格（峰谷價差）實實在在的引導移峰填谷和消納可再生能源。
重申與深化的關鍵點5：首次提出電力用戶承擔輔助服務費用。
《意見》明確建立由電力用戶參與承擔輔助服務費用的機制。我國現(xiàn)行輔助服務費用分攤機制脫胎于計劃體制下的輔助服務補償機制（非市場化），其費用來源并不適應電力市場化交易的需要。電力現(xiàn)貨市場背景下的雙邊直接交易開展后，發(fā)電與用戶之間多對多交易，發(fā)電企業(yè)出售電量的同時對應出售功率調節(jié)能力，不同負荷特性的用戶需要的調節(jié)服務不同，發(fā)電企業(yè)由于電量結構[12]不同，其交易電量部分應承擔對應用戶的調節(jié)責任（自己的孩子自己抱走）。例如，有色金屬行業(yè)負荷穩(wěn)定，發(fā)電企業(yè)通常會給予一個較低的價格，相應發(fā)電企業(yè)只應承擔與之交易有色金屬用戶需要的功率調整義務，而不應無償承擔與其他發(fā)電企業(yè)一致的費用分攤標準。俗話說“羊毛出在羊身上”，不論輔助服務的成本如何、費用高低，均應由電力用戶承擔輔助服務費用，但現(xiàn)行機制下仍然維持發(fā)電企業(yè)承擔全部輔助服務費用，這是非常不合理的。另外，部分地區(qū)不斷加大發(fā)電企業(yè)承擔輔助服務的力度，甚至部分用戶提供可中斷負荷也需要向發(fā)電企業(yè)收取費用，這種做法沒有將輔助服務的壓力傳導到用戶，仍然維持用戶側享受輔助服務的“大鍋飯”，造成用戶不考慮自身用電習慣對電力系統(tǒng)的“友好程度”，甚至可能鼓勵用戶濫用輔助服務。《意見》這次做出的規(guī)定，標志著我國輔助服務機制開始回歸“羊毛出在羊身上”的本原，真正開始建立輔助服務市場化機制。
重申與深化的關鍵點6：建立市場化的所需的信息披露機制。
《意見》明確采用節(jié)點邊際電價的地區(qū)應提供輸電斷面、網(wǎng)架拓撲結構、各節(jié)點電價、阻塞費用分攤、設備停運信息等。實際上，自廠網(wǎng)分開開始，行業(yè)內(nèi)呼吁加大信息披露力度的聲音始終很強，監(jiān)管部門始終未下決心解決信息披露停留在紙面文件的根本原因，主要是如果需要監(jiān)督調度機構保證發(fā)電機組“三公”運行，完全可以通過年底的“同類型同容量”機組利用小時相當?shù)氖潞蟊O(jiān)管工作[13]完成，并不需要勞師動眾的披露大量信息。電力現(xiàn)貨市場開始運行后，電力調度機構已經(jīng)無法干預發(fā)電計劃，電力現(xiàn)貨市場的競價結果受到法律保護，市場主體需要自行預測負荷與供應情況，自行判斷市場形勢，自行形成報價策略，自行承擔報價后的交易經(jīng)濟責任，因此，為了實現(xiàn)上述四個“自行”，將需要大量的、具體的運行信息，特別是使用節(jié)點電價的地區(qū)市場主體對電力系統(tǒng)運行信息的需求量達到了一個幾何數(shù)量級的增長。以網(wǎng)絡拓撲結構數(shù)據(jù)為例，市場主體不是需要幾橫幾縱的基本網(wǎng)架結構，而是需要BPA等級的網(wǎng)架拓撲數(shù)據(jù)[14]。過去二十年，這些數(shù)據(jù)都被定義為電網(wǎng)企業(yè)商業(yè)機密，迫切需要通過頂層設計的修改，要求電網(wǎng)企業(yè)向市場成員定向公開這些數(shù)據(jù)。應該講，《意見》在信息公開方面的規(guī)定，在我國電力工業(yè)史上具有跨時代的革命性意義。
重申與深化的關鍵點7：探索未放開用戶的目錄電價調整機制。
《意見》明確統(tǒng)籌考慮優(yōu)先發(fā)電、優(yōu)先購電結算情況，以及電力現(xiàn)貨市場形成的價格信號，逐步建立完善用電側價格調整機制。既然電力現(xiàn)貨市場是計劃調度機制的替代者，意味著所有的電力生產(chǎn)者和電力用戶都會參加電力現(xiàn)貨市場（經(jīng)濟上），所以電網(wǎng)企業(yè)代理的未放開用戶也會參加電力現(xiàn)貨市場（經(jīng)濟上）。具體操作中，電網(wǎng)企業(yè)在日前預測未放開用戶用電曲線，并在日前分配給發(fā)電機組，作為優(yōu)先發(fā)電的經(jīng)濟責任曲線，用以實現(xiàn)保證未放開用戶電價水平基本不變的承諾。由于電網(wǎng)企業(yè)預測的未放開用戶用電曲線并不能完全與未放開用戶實際用電曲線重合。電網(wǎng)企業(yè)如在高峰段保守預計未放開用戶用電功率，或在低谷段過高預測用戶用電功率，形成的電量偏差往往會造成電網(wǎng)企業(yè)虧損；反之，可以實現(xiàn)電網(wǎng)企業(yè)額外獲利。在試結算過程中，廣東不平衡賬戶虧空的主要原因之一就在于此。這種虧空讓市場用戶承擔或者發(fā)電企業(yè)承擔，都是違背市場精神的行為[15]。同樣，電網(wǎng)企業(yè)在代理未放開用戶購電的過程中，既不應該利益受損，也不應該獲得額外盈利，電網(wǎng)企業(yè)就應當以收取輸配電價為唯一投資回報機制。因此，必須探索未放開用戶目錄電價隨電力現(xiàn)貨市場價格調整的機制，這也有利于鼓勵未放開用戶最終進入市場，畢竟即使最無議價能力的用戶，通過暗補改明補也一樣能夠在參與市場的前提下，獲得穩(wěn)定的電力供應。
重申與深化的關鍵點8：將提高電力系統(tǒng)長期供應保障能力作為電力市場設計的邊界條件。
《意見》明確持續(xù)做好電力系統(tǒng)長期供應能力的評估分析，設計合理市場機制有效引導電力投資。適時建立容量補償機制或容量市場。這表現(xiàn)出國家層面對電力行業(yè)的定位非常清楚——保證供應應當作為行業(yè)管理機制改革的重中之重。我國電力需求仍處在一個較高速度的增長階段，電力現(xiàn)貨市場競爭以變動成本為基礎進行競爭，導致了電力現(xiàn)貨市場定價無法考慮系統(tǒng)所需全部機組全部的容量投資回收。如果長期發(fā)電企業(yè)的固定投資無法得到足夠的回報，則會導致電源投資減少。目前，各地市場方案中，僅有浙江考慮了保證供應的具體措施。市場化條件下，保證供應不是靠行政手段，要靠經(jīng)濟制度確保發(fā)電投資的回收，才能從根本上保證供應。從浙江經(jīng)驗來看，如通過設計容量市場保證未來容量的充裕性，則浙江市場建設還需要更多時間，電力現(xiàn)貨市場難于短期投入模擬試運行。因此，浙江方案主要通過初期僅放開110千伏以上的用戶參與中長期交易，暫時保證發(fā)電企業(yè)可以獲得8成基本發(fā)電能力的政府授權合同[16]，就實現(xiàn)了容量回收的保障機制。應該講，浙江方案充分考慮保障供應能力的思維方式，受到了國家層面的肯定。
當然，《意見》在市場模式選擇、用戶側參與現(xiàn)貨交易、可再生能源參與現(xiàn)貨交易、區(qū)域市場建設、科學界定輔助服務品種、阻塞費用獨立分配、用戶和電廠接入電價、提升電力現(xiàn)貨市場運營能力、規(guī)范電力現(xiàn)貨市場運營平和完善配套機制方面亮點多多，難以一文贅述。
3、永遠在路上的再設計
總而言之，《意見》較好的重申了配套文件二的頂層設計——“梁柱加固”，又對細節(jié)和新情況進行的完善和深化——“雕花上色”，但是必須承認摸著石頭過河和加強頂層設計是一個動態(tài)的過程，再設計應該永遠在路上。通讀《意見》不難看出，仍有內(nèi)容尚未形成定論。
一是關于全國電力現(xiàn)貨市場體系建設問題。我國發(fā)電調度分為五級，而國際經(jīng)驗表明，電力現(xiàn)貨交易一般不做分級處理，因為交易分級會人為改變供需，影響電力現(xiàn)貨市場價格發(fā)現(xiàn)功能。同時，市場機制是以用戶為核心進行工作的，應該采用便于用戶交易原則，即其面對的應當是一級市場。為解決用戶隸屬于某一市場地理范圍，而供給側電源往往來自多個市場地理范圍的矛盾，可以采用引入市場進出口商的辦法加以解決：進出口商由所在地政府準入，可以為售電公司、發(fā)電企業(yè)或電力用戶；在跨省區(qū)交易中，送端的進出口商作為負荷通過雙邊或集中交易向省內(nèi)發(fā)電企業(yè)買電，送端的進出口商在跨市場平臺上作為電源出售電力；受端的進出口商在跨市場平臺上作為買家購買電力，受端的進出口商在受端市場上可以通過雙邊交易向用戶出售夠得的電量，也可以在集中交易中“扮演”電源，與省內(nèi)發(fā)電企業(yè)一起出清。這樣可以實現(xiàn)各個電力現(xiàn)貨市場平行存在，組成我國電力現(xiàn)貨市場體系，同時在價格引導下，可以便捷的實現(xiàn)更大范圍的電力資源優(yōu)化。
二是關于政府授權合同問題?！兑庖姟分腥砸詢?yōu)先發(fā)電為主進行描述，未提及基于此建立政府授權合同制度。實際上，目前的優(yōu)先發(fā)電制度可以過渡為政府授權合同制度。政府授權合同是政府有關部門為了達到抑制市場力、實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)政策等目的，確定一定數(shù)量占比的電量由發(fā)電企業(yè)與電網(wǎng)企業(yè)簽訂廠網(wǎng)間購售電合同，國際上通常為差價合約。政府授權合同一經(jīng)授權，政府有關部門自己也不得進行調整和改變。政府授權合同可以為實現(xiàn)國家可再生能源產(chǎn)業(yè)政策和民生政策服務，主要在中長期交易領域發(fā)揮二次分配的作用，彌補電力現(xiàn)貨市場無法考慮國家可再生能源產(chǎn)業(yè)政策和民生政策的短板，又不直接影響電力現(xiàn)貨市場的價格發(fā)現(xiàn)功能。政府授權合同在執(zhí)行過程中，與其他市場化的中長期合同同等地位，通過電力現(xiàn)貨市場公平的予以執(zhí)行。在世界范圍內(nèi)，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見。2018年，在電力市場已經(jīng)建成十幾年的新加坡，發(fā)電企業(yè)仍然得到了占全部發(fā)電量25%的政府授權合同，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。
三是關于雙邊市場問題。盡管單邊強制庫并不見得比雙邊交易的日前市場落后，但是本輪強調用戶參與的呼聲很強。因此，多個試點地區(qū)市場都設計了電力用戶在日前市場報量不報價的參與方式[17]。浙江省的設計是用戶申報次日用電曲線，電力調度機構預測電網(wǎng)代理的非市場用戶用電曲線，兩條曲線疊加作為需求方[18]。其他省用戶日前申報次日曲線，過大偏差要進行考核，但是用戶日前申報的次日曲線不參加出清，由電力調度機構的負荷預測作為需求方；看起來兩者的出清略有差別，但是都實現(xiàn)電力用戶參與日前市場，實則不然，浙江省的用戶是真正參與了出清，參與出清才是真的雙邊日前市場，而其他省的做法只是形式上用戶申報了曲線，但是申報的曲線并不能參加出清，實際上只用于最后結算，并不能算作真正的日前雙邊市場。日前采用電力調度機構預測作為需求并不合理：因為日前階段距離電力實際運行時間較長，電力調度機構有很多機會進行調整，彌補日前負荷預測的不準確，同樣也具備了一定范圍內(nèi)調整負荷預測影響日前價格的能力。國際上，開展日前交易的電力市場，如采用集中出清方式[19]通常是采用各個用戶（售電公司）申報的需求曲線疊加成為需求進行出清，并不采用調度機構負荷預測作為需求。如用戶申報數(shù)據(jù)不參加日前出清，例如澳大利亞和新加坡等市場采用負荷預測作為日前需求，則只進行日前預出清，日前的結果不參與結算。所以如果要設計日前市場環(huán)節(jié)，應當是市場用戶申報曲線與電網(wǎng)企業(yè)代理未放開用戶的曲線疊加作為需求進行出清，調度機構所做的日前負荷預測，僅能在進行可靠性機組組合時使用。
《意見》所代表的頂層再設計有未盡之意，也給后續(xù)工作留下了空間，等待再次實踐后的總結。習近平同志對于下一階段改革有過這樣的論述，隨著改革進入攻堅期和深水區(qū)，遇到阻力越來越大，面對的暗礁、潛流、旋渦越來越多。容易的，皆大歡喜的改革已經(jīng)完成了，改革開放中的矛盾只能用改革開放的辦法來解決。因此，在可預見的未來，我國電力市場化的實踐和頂層再設計，只有進行時，沒有完成時，只要遵守電力市場的基本經(jīng)濟規(guī)律，穩(wěn)扎穩(wěn)打與蹄疾而步穩(wěn)相結合，電力市場化改革必將成為電力工業(yè)高質量發(fā)展的根本動力。
[1] 《關于開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》印發(fā)前，各地的電力直接交易主要按照9號文配套文件四《關于有序放開發(fā)用電計劃的實施意見》執(zhí)行。
[2]主要目的應與驗證技術支持系統(tǒng)有較大關系。
[3] 部分機組采用計劃調度，部分機組參加現(xiàn)貨市場。
[4] 市場間交易即傳統(tǒng)的跨省跨區(qū)交易。
[5] 含優(yōu)先發(fā)電和市場化交易。
[6] 不確定性是市場交易中較大的成本。
[7] 市場間送電也是自然供需關系的一部分。
[8] 相當于擴大了優(yōu)化范圍，稀釋了當?shù)卣急容^大發(fā)電企業(yè)的份額。
[9] 電力現(xiàn)貨市場是計劃調度機制的替代者，沒有任何消費者能置身事外。
[10] 因低谷段供大于求，為了不停機，火電機組會以低于燃料成本的價格發(fā)電，造成低谷價格嚴重低于發(fā)電成本，如果高峰限價控制在標桿電價，則市場中最貴的用戶電價就是目錄電價，全天加權平均電價一定低于標桿電價，屬于一種變相降低發(fā)電企業(yè)價格的做法。
[11] 電力現(xiàn)貨市場競爭的原理就是變動成本競爭，最低報價只能報到下限價，而下限價不允許低于零并不能充分發(fā)揮可再生能源變動成本趨近于零的優(yōu)勢。
[12] 計劃電量和市場交易電量。
[13] 調度機構可以通過滾動執(zhí)行發(fā)電計劃實現(xiàn)這一監(jiān)管要求。
[14] 通俗的講，指能夠達到基本潮流計算顆粒度的數(shù)據(jù)。
[15] 新的交叉補貼。
[16] 優(yōu)先發(fā)電制度演進的一種方式，基于優(yōu)先發(fā)電制度形成廠網(wǎng)間購售電合同，電價采用基準價+上下浮動機制，合同一經(jīng)授予不能進行調整，與優(yōu)先發(fā)電計劃有調整機會不同。類似于新加坡固定電價合同，新加坡固定電價合同占比從80%將至25%用了十余年時間，用以為電力現(xiàn)貨市場機制建立保駕護航。
[17] 浙江省模擬階段是報量不報價，但是市場詳細設計中載明是報量報價，應當是仍在磨合系統(tǒng)。
[18] 也可能初期簡化為電力調度機構預測整體負荷曲線作為需求方，但是電網(wǎng)企業(yè)承認其預測曲線減去市場用戶申報曲線作為非市場用戶用電曲線，并承擔相應經(jīng)濟責任。
[19] 英歐等分散式市場除集中交易外，還有連續(xù)交易。
